事实上，自1997年国电公司成立以来我国就在不断探索电改路径，历经2002年启动的政企分开、厂网分开和主辅分离，以及今年3月9号文提出的“管住中间、放开两头”，电改蓝图渐次清晰。未来，具有自然垄断性质的输配电价格将由政府核定，而发电与售电端则交由市场机制调节，学校、工厂等用电大户可以与发电企业直接联系与博弈，最终选择与优质电企进行合作。可以预期的是，在电网企业统购统销“吃差价”的垄断局面被打破之后，电力用户将拥有向不同市场主体购电的选择权，供求市场的变局将倒逼发电企业积极改进技能、完善服务，以此提高客户的黏着度。海外实践表明，电力系统市场化改革可以促进电价总水平的下降，并为新能源绿色发电打开入市良机，最终实现社会福祉的提升。

但需要指出的是，作为一项基础性产业，电力与国民经济的关联性十分密切，任何电改新举措都会牵涉利益关联方敏感的神经，以至于许多操作细则迟迟难以定调，是为电力系统改革滞后的重要原因所在。这其中，市场化售电何时才能真正成形就是一个现实问题。近期，各地纷纷涌现新成立的售电公司，但基本上都没能开展实际业务操作。这一方面是因为售电牌照尚未正式下发，另一方面则是售电市场竞争格局并不明了。由于9号文并未强制性规定电网企业应退出竞争性售电领域，且相关配套性文件仍未下发，以至于这些新成立的售电公司无所适从。

客观而言，国家电网与南方电网在电力输、配、售领域盘踞已久，拥有广泛的数据积累以及客户群体，如若电网企业未来仍然可以进入竞争性售电市场，那么新进入企业立足市场的难度将会激增。更进一步讲，电力资源不可能像煤炭、汽油等资源品一样进行大规模囤积，售电企业必然要依赖电网服务的输配支持，届时电网企业为了在售电竞争中胜出很可能向同业竞争者提供差别化的并网传输服务与价格，导致公平竞争氛围受挫。而从既有数据观察，当前我国电费应收中有1/3源于输配电业务，其余则对应于发电业务。电网企业放弃售电市场就意味着收入规模将缩水约2/3，显然不会轻易主动退出，售电侧市场化如何推进仍需拭目以待。就发电侧而言，目前五家发电企业在形式上已经实现了自由竞价上网的市场化运作，然而在可再生能源发电比重偏低的语境下，火电大户具有天然的强势话语权，市场竞争并未实质性展开。

对此，发改委在今年3月下发相关配套文件，鼓励新能源发电的市场应用，对既有电能供给结构进行合理调控，但发电市场自由竞争氛围仍需进一步激活。

其实，主管部门在电改中除了要审慎厘清发电与售电市场的运作规则外，还需要履行好裁判人角色，对垄断环节实施硬约束。根据改革相关方案，输配电价将逐步过渡到“准许成本加合理收益”的框架之内，如何定位电网企业及其利润边界就成为主管部门不容回避的问题。

由于我国发电及用电地域分布不均衡，跨地区远途输送电力较为频繁，而一旦发电侧与售电侧实现市场化运作，还会对电力资源配置提出更高的要求。从国计民生的角度看，电网输配业务关乎公众利益，理应视为一项公共服务并受到严格管控，包括收费标准、利润核定、业务流程、人事管理等均应向民众公开，接受外部监督和意见反馈。只有建立起一套稳定的输配电价格机制，才可能为发电侧与售电侧的市场化奠定好基础。此外，伴随着电力改革逐步走向深水区，终端电价受行政管制的力度会逐步减少，其波动幅将加剧，这就要求主管部门还应及时建立起一套风险缓冲机制，以保护对电价较为敏感的中低收入者不被改革所“误伤”。