专家指出，相对于2002年5号文，此轮电改大概率推出的是一个折中方案。虽然方案中可能不会有涉及拆分电网、调度独立等此前热议的内容，但是如果能够实现改变电网盈利模式这一核心目标，目前的电力市场格局也将发生深刻变革。
大变革前夜，中国证券报记者获悉，新电改方案除了已知悉的“四放开、一独立、一加强”的基本思路以及改变电网盈利模式之外，明确提出要改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易一体的状况，电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，破除电网“独买独卖”的垄断格局。
单独核定输配电价
知情人士透露，在新电改方案中，延续了深圳试点的基本思路，明确提出单独核定输配电价、积极推进发电侧和销售侧电价市场化、逐步减少或取消电价交叉补贴。
11月4日，国家发改委下发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，正式启动我国新一轮输配电价改革试点。华北电力大学能源与电力经济研究中心主任曾鸣认为，深圳试点是整个电价改革领域的关键一环。形成独立的输配电价格机制，是“监管中间”这块最重要的一个环节，也是直购电市场形成的最重要的前提条件之一。不过，核定输配电价也一直是电价改革的难点之一。自2002年提出直购电试点以来，国家发改委就与电网开始商讨输配电价的核定。之后，在2005年发布的《输配电价管理暂行办法》中提出，电网输电业务、配电业务应逐步在财务上实行独立核算。但输配定价问题仍一直没有解决。
曾鸣表示，与深圳方案不同的是，此轮电改将通过“分步实施”的方式来降低改革难度。起步阶段，输配电价采用单位电量过网费模式，平均输配电价由平均购销差价形成。而随着改革的深入，输配电价的核算方法将逐步过渡到按“准许成本+合理收益”原则，分电压等级核定。这与深圳试点的输配电价核算方法基本相同。
深圳方案也为后续的公益性以外的发售电价格市场化指明了方向。包括放开竞争性环节价格，把输配电价与上网电价、销售电价在形成机制上分开；未来，参与市场交易的发电企业上网电价，由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费；参与电力市场的用户购电价格，由市场交易价格、输配电价(含损耗)和政府性基金组成；其他没有参与直接交易的发电企业上网电价以及居民、农业及公共机构用电，则继续执行政府定价。
中国证券报此前曾报道，有关部门明年还将在电力宽裕地区继续推进输配电价改革试点。目前东北、西南等电力过剩地区正在积极争取参与输配电价改革试点。
不过，曾鸣认为，要使输配电价改革真正起到实效，还需要后续改革工作系统推进。“如果单独为了输配电价改革核定电价，意义并不大。”
中国人民大学经济学教授吴疆也表示，应以调整电力产业制度为主线，与电价形成机制改革协调并进。如果产业制度改革不到位，缺乏竞争性格局、信息透明度低下，电价形成机制也是难以有效推行的。
破除电网“独买独卖”
从12年前5号文16字改革方案“厂网分离、主辅分离、输配分开、竞价上网”开始，电改一直备受市场关注。此轮电改重启后，一直有拆分电网、输配分开的传闻。曾鸣表示，新一轮电改方案暂时不考虑输配分开和电网调度独立。
新一轮电改，最可能从破除电网企业“独买独卖”的模式入手，从核定输配电价出发，推动电力直接交易，放开两端的发售电市场，逐步形成电力交易市场。
知情人士认为，此轮电改的核心，是确立了电网企业新的盈利模式。电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，而是按照政府核电的输配电价收入过网费，确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。
同时，电网企业的功能也将按市场属性定位。改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易一体的状况，电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，不再负责电力统购统销。这意味着，此前一直备受市场诟病的电网企业“独买独卖、调度交易一体”的垄断格局将打破。
调度独立一直被认为是破除电网垄断的关键。而按照新一轮的电改方向，虽然未提及调度独立，但是提出交易平台相对独立运行的形式。方案将明确原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开。
“之所以确定为相对独立，主要是考虑交易平台独立出去不具备操作性。基础支持系统、人才都需要重新建设，且需要与电网之间进行协调。从国情出发，未来估计还要授权电网企业来搭这个交易平台。”曾鸣说。
而吴疆在所著《中国式电力革命》一书中，也罗列了“调输一体(仅交易独立)”作为改革模式之一。不过，吴疆认为，如果调度没有独立，交易中心独立性的实际效果可能会大打折扣。而且，方案中相对独立一词比较含糊，未来的改革方向还得看具体的实施方案。
在“监管中间”的同时，方案明确“放开两头”，即放开售电业务及增量配电业务，鼓励社会资本投资参与，实行电网企业输配电业务财务独立核算。
在建立了相对独立的交易平台后，推进电力直接交易成为新一轮电改的主要方向。知情人士介绍，方案将鼓励符合准入标准的电力用户、市场化售电主体，通过协商或市场竞价直接向发电企业购电，双方自主确定交易电量和价格，按国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费。同时，鼓励建立长期稳定的交易机制，推进跨网跨行政区域的电力市场化交易，采取中长期交易为主，临时交易为补充的交易模式，促使窝电地区的富余电力更好地向缺电地区输送。
与直接交易相对应，新一轮电改意见或将同步缩减发用电计划。按照“增量为主，先易后难”的原则处理好市场电量与计划电量的关系，直接交易的电量不再纳入发用电计划。新增工业电力用户和新核准的发电机组，原则上不再实行计划电力管理，其电量纳入直接交易范围。
一位接近能源局的专家认为，由于此次上报的新电改方案还只是一个原则性意见，难点在于如何让方案落地细化。“是大改还是小改，怎么改，要看新电改意见出台后具体配套实施方案的内容。但目前还没有见到具体的方案。”
该专家同时指出，电改的先后顺序，哪件事先干，哪件事后干，这个很关键。首先应该是形成独立的输配电价，第二步是改变电网的盈利模式，接着建立电力市场，形成多买多卖的格局。而如果像此前不变革电力体制就先推大用户直购电试点，则会遭遇很大的阻力。
长期利好清洁能源发电
近年来，我国清洁能源发展迅猛。截至2014年9月底，全国清洁能源累计装机容量突破4亿千瓦，占全部电力装机30%以上。其中，水电累计装机容量超过2.9亿千瓦，风电达到8497万千瓦，太阳能光伏发电超过2000万千瓦。
不过，电源与电力市场不匹配，造成了弃风、弃光、弃水的难题，也成为电力体制改革面临的一大症结。
据统计，2013年全国因弃风限电造成的损失电量为162亿千瓦时，弃风率达10.7%；2013年弃光电量约为3.03亿千瓦时，弃光率约为13.78%。
知情人士介绍，新电改方案将对完善分布式电源发展进行系统阐述，破解分布式电源并网难题。
方案明确，分布式电源主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，确保可再生能源发电量依法全额保障性收购。
鼓励分布式电源自发自用，意味着电网公司将让渡部分输配电价给发电企业和用电户分享。申银万国[微博]研报认为，假设分布式光伏80%的自发自用比例，这意味着未来每年约6GW的分布式光伏发电将不再需要电网输配，用电户的用电成本得以下降。