令人担忧的是，该方案表面上很热闹，口号响亮，但实际上并无多少新意和“干货”：输配电价、直接交易、加强规划等都是喊了多少年的;交易独立则如壁虎尾巴，既可断也可生;配电增量放开，售电民资进入，算是新意，但可以预料其命运不会比大用户直接交易好多少。

　　所以我们在这个时候，很有必要讨论电改的“最小方式”和合理路径。什么是“最小方式”?有两个基本判则，一是“最必要”，即使仅此一招也能基本达到改革目标;二是“不可逆”，即使后续改革停滞也不至于有害和倒退。

　　以此准则，此前30年电力改革，只有“厂网分开”可称之为达到“最小改革方式”，而此前和此后，电力体制调整和政府管电方式一直在进行着，尤其是多家办电的实施，实际上是“发电放开”，在“厂网分开”前20年就大大小小地实施了，但这些都达不到“最小方式”，只是体制的渐变和量变。

　　纵观今天的电力行业，诸多矛盾交织在一起，电改如温水煮蛙，缺乏实质动力。如今，量价、项目三项审批咬在一起;竞争性业务和垄断性业务咬在一起;行政垄断和自然垄断咬在一起;政策性业务和市场性业务咬在一起;主辅业务和主多业务咬在一起;上下游改革以及央地利益咬在一起;固有的发输配强连接咬在一起。诸多体制性因素搅合在一起，犹如“篓子里的螃蟹”，爬不出来。

　　改革应从哪里下手，也一直是圈内争论最激烈的话题。从改革效果的角度讲，改革应从最关键环节下手;从改革方法论的角度讲，改革应从“最弱连接”下手。

　　此轮电改的最低目标应要还原能源商品属性，使市场在资源配置中起决定作用，构建多买多卖的(现货)市场，让(场外)买卖双方都有竞争和选择。

　　要达到这一改革目标，当前的最小改革方式应是“网售分离”，成立购售电服务公司。这既是最关键环节，又是“最弱连接”。

　　购售电服务公司应承担现有电网公司全部营销业务(抄表、收费、合同、结算、用电信息、节能服务、低压故障排除、清洁能源补贴支付)，同步公布全部初始输配电价。

　　成立购售电服务公司之后，应有一段过渡期，过渡期内发电上网电价/用户目录电价/发用电购售结算关系“三不动”。下一步便是分区域搭建现货市场，应采用两部制电价、实时电价、节点电价，保证清晰的时间信号和空间信号;同时分省放开用户，并设立最低标准和时间表;成立市场性的购售电公司，发电企业优先。

　　至于交易独立、调度独立、输配分开、区域电网、主辅分离、分拆上市、整体上市等选项，都以服从监管需要为准则，条件成熟则做，条件不成熟则等。

　　首先必须明确，“售电放开”不等于“网售分离”，正如“发电放开”不等于“厂网分开”。我国早在上世纪80年代兴起地方办电等，就实现了发电放开，但若不是厂网分开，便不可能达到如今的改革和发展成就。

　　第二，购售电服务公司是承担政策性和普遍服务的公司。正如笔者之前所说，业务切分要区分四个象限——竞争性和垄断性业务要分开，政策性和市场性业务也要分开。

　　售电环节整体是竞争性环节，但不是所有售电业务都可以一下推给市场。众多中小用户、农村用户、暂时没有放开的用户需要有人“兜着”，因此，它是一个政策性服务公司，是“兜底”的售电公司。此外，对于发电方来说，燃煤发电、核电可以放开，但水电、新能源等不可能一次完全放开，需要全额收购者。如便宜的水电一次性放开后必然会造成电价波动，出现不合理的财富转移，高价的新能源也需要收购者。