据了解，新电改方案由国家发改委牵头负责，最大亮点在于网售分开，提出“四放开、一独立、一加强”，其中，发电计划、电价、配电侧和售电侧等环节都有望放开；交易机构独立和电网规划加强；仅由国家核准输配电价；将允许民营资本进入配电和售电领域等。据称，该方案有望于今年年内获批。

电力体制改革的基本目标是提高效率 ，全世界都一样 这一点很容易理解，因为社会作为一个整体，其福利要不断上升，唯一的选择就是以尽量少的投入，获得尽量多的产出，从而有更多的剩余可供二次分配。最大化产出投入比，也就是提高效率 的一个通俗表达，与做大蛋糕 同义。纵观世界各国开展的、计划的电力改革，莫不如此。

从效率角度，为了保证安全的投入也应该仅在一定的限度之内，这是一个必要的约束，而不是目标。从电力系统运行角度，其尖峰负荷(比如年小时数30以内的那部分)要100%满足，成本是相当高的。原因很简单，不论其运行小时数多少，要满足这部分，必须建设额外的机组，固定成本是一大块，即使是单位投资最低的天然气调峰机组。从经济学学究角度，恰恰存在一个最优停电时间 ，也就是最优的不安全程度，这是追求的目标，其将显着的大于0。因为人们用电的价值总在一个限度，电力价格超过了这个限度，用这一度电就得不偿失了，还不如断掉了事。在欧洲、美国的电力市场，负荷高峰时段，电力价格完全可以上涨10几倍乃至上百倍，如果没有涨价的限制(这种限价一般是存在的，比如西欧电力市场大概在3欧元/千瓦时)，其可能一直涨下去，早就超过了一般用户的用电价值。这一市场失灵 在智能电网与需求响应出现之后有望得到解决。

电力改革要提高效率。提高效率要从几个方面着手，首先是促进竞争， 通过竞争，短期内提高成本优势生产商的市场份额，长期激励各厂商不断的技术进步与成本降低。无条件开放自然垄断性质的输电网，自然垄断是新古典经济学的概念，缺乏对动态变化与行为的分析，已经有些不合时宜。电网作为公共基础设施，无条件的开放将降低各种电源接入的难度与成本，潜在地寻找到最低的能源供应模式。其次尽可能使得负荷与出力特性一致。这一点传统可控机组是一个提高预测能力、跟踪负荷变化的问题，是技术问题，在不可控的风电、太阳能越来越多的情况下，这将是个双向互动的过程，技术的进步与新的机制设计是不可或缺的。基于这些共识，各国开展了电力体制改革，进度不一，也存在路径依赖。但是，其共同的追求，以及如何实现追求的路径 集合无疑是相同的。如果改革是个筐，无非是先后顺序与推进程度的区别。

发改委牵头起草的《关于深化电力体制改革的若干意见》即电改初稿已经下发征求各方意见，重点包括核定输配电价、交易中心独立、售电侧改革既售电业务从电网体系中剥离，这一方案与电网业务拆分的思路一脉相承。国家能源局局长吴新雄在全国“十三五”能源规划工作会议上的讲话提到，“十三五”要推进能源价格市场化改革，逐步实现上网电价和销售电价由市场形成，输配电价由政府定价。能源局已经就电网输配成本监督方案进行专题立项研究，包括引入第三方审计手段等。

大方向已定，然而，落地的操作细则还在激烈博弈中。在种种拆分中，售电未来放开阻力最小，民企参与度最高，因为这部分投入小、资产轻，可能会出现新的商业模式，互联网公司参与度提升，比如记录用电量数据和用户用电习惯，未来电网运维服务外包也是一种可能的方向。因此大用户直购和售电侧改革成为本轮电改率先重启的突破口。不过，曾由电监会力推的大用户直购近年来收效甚微，业内认为电力直接交易市场形成的前提是电价市场化，然而我国电力兼具公用事业和商品属性，存在交叉补贴等模式。中电联副秘书长欧阳昌裕就就表示，售电侧改革的前提是电网盈利模式改变，即电网不再“吃购销差价”，而是核定输配电价收取过网费。这需要解决两个问题，一是如何分流几十万的电力系统营销人员，二是售电市场化的路径从大用户直购向中型最后到家庭用户逐步过渡，最终还是需要电网公司供应居民用户的售电，这一部分很难完全放开。

综合来说，基于中国国情及其潜在的影响，考虑的中国电改的途径认为的顺序是：首先拆分电网，建立省(除南网独立试验田外)为实体的电力公司(这难道不会造成省间壁垒?应该不会，否则便宜的三峡水电就没人抢了)。成立专门公司负责省与区域间联络线。其次以省为边界，开展竞价电力市场试点，发现不同地区对应其区域特点的价格体系；在试点基础上，省级间电力市场连接并同步运行，价格趋近(考虑输电的成本与系统阻塞)，发现电力潮流最优流向的特点；根据最优潮流的特点，鼓励紧密联系省间的合并与重组，建立区域乃至全国联合体；大用户直供从目前开始同步推进；其他输配与灵活用电层面改革的陆续推进。