业内人士认为，当前各地的电改路径和发展速度参差不齐，但总的思路是从输配电价到交易机构设立再到培育新交易主体。值得注意的是，在方案的制定和实施中各方博弈重重，而且还面临电网企业新增投资与电量难以匹配、核定分电压等级输配电价及交叉补贴存在难度等问题。
2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（业内称“9号文”），被誉为“啃硬骨头的改革”正式拉开帷幕。在过去两年深圳、内蒙古西部、宁夏等7地开展输配电价改革先行试点的基础上，今年3月北京、天津等12个省级电网和华北区域电网也被列入试点范围，目前正在制定相关方案，拟于今年5月底前上报。
当然，对于投资者而言，最关注的还是终端的售电放开。广东、重庆首批售电侧专项改革试点、贵州、云南首批两个电改综合试点近期已正式起步。根据5月16日公布的《贵州省电力体制改革综合试点方案》，在建立独立的输配电价体系的基础上，将在2016年6月底前，建成省级电力市场电子交易平台，完善贵州电力交易中心。同时，推进兴义售电侧改革试点和贵安新区配售电侧改革试点。与此相比，云南、重庆、广东的进展更快些，已有实质的购售电交易。尤其是广东的改革更为激进，全国第一个安排售电公司参与集中竞价交易。据不完全统计，目前全国有30个省市区成立了售电公司，已达到423家。虽然输配电价改革已覆盖了全国超过60%的省份，但“9号文及配套文件发布以来，各地申请开展电力体制改革试点的积极性很高。整个电改要同步走，不能碎片化，未来坚持以综合试点为主、专项试点为补充。”相关部门人士称。据透露，此前江西已向国家发改委申请在新成立的南昌临空经济区，开展售电侧改革及能源管理体制创新试点。内蒙古则提出制定全区电改综合方案，申请在包头市国家级生态铝业园区开展配售电改革试点。而湖南拟于6月底前启动包括配售电改革在内的专项试点。西藏电力体制改革试点的工作也在酝酿中，其厂网分开或探索分类改革的途径，同时研究探索交叉补贴新机制。此外，辽宁、黑龙江、浙江、北京、天津也纷纷征求电改工作意见，酝酿改革方案。
《经济参考报》记者了解到，当前电改全面落地开花，各试点的方案基本原则和主要内容大致相同，但在参数核定、机制设计等一些有所不同，有关各方博弈重重。《河北省售电侧改革试点方案（征求意见稿）》提出，对于历史形成的，国网河北省电力公司和国网冀北电力有限公司以外的110千伏及以下电压等级的存量配电资产，可视同为增量配电业务。而四川的售电侧专项改革试点方案则提出，在试点范围内新成立的售电公司如已有配电网，应上报物价部门核定配套电价。对此，电网公司提出反对，认为增量配电业务范围仅限于新建配电网络，而且输配电价应该按省核定。
问题并不止于此。作为国网辖区内输配电价改革试点方案获批的第一个省份，宁夏自治区物价局商品价格管理处处长覃红伟表示，国网公司加大投资可以提高输配电的输配成本，但这又与社会的承载力和使用需求不匹配。而且，不断推高的输配电价最终还会体现在电价上，下一个监管期就可能面临涨价，相当于“羊毛出在羊身上”，建议政府及电网企业结合电量增速考虑新增投资，综合考虑社会发展水平和电价承受能力。
同时，宁夏物价部门反映，宁夏电力公司目前尚未对各电压等级的电量单独计量，并按相应口径进行成本核算，目前很难算清各电压等级及各类用户间的交叉补贴。希望电网企业能按要求进行成本归集，并进一步细化到各电压等级。此外，业内人士建议国家有关部门应制定平衡账户管理办法，同时，还应统一制定常态化的监管办法，对电网企业的投资、收入、成本、价格等信息实行定期报告制度。 来源：经济参考报