【本轮电改的基本内容】
在2002年启动的上一轮电改中，“厂网分离、主辅分离、输配分开、竞价上网”为四大核心任务，而受制于种种原因，“输配分开”、“竞价上网”两大任务并未完成。而本轮电改中，绕开了“输配分离”这个有较强阻力的政策目标，提出了市场化程度更高的以下目标(1)在输配电成本核算的基础上放开其他竞争性环节电价(包含发电环节竞价上网目标，亦包含售电环节市场化目标)，(2)有序向社会资本开放配售电业务(售电环节全面放开，配电环节开放电网存量资产以外的部分)，(3)有序放开公益性、调节性以外的发用电计划(形成电力交易市场)，(4)将电力交易机构、电力调度机构从电网职能中独立出来(仅保留电网的“输电权”)。
纵观全球各国的电力体制改革方案，我国本轮的电改方案与美国最具活力的PJM电力市场最为接近，在管制自然垄断特征最为明显的输配电环节的同时全面放开发电与售电环节，从而在保障电力安全性的同时鼓励竞争，兼顾能源的安全性目标和经济性目标。
在本轮电改完成后，参与电力交易市场的大用户电度电价=电力交易价格+输配电成本(含线损和交叉补贴)+政府性基金，而不参与电力交易市场的中小用户电价=电力交易价格+输配电成本(含线损和交叉补贴)+政府性基金+售电公司竞争性收费。其中，对于特定用户而言，“输配电成本(含线损和交叉补贴)+政府性基金”是相对固定和不变的部分，前者按科学的方法论由成本加成所得并被严格监管，而“电力交易价格”和“售电公司竞争性收费”则是充分市场化的。因此，在本轮电改的目标达成后，电价的组成将不再包含垄断性利润。届时，电力在我国将被正式冠以“市场化”的称号。
【本轮电改的推进情况】
自2015年3月份电改9号文公布以来的近两年时间，本轮电改以超出绝大多数人想象的程度快速推进。本轮电改的推进情况，可以从方法论、电力交易中心设立、区域试点三个方面加以观察。
在方法论层面上，电改9号文为核心纲领性文件，2015年11月推出的6个配套文件为相对具体的结构性文件。在输配电成本环节，2015年6月的试行办法提出了如何核定输配电成本;在电力市场环节，2015年12月三个有关电力市场的征求意见稿交代了电力市场如何组织、运营、交易、监管;在配售电环节，2016年10月的两个正式文件分别规定了售电公司的准入退出及增量配电市场的放开办法。
在电力交易中心设立层面上，继2016年3月北京、广州两大国家级电力交易中心成立后，各地区域性电力交易中心陆续成立。截止16年11月末，除海南以外的省份均已成立电力交易中心。
在区域试点层面上，分为输配电价改革试点、售电侧改革试点和电力体制改革(综合)试点。输配电价改革试点方面，从2014年的深圳、2015年的蒙西、湖北、安徽、云南、贵州、宁夏，到2016年上、下半年的两大批试点，已经涵盖几乎全部的省份。售电侧改革试点方面，继重庆、广东、新疆兵团之后，2016年下半年又将福建、黑龙江、浙江、吉林、江西等列为试点省份。电力体制改革(综合)试点方面，在山西、云南、贵州、广西以后，2016年下半年有接近20个省份的方案获得批复。除了上述以省级行政单位为主体的分项改革试点外，以园区为单位的增量配电业务试点也从2016年8月开始展开，11月末第一批105个园区的试点方案已获批准。
综上所述，本轮电改的速度可以用“如火如荼”加以形容。而根据刚刚颁布的电力十三五规划，最终本轮电改完成的时间大约在2020年。在本轮电改全面完成前，有如下几个标志性时间节点(1)2016年底前完成电力交易机构组建工作，(2)2017年底前完成输配电价核定工作，(3)2018年底前推出现货交易试点，并完成售电侧市场竞争主体培育工作，(4)2020年基本取消除优先发电以外的非调节性发电计划，并全面启动现货市场。
之所以本轮电改能以极快的速度得以推进，我们认为有以下几大理由(1)在改革方案中，对于在技术和利益上较难开刀的“输配分离”目标进行一定妥协，(2)高举“降电价”大旗，从而获得地方政府的大力支持，(3)中央改革办督查组出手督导，(4)适逢国家电网高层换届。正是在上述因素的共同作用下，电改已经成为一股不可阻挡的历史潮流。
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