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新一輪電力體制改革開展以來，在各方共同努力下，取得了明顯成效，主要表現為：
一是省級電力交易機構組建全面完成。全國各省份均建立了電力交易中心，其中廣州電力交易中心和山西、湖北、重慶、廣東、廣西、云南、貴州、海南等8 省（區、市）電力交易中心進行了股份制改造，為電力市場化交易搭建了公平規范的交易平臺。
二是輸配電價改革實現省級電網全覆蓋，為多方直接交易奠定了堅實基礎。截止2018年10月，全國累計核減電網企業準許收入約600億元，降價空間全部用于降低工商企業電價，有效減輕了實體經濟負擔。
三是售電業務放開積極推進。截至2018年8月，全國在電力交易機構注冊的售電公司達3600家左右，為電力用戶提供多樣化的選擇和服務，有效激發了市場活力。先后推出了四批共404個增量配電改革試點項目，售電側市場競爭機制初步建立。
四是有序放開發用電計劃，市場化交易規模明顯擴大，電量占比日益提高。2018年全國電力市場化交易電量約2.1萬億千瓦時，市場化交易電量占售電量的比重接近40%。
五是市場交易規則體系初步建立。市場交易日趨活躍，各種市場化交易密集開展，初步實現了交易的常態化。
在看到電改取得顯著成績的同時，也應看到現有的改革還主要是圍繞健全完善電力市場交易體系而展開，側重于機制建設和行業管理，致力于培育新的能源服務形式和新的經濟業態，而在體制改革上動作不多，尤其是涉及電網體制改革的力度不大。
但電網是現代電力系統的核心，是電力市場建設的物質基礎和載體，電網管理體制改革是整個電力體制改革的重要組成部分。并且中發9號文對電網企業的功能進行了重新定位，明確了改革的方向和原則，提出要“遵循市場經濟規律和電力技術特性定位電網企業功能。改變電網企業集電力輸送、電力統購統銷、調度交易為一體的狀況，電網企業主要從事電網投資運行、電力傳輸配送，負責電網系統安全，保障電網公平無歧視開放，按國家規定履行電力普遍服務義務。”
然而截止目前，電網體制改革進展不大，尚未實質改變電網企業輸配售一體的現狀，主要體現在以下方面：
一是電網企業盈利模式未根本改變。盡管中發9號文中明確提出要改變電網公司以上網電價和銷售電價的價差作為收入來源的盈利模式，但實際情況是，電網企業并沒有強制性退出售電業務，并且電網企業的售電業務無論是規模還是市場份額，都是其他售電主體難以企及的，配售電收入仍然是電網企業的主要收入來源。
二是交易機構獨立工作滯后。截止2018年底，各省組建的電力交易中心大多數仍為電網企業的全資子公司，即使已進行股份制改造的電力交易中心，電網企業的持股比例依舊過大，處于絕對控股地位。電力交易機構尚未實現獨立規范運行，也沒有真正成為“發”、“輸”、“用”三方平等合作、公平競爭的規范化社會資源配置平臺。
三是調度與交易機構的職能分工及相互關系不明晰。調度是電力資源配置的重要手段，其本質屬性是配置社會資源的公權力，建立公平競爭的電力市場交易體系需要調度機構獨立。
但本輪電改方案未涉及調度獨立問題，實踐中調度與交易機構的職能分工與關系也未完全厘清，導致調度機構和交易機構的工作不協調，電力市場交易的公平、公開、公正性難以保證。
電力體制改革是一個復雜的系統工程，包括發電體制、電網體制以及與之相關的配套機制建設等諸多內容，并且各項改革之間緊密聯系、互為條件、相互制約，需要強化頂層設計、同步協調推進，才能達到預期效果。
而目前電網體制改革與電力市場建設、輸配電價核定、售電側放開、發用電計劃放開等工作進展的不同步、不協調，實際上割裂了電力體制改革的系統性和完整性，不利于電力體制改革的順利推進，也必然影響改革的整體效果。
具體來說，當前電網體制改革滯后已成為制約電改進程的關鍵因素，主要表現在以下方面。
（一）配售側合格市場主體難以形成
新一輪電改的核心是形成“管住中間、放開兩頭”電力體制架構，實現發、用兩側市場主體的自主選擇和自由交易，在發電側已實現充分競爭的條件下，放開售電側市場準入，形成售電側充分競爭的格局就成為問題的關鍵，而實現售電側市場競爭的前提是要培育出合格的市場主體，給其公平競爭環境，讓其有發展空間，使其有盈利模式。
然而當前電網體制改革不到位，電網企業沒有放棄原有的配售電業務，并且掌握著輸配調度權和交易機構的絕對控股權，在售電側擁有人才、技術、用戶資源等方面的先天絕對優勢, 這使得在電力市場中，電網企業與其他新進入配售電領域的市場主體力量差距懸殊，難以以平等的地位和相同的起點進行公平競爭，也難以真正達到配售電市場化的目的。
從全國各地售電公司的經營情況看，盡管各試點地區售電企業如雨后春筍般涌現，但直至今日，除了廣東的售電公司比較活躍以外，其他省的售電公司進入市場并能游刃有余的少之又少，真正有電可售的可謂鳳毛麟角，各地售電市場最終還是以“大用戶直接交易”為主要內容。
在增量配電業務改革方面存在同樣的問題，目前，我國已經推出了四批試點，項目達到404個，而且后續試點仍在不斷批復中，但真正落地的項目少之又少，真正運營的增量配電業務改革試點占比不足10%。
增量配電改革試點進展舉步維艱的根本原因也在于電網原有的管理體制沒有改變，社會資本無法與電網企業形成真正的公平競爭。
（二）輸配電成本難以厘清
輸配電價改革是新一輪電改的重要內容，也是系統推進電力體制改革的重要基礎。中發9號文提出建立獨立輸配電價體系和輸配電價形成機制，改革和規范電網運營模式，按照“準許成本加合理收益”的原則，核定電網企業準許收入和輸配電價水平，設立平衡賬戶主要用于平衡輸配電價結構等。而厘清輸配電成本，是實現上述輸配電價改革思路的第一步，也是關鍵一步。
雖然目前我國已經完成了涵蓋輸配電各個環節、全部領域的頂層設計，并完成了首個監管周期內的輸配電價核定。但在電網管理體制改革不到位，電網企業仍是集電力輸送、電力統購統銷、輸配調度為一體的情況下，輸配電價改革始終缺乏財務獨立核算的支撐，購銷差價依然是看不見的黑洞，導致沒有辦法準確核算電網的真實成本，也就沒有辦法制定合理的輸配電價，也就談不上所謂的電價改革。
因此，輸配電價改革必須和電網管理體制改革同步進行，置于一個框架內協調推進，才能最終形成由市場發現價格的機制和體系，也才能推動電改方案真正落地。
另外，目前電價構成中存在的交叉補貼也對電網企業的成本起到了“遮擋”作用，導致難以徹底厘清電網企業的輸配電成本，也導致電價改革在現階段無法實現完全的市場化，這在一定程度上牽制了售電側輸配分開的市場化改革，阻礙了售電側改革實現售電市場放開的進程。
國家連續兩年強制一般工商業電價降低10%，事實上是在難以厘清電網企業輸配電成本的情況下做出的無奈之舉。
（三）電力交易機構難以真正獨立
交易制度安排是世界各國電力市場化改革的核心和要害，也是現代電力系統重要的公共環節。要實現發用電各方自主交易和電價由市場決定，重要的是要有一個專門的、公平、公開、透明的交易場所和平臺，為此需要建立獨立的電力交易機構。
而目前我國的電力交易機構大部分仍為電網企業的全資子公司，或者電網企業處于絕對控股地位，這使得電力交易機構難以實現真正的獨立，事實上淪為電網企業的產品交易中心，而不是社會化的電力要素資源配置平臺。
另外，在電網企業功能定位轉變不到位，調度機構仍然控制在電網企業手中的情況下，電力交易機構獨立的實際效果也必然大打折扣。這是因為交易機構的運營完全依賴調度機構的信息和系統支持，如果調度機構不配合，很多工作的開展，甚至市場的正常運作都會出現問題。
在調度機構隸屬于電網企業，并且調度和交易的職責分工不明晰的情況下，電網企業可以借助調度指揮、方式安排、信息管理、交易服務這些重要的公共權力與公共資源以及信息不對稱優勢和各種技術性手段謀求不當利益，從而直接影響到電力市場交易的公平和公正，使交易中心的獨立運行成為一句空話。
這種情況下的獨立事實上是一種“假獨立”，反而將強化壟斷利益集團的勢力，不符合社會對新一輪電改的期待。
電網體制是電力體制改革無法繞過的環節，已成為制約電改進程的核心體制障礙，已經到了非改不可的程度。對于電網管理體制，世界上沒有統一的固定模式，各國都是從自己的國情出發，根據各自的現實環境與條件，遵循自然規律，選擇適合自己的模式和路徑。
我國的電網體制改革必須要從實際出發，充分學習借鑒國際上的改革經驗教訓，因地制宜設計符合我國國情的電網管理模式。統籌考慮具體國情和現有電網體制，建議根據中發9號文確定的“管住中間、放開兩頭”的思路，按照市場化的要求建立輸配分開的電網管理體制。
改革的核心思路是要著力推動實現“兩分開、兩獨立”，即所有權和經營權分開、輸電網和配電網分開、配電主體獨立和交易機構獨立。
所有權和經營權分開是指在保持現有電網公司電網資產所有權不變的基礎上，將省級及以下的輸配電資產經營權逐級委托給省級及地市政府管理。由各級政府按照市場化的方式選聘經營管理者或者進行股份制改造。
輸電網和配電網分開是指實現輸電網和配電網功能的相互分離、主體地位的相互獨立。輸電企業和配電企業共同作為電力市場主體與電力用戶通過輸電網和配電網進行電能買賣活動。
輸配分開后輸電網和配電網各有各的功能定位和發展目標，輸電網要建設成為一個樞紐型、平臺型、共享型的現代化電網，配電網要建設成為以分布式能源為基礎的能源互聯網，一個具有高度壟斷性和統一性、一個具有相對競爭性和分散性。
配電網獨立是指在輸配分開、所有權經營權分開的基礎上，在配電側進行混合所有制改革，引入社會資本，把配電網經營主體打造成合格的市場主體，參與電力市場競爭。
交易機構獨立是指對各省的電力交易中心進行股份制改造，使之完全獨立于電網企業，真正成為社會電力資源配置平臺，而不是企業的產品交易中心。實施以上電網管理體制改革思路的具體路徑如下。
（一）構建“兩級架構、省為實體”的輸電體制
考慮到我國電網覆蓋范圍大、電壓等級（電網結構）層次多的特點，建議建立“兩級架構、省為實體”的輸電網絡結構，即將輸電網絡縱向剖分為兩個層級：跨省（區）輸電網和省內輸電網。
跨省（區）輸電網由統一的國家電網公司運營管理，專營全國范圍內的跨省（區）輸電業務，從技術上協調跨省（區）電網的電力平衡，保障全國范圍內（省間）的電力調度、交易及安全運行，實現全國范圍內（省間）資源的最優化配置。
同時，國家電網公司負責全國電網國有資產管理，在其內部設立輸配電資產運營公司，作為所屬省級輸電資產和配電資產的中央級次出資人代表。
省內輸電網交由省級政府管理，但其資產所有權仍歸國家電網公司，是國家電網公司的全資子公司。省級電網公司接受省級政府的領導，接受國家電網公司的業務指導，負責建設運營省內輸電線路，協調省內電力平衡，保障省級電網的安全穩定運行，實現省內電力資源的優化配置，但不直接經營配售電業務。
改革后，國家電網公司和省級電網公司還原其電網公司的功能定位，主要從事電網投資運行、電力傳輸配送，負責電網系統安全，保障電網公平無歧視開放，按國家規定履行電力普遍服務義務，起到“電力輸送通道”的作用。
也就是說，改革后的國家電網公司和省級電網公司將失去其本不該有的、非企業的、非市場的職能，從盈利性單位變為公用事業單位，不再以上網電價及銷售電價的價差作為收入來源，不參與配售側市場競爭，只按照政府核定的輸配電價收取“過網費”。
（二）實現配電網的獨立規范運行
實現輸配分開、配電網獨立規范運行是打破原電網企業壟斷經營，培育市場競爭主體，構建公平競爭、開放有序、健康發展的電力市場體系的必由之路，也是電網適應能源轉型，滿足分布式能源大規模快速發展的現實需要。同時，十八屆三中全會提出的混合所有制改革也為配電網獨立規范運行和加快發展提供了新的思路和有利條件。
改革的思路是將原電網企業所有的配電資產分離出來，交由省級政府管理，并由地市級政府按照省級政府的委托將其與各級地方政府所有的配電資產以及社會資本所有的配電資產進行混合所有制改造，大規模引入多元化的社會投資主體或配電網經營者，組建規范的、獨立的地市級配電有限責任公司或配電股份有限公司，使之成為合格的配售側市場主體，參與電力市場競爭。
在推進配電網獨立規范運行過程中，考慮到配電網的自然壟斷屬性，為了保證電力市場體系的有序建設，需要同步加強以下兩方面的工作。
一是加強配電網建設規劃，配電網的自然壟斷屬性決定了在一個配電區域內只能有一個配電網。因此，為避免重復建設，地方配電網建設必須納入中央和地方各級政府的統一規劃，實行“統一規劃、分別實施”。
二是加強輸配電網的公平無歧視接入監管，以保證電網對所有電力市場參與者提供無差別的接入服務，做到所有市場參與者的接入需求只由價格因素決定，不受其他因素影響，且定價方式對所有市場參與者相同。
（三）實現交易機構獨立
電力交易機構的組織形態是建立電力供需雙方有序的供求市場,形成“ 多買多賣”市場格局的必要條件。與電網體制改革相對應，需要同時構建均衡有序、相互制衡的市場交易平臺體系。
理想情況下，電力交易機構應該和電力調度機構一體化，同時完全獨立于所有的市場主體之外，類似于美國的ISO（Independent System Operator），才能公平、公正、公開地開展電力市場建設。
但根據中國的國情，當前立刻實現調度交易中心完全獨立并不現實，而應該采取循序漸進的辦法，先實現交易機構的獨立，待時機成熟再考慮實現調度交易的一體化共同獨立。
現階段應加快推進對現有各省電力交易中心的股份制改造，建立科學的公司法人治理結構，合理設定參股股東構成和股權比例，保證參股各方的力量均衡、有序，實現交易機構的獨立規范運行，使之成為公開透明、功能完善、主體多元的電力交易平臺。
這樣既減少改革的阻力，又在現有體制下邁出改革關鍵的一步。同時，在當前調度機構尚未獨立的情況下，政府必須以法規的形式明確規定調度和交易的職責，明晰二者的關系，建立健全雙方交流聯絡、信息共享的機制，以避免電力市場交易結果執行過程中的二者爭論不休，難以運作。
電網體制改革是一個系統工程，既需要設計科學合理的體制架構，還需要同步完善相關的工作機制，并使二者相互協調配合，才能最終形成結構合理、運行高效的電力市場體系。
（一）健全完善電力市場交易規則
形成“管住中間、放開兩頭”的電力市場體系，除了具備合格的市場交易主體和獨立的交易機構外，還需要進一步完善電力市場交易規則，明確各市場參與主體之間的權利和責任關系，確定電力市場交易的實現方式。
由于全國各地實際情況的差異，目前建立全國統一的交易規則體系并不現實，而應由國家相關部門制定全國統一的原則性規定，總體上把握市場建設的方向和原則，各地在此基礎上，結合各自實際，在尊重電力系統物理屬性的原則下，根據各地資源稟賦、電網結構、用戶特點和負荷特性，完善各自的電力市場交易規則，著力推進電力中長期交易、輔助服務市場及現貨市場。
（二）妥善處理電價中的交叉補貼
建立市場化的輸配電價形成機制需要妥善處理電價中的交叉補貼問題。對此，首先應當明確照顧低收入群體的承受能力，支持重點行業和關鍵領域的用電成本等是政府部門的職責，而不是電力企業的義務，過去長期存在的電價中的交叉補貼事實上是由電力企業承擔了本應由政府承擔的社會功能。
其次，由于交叉補貼存在的長期性、復雜性，不可能一蹴而就的解決，現階段完全取消電價中的交叉補貼是不現實的，也不可行，應當采取循序漸進的方式，隨著電力市場化體系的完善而逐步解決。
當前，應由省級政府結合發電上網電價市場化和售電價格市場化的改革進程，因地制宜地逐步剝離和厘清工商業電價中隱形的交叉補貼項目，在此基礎上統一測算形成補貼標準，統一核定到電價，由省級電網公司代省級政府統一征收，并向社會公布，接受各方監督，將交叉補貼分級并透明化，改隱形暗補為明補，將市場行為與公共事業分離開。
同時，通過逐步提高居民價格完善階梯電價機制，逐步減量并最后取消對居民電價的補貼。
（三）充分發揮電力市場管委會作用
電力市場管理委員會是電力市場主體成員的自治性議事協調機構，在電力市場建設、交易規則制定、市場運營監督、市場秩序維護、市場主體合理訴求反映等方面發揮著重要作用。
目前我國雖然很多省份都建立了電力市場管委會，但在市場主體資質、管委會組織結構和具體工作機制方面存在差異，同時，各省管委會建設在執行層面的進度參差不齊，諸多省份尚未建立科學合理的工作機制，導致市場管委會的作用沒有充分發揮。
因此，應進一步明確電力市場管委會的功能定位和職責，完善相關工作機制，使管委會更好的發揮作用。
一方面，要設計科學合理的市場管委會組織架構和工作機制，規范管委會運營，提高市場管委會的議事決策能力和自我管理能力。
另一方面，強化市場管委會的市場監督功能。基于各省電力市場建設情況，建立與之相適應的市場監督規章制度體系，不斷規范市場管委會的整個監督流程和程序，同時，加強電力市場運營監督過程的信息公開，增強監督的透明性，以提高市場主體參與交易的積極性，保證電力市場的開放、公開、競爭與高效。
（四）建立政府部門協同監管機制
推動電網體制改革，建立完善電力市場體系，需要各級政府有關運行、能源、價格和能源監管等部門的相互支持與配合，形成工作合力，共同推進。
建立相關政府部門的協同工作機制，一是要明確具體工作牽頭部門。以相關法律法規規章和部門“三定”規定為主要依據，明確工作中不同工作任務的牽頭部門和會同參與部門，增強各部門落實工作的責任感。
二是要明確相關部門職責分工。根據相關部門的主要職責，明確各部門在職責邊界事項中的任務分工，根據分工承擔相應責任，杜絕推諉扯皮現象。
三是要建立完善協調配合機制。由牽頭部門負責協調相關部門通過聯席會議、事前會商、聯合督查等方式方法建立健全協調配合機制，保證工作實效。
四是要建立日常信息共享機制。充分發揮聯席會議統籌協調作用，規范相關信息資源開放、共享、交換、利用機制，實現監管信息的互聯互通。
上述電網體制改革的思路并非標新立異的構想，基本是上一輪電改準備實施而未實施方案的深化和完善，只是在今天能源轉型的大背景下，顯得尤為必要和迫切。只有盡快實施輸配分開的電網體制改革，才能最大限度激發各方的主動性和積極性，進而推動電力體制改革按照預定方向前進并快速達到目標，反之，則會使各項改革進程舉步維艱。
