目前，在我国的电价制度中，只明确终端销售电价和上网电价，而无单独的输配电价。
本文所指的输配电价是根据销售电价和发电电价推算的(输配电价；销售电价—平均上网电价—网损)。
要判断我国输配电价水平的高低，必须确定合适的比较原则。
我国的输配电业务具有三个方面的特点：
地域分布广；负荷中心与能源中心分割较远；工业用电占据全社会的绝对比重。
从地域分布上，中国的输配电价的水平和结构应与巴西、加拿大和澳大利亚具有一定的可比性。而从负荷中心与能源中心相分割以及用电消费结构方面来看，则巴西和我国具有同样的特点。因此，在输配电价水平和结构方面也应具有一定的可比性。无论是绝对水平还是其占终端销售电价的比例，我国输配电价在所比较的国家和地区中均是最低的。
综合这些国家的实际情况，并结合我国的现实，我们认为，中国的输配电价占终端销售电价的合理比例应为40%左右，而目前这一比例为24.6%。
二、电网投资回报率低于工业务行业平均水平
从资产回报率来看，我国的电网投资回报率远低于国内工业投资和独立发电公司回报率，也远低于电网投资回报率的国际水平。根本无法吸引足够的投资。以国家电网公司为例，其资产回报率和销售利润率分别为0.4%和0.6%，远远低于独立发电公司的7.1%和18.9%，也低于全国工业的平均水平(2001年分别为3.5%和5.1%)。
根据JP Morgan公司提供的资料显示，许多国家的输配电资产回报率在4%-7%之间。比照这一水平，我国输配电资产的合理回报率应该在5%-6%之间。
三、目前输配电价缺口约为每度电4分钱
电价是引导电力发展的一个重要因素。正确的价格信号有利于电力工业的健康发展。目前我国发电方的上网电价的核定原则是，保障发电投资在经营期内得到一个回报率，而将来则会通过竟价上网，能够运用市场化的方式来解决电源建设所需的资金。然而，电网具有自然垄断性，其经营受到政府严格的规制，并非完全依照市场竞争的游戏规则。因此，无论是输配电建设资金的筹措，还是输配电价格的制定，都需要政府政策的引导。
按目前的终端销售电价和上网电价进行推算，我国目前的输配电价为0.086元／千瓦时(不含税)。如果以6%作为电网资产的目标合理回报率，则合理的输配电电价的缺口约为0.04%元／千瓦时。如果按照前面提到的我国输配电价应占终端销售电价的40%测算，输配电价缺口也与之基本一致。
四、社会可以承受的电价水平及其结构的合理调整
鉴于目前电力供应日趋紧张，而煤炭价格又不断上升，国家决定在2004年将终端销售价格提高2分千瓦时。我们认为，无论从宏观经济运行，还是从行业发展来看，电价水平还有一定的调升空间。适当调整电价水平及其结构，不仅不会导致价格总水平的显著上涨，而且还会有利于产业结构的优化升级。
(一)目前中国的经济和社会状况能够承受电价水平的合理上涨
第一，电价的合理上升不会导致物价水平的大幅上涨。按照2000年投入产出表，模拟计算了电价分别上涨3%、5%、6%、10%和15%时(大致相当于终端销售电价每千瓦时分别上涨了0.012元、0.02元、0.024元、0.04元和0.06元)，对居民消费价格和最终产品使用价格的影响。模拟计算表明，当电价上涨3%时，居民消费价格上涨0.20%，最终产品价格上涨0.25%；当电价上涨5%时，居民消费价格上涨0.33%，最终产品价格上涨0.41%；当电价上涨6%时，居民消费价格上涨0.40%，最终产品价格上涨0.49%；当电价上涨10%时，居民消费价格上涨0.66%，最终产品价格上涨0.82%；当电价上涨15%时，居民消费价格大约上涨1%，最终产品价格大约上涨1.2%。也就是说，电价的合理上升不会导致物价水平大幅上涨。
第二，大多数产业部门可以承受电价水平上涨0.04%元／千瓦。模拟计算表明，煤炭采选业等7个对电价敏感性较高的行业，对电价提高的承受力较弱。对石油和天然气开采业等9个对电价敏感性中等的行业，对电价提高有一定程度的承受力。其他23个行业对电价不敏感，对电价提高的承受力也较强。当电价上涨5%时，非金属采选业等13个部门成本受到的影响低于0.5%；自来水的生产和供应业等1.3个部门成本受到影响超过0.5%，.其中影响超过1%的部门有两个，分别为金属冶炼及压延加工业及自来水生产和供应业。但是，当电价上涨10%时，绝对大多数部门成本的影响都高于0.5%，影响幅度超过1%的部门达到半数。因此，电力价格调整的幅度控制在10%以内比较合适，多数行业可以承受。
第三，居民对电价上涨具有一定的承受能力。上个世纪90年代以来，城镇居民对水、电、气等居住价格上涨已经有了相当的承受能力。目前居民生活用水和液化石油气价格涨幅都不大，居民对电价上涨有一定的承受能力。根据测算结果，总体上看，城市居民生活用电价格增长幅度控制在0.04元0.05元之间，农村居民生活用电价格增长幅度控制在0.02元0.04元之间是可以承受的。
(二)调升电价水平有利于产业结构调整
目前我国高能耗工业规模急速扩大，不仅加剧了电力供求形势的紧张局面，而且造成了能源资源的巨大浪费。适当调高电价水平，有利于抑制高耗能产业的不合理扩张，促进产业结构的优化升级。
适当、有选择地提升某些类别用户的销售电价，尤其是高能耗用户如氧化铝、铁合金和电石行业，可以减少这些依赖低电价而生存的高能耗产品的出口，而这些出口实质上是间接出口我国本已稀缺的能源。一定程度上，这还有助于减少企业因低价出口而引发国外反倾销措施的可能性，从而减少国际贸易磨擦。
此外，对于市场化的其他能源价格和严格管制的电价所形成并不断扩大的能源差价，电价总体水平的提升还可以缓解这一矛盾给电力供给带采的压力。
五、理顺输配电价的政策建议
(一)适当调高输配电价水平和输配电价占销售电价的比例
建议在可承受的范围内逐步提高输配电价，使输配电价水平及其占终端销售电价的比例逐步接近合理水平。近期可以将输配电价在现有输配电价基础上每千瓦时再提高2分钱，然后再选择适当时机，进一步调升输配电价，使输配电投资回报率逐步达到6%左右。
根据测算，输配电价提高2分钱后，2004年国网公司将可新增销售收入268亿元，新增利润为180亿元，资产回报率将提升为3.1%。这将改善国网公司的回报和负债状况，其内部现金流对应未来电网投资的资金缺口也可由62%降低到41%。
此外，由于农村居民对电价调整的综合承受能力弱于城市居民，在调整电价的同时，应针对不同地区(特别是对电价承受能力较弱的地区和农村)采取不同幅度，不同侧重点的调整，可以对某些弱势群体提供专项补贴以弥补其额外的电费支出。对于居民生活用电，可以采用累进电价或者是采用生命线电价的方式。对于一些已经有过热苗头、高能耗的行业，不仅要取消电价优惠，而且要提高电价。
(二)建立独立的输配电价机制
目前极低的输配电资产回报率不能吸引社会资金投资电网。即便是电网公司的电网投资，严格意义上也不符合商业原则的“自主性”投资。电网公司已公司化，但仍然扮演着一个政策性投资被动执行者的角色。在现有电价体制下，电网投资越多，电网公司还本付息的负担越大，越缺乏进一步投资的积极性。电.网公司这种政策性角色既不符合电力体制改革的初衷，也无法藉此长期维系电网投资。
因此，长期而言，建立独立、规范的输配电价机制，使输配电价真正反映输配电真实成本，并予以合理回报，是理顺电价、改善电价结构的核心和根本。
(三)建立电网建设基金
过去，国家为了鼓励社会力量投资办电，曾实行了每千瓦时征收2分钱电力建设基金的制度。征收电力建设基金的制度大大促进了当时我国电力工业的发展。后来，随着电力供给状况的改善以及相关制度的改革和完善，这一基金被取消。当前，电力供应再一次出现紧缺，而电网建设在短时间内难以吸引大量社会和海外投资，作为应急措施，可以考虑参考“南水北调”工程和三峡工程设立相应工程建设基金的作法，设立电网建设基金，专用于电网建设。待将来输配电价到位后，再取消。
(四)促进社会资金有序进入电网建设
在坚持对电网进行“统一规划、统一建设、统一调度、统一管理”原则的同时，允许社会各类资金参股电网公司。在电网公司的统一管理下，有序进入电网投资建设。当然，引入社会资金进行电网投资的前提是有一个合理的回报机制。
(五)创造条件重组电网公司资产，整体上市筹资
在逐步提升输配电价的同时，配合若干国家政策，以及采用某些金融手段，进一步重组电网公司的资产，将其回报逐步提升，直到符合资本市场的要求，以达到将电网公司整体上市的目的。电网公司的重组上市不仅可以为其提供新的、可持续的市场融资渠道，而且将大大促进公司管理水平的提高，使公司在治理结构和日常运行方面更加规范，并符合市场要求。
