早在今年4月18日召开的新一届国家能源委员会首次会议上，最高层就定调了电改的大方向，“推动供求双方直接交易，提供更加经济、优质的电力保障，让市场在电力资源配置中发挥决定性作用”。
电力体制的市场化改革是大方向，有业内专家称，政策层面讨论越来越密集，用电企业的呼声越来越强烈，电改已经箭在弦上;但最终改革力度有多大，能够给用电企业(特别是用电大户)带来多少实惠，目前看还都是未知数。
将挤压国家电网利润空间
电改必然会触动垄断部门的利益。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强接受《证券日报》记者采访时称，电改的关键是定价机制的改革，是形成“多家买、多家卖”的市场竞争机制，通过竞争，把输配电的成本降下来，必然要挤压国家电网的利润空间，主要阻力在于“改革成本谁来承担的问题”。
中国能源经济研究院研究员陈哲曾向《证券日报》记者表示，当前电改的最大阻力可能来自于国家电网，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，电价问题，新能源发电上网、并网难等问题或将迎刃而解。
实际上，电改遇到的不仅是来自国家电网的阻力，电企也并没有太多动力。
某电力企业内部人士称，从电力企业来讲，大多对最近提出的电力体制改革新方案并不抱太大的希望，因为12年电改基本停滞，唯一做的就是实施了"阶梯电价"，也被许多用电大户认为是变相上调电价;而且国家电网上马多条特高压线路被认为就是防止被分解，以此来更强化其垄断能力。
但林伯强认为，假设输配电的成本保持不变，即使拆分了国家电网也没有任何实质性意义，因为点对点供电、直购电对于供电方和用电企业来讲，并不能实现双赢，用电企业就无法降低用电成本。因此，电改关键是改革价格形成机制，如何降低输配电成本。
直购电对用电大户是利好
目前，数据显示，浙江的工商业用电最终实际价格普遍在1元/千瓦时以上，而当地的火电上网标杆电价在0.4元/千瓦时左右。从电厂发出电，到工商业用户最终用上电，这近0.6元/千瓦时的价差基本都到了国网的口袋中。相比较而言，美国的工厂在与发电企业签订供电合同时，电价大多在0.04美元/千瓦时，折合成人民币不到0.3元/千万时。
有消息称，今年4月份相关部门已批复云南省电力用户和发电企业直接交易试点的输配电价。另据了解，除了云南，广东、山西、山东、福建、江苏、甘肃、贵州、湖北等十多个省份也启动了直购电交易试点，且推进速度在不断加快。
直购电交易试点的增多，必然会逐步弱化国家电网的作用。但有分析认为，由直购电试点起步自下而上推动电改并不现实;需要在实现输配分离等大的拆分，理顺机制后，直购电工作才有望得到更好地推进。
工商业用电电价的高企已经极大地吞噬了企业的利润空间，让诸多用电大户怨声载道。以电解铝行业为例，电解铝是典型的高耗能行业，电价占了生产成本的47%。以生产一吨电解铝按国家界定的电价奖惩值13700千瓦时计算，一个50万吨的电解铝企业年用电量将达到64亿千瓦时，这就意味着需要配备3台35万千瓦机组的电厂才能保证其正常生产。
按照某些直购电试点地区企业方面可以获得了大约0.02元/千万时-0.03元/千万时的电价优惠来计算，上述50万吨电解铝企业每年可以节约电费开支为1.28亿元-1.92亿元;如果按照收购火电厂自备电网大约节省0.1元/千万时，该电解铝企业每年可以节约用地按成本高达6.4亿元。
林伯强指出，一些企业自建电厂、自备内部电网、点对点供电不用分担国家电网所需的各种相关成本，自然会便宜一些，但这意味着不能享受国家电网的平衡调度，要一切靠自己。
