4、如何处理交叉补贴问题？
与世界各国相比，我国各省均存在不同程度的电价倒挂现象，交叉补贴使得销售电价完全不能体现输配电的真实成本，本轮电改的6个配套文件中，交叉补贴被反复提起达31次，也表明了明确交叉补贴、理顺价格机制是构建电力市场的前提，也是电改的重难点所在。
不同用户享受的交叉补贴可以在其相应等级的输配电价核定后通过差额进行测算。但为了保证现有销售电价不出现大幅度波动，可以将交叉补贴暂时先纳入输配电价，明确补贴的来源支出，减少并逐步取消交叉补贴。
5、如何避免电价的地区差异？
我国当前的电价体系通过交叉补贴保证了供电服务的普惠性，在取消交叉补贴、形成差异化的配电电价的过程中电价的“柏林墙”会逐渐出现，长远来看，可能还会发生居民电价上涨的情况，因此需要制定相应的方案来避免这一问题。
考虑到中国的面积远大于德国，采用全国统一的输配电价不具有很好的可行性。因此可以考虑建立专项普遍性服务基金替代交叉补贴，用明补替代暗补的方式保持当前供电服务的普惠性。普遍性服务基金可以在交叉补贴减少的过程中做出相应数量的增加，避免现阶段的销售电价出现较大幅度的波动。政府应根据不同地区工商业用户、居民用户对电价的承受能力，设计、调整和优化相应的收取标准和补贴标准，同时保证民生、尤其是低收入居民的用电。
6、发输配用各方需要做哪些应对？
当发电侧也需要承担部分输配电价时，发电厂的选址、电源类型组合、发电计划安排等因素将会直接体现在发电成本上。加之发电侧参与市场交易的规模逐步增加、发电计划的有序放开这些因素，发电集团想要在电改大潮中保持竞争力就必须意识到，以前由电网、由调度承担的任务，以后将成为发电侧自己需要解决的问题，包括供需预测、阻塞预测、发电计划优化等等，与此同时，选址分析、燃料管理优化、价格预测、竞价策略研究等方面，也将成为发电集团需要具备的能力。
电网企业作为输配电服务的提供者，也需要进一步考虑在用能结构、网架潮流等出现越来越多变化的时候，如何提效率、降成本，来降低输配电的成本，输电网可以在负荷预测、潮流分析、网损理论性研究等方面加大投入力度，而配电网可以在主动配电网技术研究、线损理论性研究、园区性多能互补和多能供给研究等方面进行更多的探索。
而作为需求侧的售电公司和电力用户来说，在出现差异化的输配电价格信号、电力市场交易规模加大的情况下，同样需要提高选址分析、价格预测、购售电策略、能效管理、需求侧响应等方面的能力，来保证自己利益的最大化。（完）
上篇：输配电价改革不能与普遍服务相违背：德国电价柏林墙教训（上）
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