3月15日，中共中央、国务院发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》内部下发，随即被广泛公开传播。
这份新电改方案的主要精神为“三放开、三强化、一独立”，即放开新增配售电市场，放开输配以外的经营性电价，放开公益性调节性以外的发电计划;进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平;交易机构相对独立。
在外界看来，与2002年开始的上一轮改革相比，新电改方案改革力度并未增强，尤其是从争议较大的“拆分电网”“输配分开”转到了“放开两头，监管中间”的方向上，因此被称为“温和版”电改。
输配电成本之困
电改的一个核心问题是输电成本难以厘清。
按照电力行业产业链划分，电力系统由发电、输电、配电、售电四部分组成，由此形成上网电价、输配电价、销售电价。作为上一轮电改的最大受益方――电网企业的盈利模式主要以上网电价批发购进电力，以销售电价卖出，赚取差价，而作为中间环节的电力输配有成本没定价，属于电网内部的流程。
由于新电改方案提出，输配电价要逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定，电力用户按照其所购电能使用线路电压等级对应的输配电价和结算电价支付费用。这也让输配电价管理成为电网是否能健康有序发展，电价改革是否能深入推进，电力资源能否优化配置的关键所在。
输配电成本透明化是打破电网买卖电力“赚差价”盈利模式的第一步，也是关键一步。但输配电成本始终缺乏财务独立核算的支撑，电网有效资产核定起来也相对困难。尤其是存量资产历史形成因素比较复杂，再加之普遍服务形成的交叉补贴的“遮挡”，成本算不清，购销差价或成为看不清的“黑洞”。
从某种程度上来说，核定输配电价能否真正落地，决定了本轮电力体制改革成败。政府需要确立一套合理的输配电价标准核定体系，未来售电侧放开也才可以顺利推进。问题在于，新电改方案能否得到电网的高效执行？毕竟，仅靠固定的核定输配电价获利，将极大影响电网企业的收益。
2002年开始的上一轮改革，提出政企分开、厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网的电改方向。但此后十几年，除了厂网分开、主辅分离得以实施，各种电力改革的动作和口号层出不穷，包括竞价上网、大用户直购电试点等等，但最终都因为种种原因未能很好地落实。
中国能源经济研究院研究员陈哲对此曾公开表示，当前电改最大的阻力或来自于国家电网，如果把国家电网拆分为几个公司，形成相应的竞争机制;或者直接划归为社会公共服务事业，取消其企业属性，电价、新能源发电上网等问题或将迎刃而解。
调度不独立隐患
电网调度权力改革也是争论焦点之一。
电网调度属电力系统中的公共事务，具有强制性，发电企业必须无条件服从调度。但在2002年电改之后，电力调度机构沦为电网企业的内设部门。 由于调度权利继续在电网企业保留，电网企业在电力调度方面拥有绝对话语权，必然考虑电网企业利益最大化。
2014年，中央高层曾指出，目前的电力体制“调度和输配电合二为一，既当裁判员，又当运动员，是政企不分的典型体现”。也就是说，中央层面已经看到了电力改革的关键所在。
然而，新电改方案中没有“调度独立”的内容。这意味着，即使电网回归到“高速公路”的属性，电网企业依然手握调度大权。
设想，新电改方案形成“多买多卖”格局后，发电、售电投资主体多元化，厂厂之间、中央与地方企业之间、国有与民营企业之间，存在多种经济利益搏弈，但由于调度权利继续在电网企业保留，电网企业在电力调度方面拥有绝对话语权，必然考虑电网企业利益最大化。调度又密切关系电网运行安全，在技术上，上下游电力企业只能服从。
这或将引发新一轮对电网调度是否公平合理的矛盾和争论。尤其是对许多发电、售电企业来说，他们感觉“如鲠在喉”。因为，即使能上下游直接交易，自主签订合同，还需要把交易单交到电网企业手中，听其“调令”。
业内人士认为，如果调度不独立，政企依然不分，先行启动的售电市场化、交易独立，都将面临重重困难。
