本轮电改方案是比较务实的，综合考虑了改革需求和可操作性原则。相比于2002年的5号文，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号文)更具现实意义。
需要强调的是，有序推进电价改革是电力市场化改革的核心和先决条件。建立独立的输配电价，理顺价格形成机制，通过市场竞争确定发、售电价格，形成完整的电价传导机制，让电价反映资源稀缺程度和市场供求关系，将从根本上理顺煤电关系，解决煤电矛盾。此外，独立的输配电价也将明确电网企业的投资收益，保障电网企业的可持续发展能力，促进输电网和配电网的协调发展。通过市场竞争形成发、售电价，也将驱动市场主体进行理性决策，避免低水平重复建设和无序竞争。
——单独核定输配电价。
《意见》指出，输配电价将逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。这将使电网企业摆脱了现行购销差价形成输配电收入的不确定性，更加专注电网资产运营和提高输配电服务水平。同时，这有利于激励电网企业降本增效，保障电网企业在回收合理成本的同时获得合理收益，促进电网的良性发展。按成本加收益方式对电网输配电业务实行独立定价，监管电网企业的输配电总收入，这是政府加强对网络型自然垄断环节价格监管的重要举措和有益探索。
输配电价是电力产品价值链的中间环节，不仅关系到电网的健康发展，也关系到电价改革的深入推进和电力资源的优化配置。此次输配电价改革试点按国际通行的核价方法监管电网企业收入，标志着我国对电网企业监管方式的转变，完全符合习总书记在中央财经领导小组第六次会议上所提出的“转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体系”要求，对于推动能源体制革命、还原能源商品属性具有积极意义。
——分步实现公益性以外的发、售电价格由市场形成。
关于市场化电价机制的形成，应放开公益性和调节性以外的发供电计划，积极推进发电侧和销售侧电价市场化，鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。鼓励发电企业和电力用户(或市场化售电主体)开展电力交易，采用供需双方直接见面的双边交易合约交易模式，通过自愿协商确定电价，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。
——妥善处理电价交叉补贴。《意见》指出，要妥善处理电价交叉补贴。过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。我们认为，这个思路还是符合我国实际的，交叉补贴机制的改革应循序渐进。在我国现有国情下，短期内完全取消交叉补贴是不现实的，更是不可行的。因此，在改革交叉补贴机制过程中应秉持效率优先的原则，充分考虑各地区工商业用户和居民的电价承受能力，在维持现有销售电价水平的基础上，以明补代替暗补、少补代替多补，逐渐提高居民电价、适当降低工业用户电价，逐步减少销售电价中交叉补贴。
另外，交叉补贴机制改革应保护民生，不可盲目提价。我们之前已经做过相关研究，以我国西南某省为例进行测算，取消交叉补贴可提高GDP及人均可支配收入。然而，作为居民而言，公众最关心的是电价的上涨会“增加负担”。因此，在交叉补贴改革的过程中不应盲目提价，对居民电价的调整可以通过生命线电价的方式实现，具体而言，就是规定居民用户每人每月用电量在一定标准以下时，仍按现行的优惠电价予以收费，超出此规定范围的电量除收取其电费外，可以征收适量的电力普遍服务基金。在以后条件成熟时，再逐渐提高居民用电价格。
