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电力公司改革方案范文1
中国电力工业改革，最早是为解决缺电的难题而开始的。
1978年之前，全国经历了十几年的长期缺电局面，各省(区)市大城市的企业经常停三开四，拉闸限电。经电力部调查1978年全国缺电1000万千瓦，缺电原因就是缺乏投资。当时电力仍由国家制定计划、立项拨款，电力部一家独办。“一家办电”，“多家用电”各省(区)市争抢总量不大的“电力蛋糕”。
在此情况下，国家计委建议中央和地方合作办电，实行“谁投资，谁用电，谁受益”的办法。1981年山东龙口电厂一期2台10万千瓦机组开工建设，总投资2.05亿元。中央和地方各出部分投资，中央投资从国家计划内解决，地方投资从地方全民企业、乡镇企业、生产大队分年集资。
龙口电厂开工是中国电力工业发展史上具有开创意义的一件大事，它打破了电力部门独家办电，实行中央和地方合作办电，并且初步试探了股份制办电。自2003年以后，江苏谏壁，上海闸北以及其他省(区)市相继仿效，从合作办火电，到合作力冰电，如广西岩滩、湖北清江、四川二滩、云南漫湾等大型水电站都采取中央、地方合资办电方式。
1983年水电部根据中央指示，召开农村电气化试点县座谈会，国务院批转了水电部“关于积极发展小水电建设中国式农村电气化试点县的报告”。
之后，全国县以下用电量从1978年的242亿千瓦时，增长到1998年的4599亿千瓦时。20年农村用电增长19倍。1998年6月前全国约2400个县，其中760个县级电力企业由中央电力部门直管直供，1040个地方所属县级供电企业由省级电力公司采取趸售方式供电，其余600个县级电力企业是地方自建、自管、自供、枯水期从大电网补充供电的、以小水电为主的供电企业。这次会议形成了以地方为主发展农村电气化事业的模式和政策措施。
改革方向之争
1978年之前，电力经营实行统收统支政策，即经营收入上缴国家财政、基本建设及维持简单再生产的支出由层层编制生产基本建设计划、逐级进行审批调拨。从建国以来到1978年一直实行低廉的销售电价，中央、省(市)区各级电力部门都称不上是有自主经营、自我发展、自我改造能力的企业。1978年后经过放权让利，承包经营，下放企业自的改革后，各级电力企业才逐步获得活力。
1978年以来，电价改革主要出台了三项改革措施：一是实行“新电新价”，1985年6月国务院批转国家经委“关于鼓励集资办电，实行多种电价的暂时规定”，对集资新建自的电力项目实行还本付息的原则核定电价水平，打破了单一的电价模式，培育了按照市场规律定价的机制；二是出台了“二分钱”的电力建设基金，为各省(区)市地方电力企业扩大再生产提供了稳定的资金渠道；三是实行“燃运加价、煤电联动”，随着燃料、运输价格上升相应提高上网电价，2003年国务院又批准了国家发展改革委制定的“电价改革方案”，方案中规定配合电力体制改革将逐步推行发、输、配、售电价四个环节的电价形成机制和电价管理原则，为电力工业市场化改革奠定了基础。
1987年7月国务院负责人在“全国电力体制改革座谈会”上提出“政企分开，省为实体，集资办电，联合电网，统一调度”的电力体制改革20字方针，强调为了解决缺电，在中国以各省(区)市为主体发展经济的情况下，以省(公司)为实体，有利于加快电力建设。同时，电网是跨省的，跨省电网采取联合电网方式，便于“同舟共济、团结治网”。跨省电网和省电网都要成为各种所有制、各种不同形式电网的联合体。而电网仍要维持统一调度，分级管理的体制。
1989－1991年，中国五大区域电力公司除东北成立电力总公司外，华东、华北、华中、西北四大区域电力公司都通过各区域电网领导小组的讨论，决定成立区域电力联合公司，确定了区域电力公司和各省(区)市电力公司都为公司法人实体，并且实行在区域联合电网内水、火互挤、互通有无，削峰填谷、互为备用、稳定频率，安全供电等“同舟共济、团结治网”的管理模式。
1997年国务院发出通知组建国家电力公司，通知规定：“国家电力公司是国家授权的投资主体及资产经营主体，是经营区送电的经济实体和统一管理国家电网的企业法人。国家电力公司不是一个行政性公司，而是一个以资产为纽带，按现代企业制度组建的一家大型国有公司。”
国家电力公司组建后，电力部随之撤销。而国家电力公司新任领导，却不是遵照国务院的要求去办企业的。同家电力公司强调电力工业具有“自然垄断”特性，不仅要对电网、骨干电厂、调峰调频电厂都要“管住”，而且还要对核电、天然气及新能源都要“管住”，“管住”了安全才不出问题；还强调对电网实行四统一，即：“统一规划、统一建设、统一调度，统一管理”，电网经营企业要“集市场单一购卖者、市场交易中心，生产调度中心为一体”等等，回复到改革前电力工业部“集中、垂直、一体化”的垄断管理体系，国务院的通知成为一纸空文。
20世纪末21世纪初，电力工业大战环境发生了明显变化，一是集资办电发展迅速，二是国家电力公司统一管理电网，又有直属发电厂在电网调度上偏重直属，轻视非直属，广大地方电力企业要求在电量、电价、电费上给予“公平、公正、公开”待遇。
中央要求改革的总体目标是：“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，促进全国联网，构建政府监督下的政企分开，公平竞争，开放有序，健康发展的市场体系。”
根据中央的要求，从2000年开始到2002年，“电力体制改革方案”在国家发改委牵头下，广泛征求电力系统内外人士的意见，酝酿了整整两年。而电力系统却认为：电力行业是垄断行业，电力生产运行特性是“发、输、配一体运行，产、供、销同时完成”，担心改革影响电网安全稳定运行，因此，电力工业需要集中管理……等等。
2002年初，国务院常务会议讨论，最终才通过了“电力体制改革方案”，自当年3月正式公布施行，电力工业进入了市场化改革的新时期。
重发轻供不管用
从2003年到2008年，“电力体制改革方案”颁布施行已经5年，5年内重组了国家电力公司，成立国家电网公司，南方电网公司，五大发电集刚公司和四大辅业集团公司，共11个集团公司。2003年成立国家电力监督管理委员会和颁布了“电力监管条例”。
但是改革并不足一帆风顺的，电网企业
主辅分离、主“多”分离的改革滞后；电网输配分开及农电体制改革停滞不前；电价改革仍需要积极推进。
中国是发展中国家，面对长期缺电瓶颈，在电力发展上却一直存再“重发轻供不管用”的问题。在电网建设上，则更加朝着远距离、超高压乃至特高压输电方向发展，电网结构特别是受端系统和广大农村电网规划建设十分滞后，城市配网和农网建设更是远远落后于主网建设，历史欠账甚多。
在管理体制上，追求直管、代管、控股，而缺乏真诚帮助、扶植农村电网的思想。对于大电网、大城市一旦发生停电，固然应该十分重视，紧急组织抢修保电，而对农村停电有时甚至十天半月没有及时修复的问题却长期忽略，并且这种事件并不鲜见。
事实上，国有大中型电力企业都应该要坚持公用事业性质，坚持“以人为本”的理念，不能利用垄断地位侵占国有资产，转移国企利润，更不能在垄断条件下“私有化”发电企业和电网企业。而对待地方电力企业，则不能采取压制的办法，廉价购电、高价卖电、杀价收购小水电和地方电网、谋取小集刚利益的这些行为，需要被明令禁止。
从上世纪90年代起，各省(区)市陆续建立地方电力、能源、建设投资公司，形成地方办电的生力军。30年电力工业改革开放的历史就是打破独家办电、实行投资主体多元化的历史。30年历史证明电厂可以大家办，尤其是厂网分开后，五大电力集团和众多地方投资企业合作兴办电厂互相参股、控股，按“公司法”组成有限责任公司或股份有限公司，正在走向现代企业制度。拖后腿的电网问题
既然电厂可以大家办，电网为什么不能按股份制的办法大家来办呢?目前，电网发展严重滞后于电源发展，其原因是电网仍没有打破一家独办的局面。
厂网分开后，电源投资主体猛增，从2002年－2006年，电源年投资额从747亿元，增加到3122亿元，平均增长高达43％，而同期电网投资从1578亿元增加到2106亿元，年均增长仅8％。
目前，电网公司是一家拥有1.3万亿巨额国有资产的独资企业，名义上是所谓的“集团化运作，集约化经营，精细化管理”，但实质是传统的“集中、垂直、一体化”高度垄断的管理体制。从上到下，各级电网企业都没有进行现代化企业制度改造，因此大小腐败案件不断产生，缺乏有效监督。
因此，需要按照发电厂实行现代企业制度的经验，按照国务院文件所确定的改革方针和步骤对国家电网公司、区域电网公司、各省(区)市电力公司和县级供电企业逐级进行现代企业制度的改造。
对电力企业进行现代企业制度改造是中央和国务院的既定方针，多元投资主体集资、合资、互相控股、参股办电、客观上需要按照公司法组成股份制公司。而对电网公司来说，为了扭转电网发展滞后局面，势必也要实行多元化投资主体集资、合资、互相控股、参股办网，坚持“一家办网，一家管网”，已经走进死胡同，电网滞后局面永远摆脱不了的。
因此，对国家电网公司、区域电网公司到各省(区)市电力公司、县一级电力公司企业实行现代企业制度改造，是一项必须进行的改革措施。
30年改革特别是厂网分开的改革，证明电力体制改革和电力运行特性可以得到完美的结合。担心改革是否会把电力系统搞乱，影响电网安全稳定运行的疑虑可以完全打消。全世界多数国家的发、输、配、售电力企业，有众多投资主体主要是私营企业组成，他们都是分开管理经营的。
电力公司改革方案范文2
在改革的潮流面前，各国都结合本国实际，制定符合本国国情、符合本国在国际市场中战略定位的改革目标，并采取不同的步骤和措施，以保证目标的实现。英国电力富余，用电增长缓慢，对电力发展需求不大，电力改革是以私有化、引入竞争、降低电价为主要目标。将国有电力局分解成12个地区配电公司、3家发电公司和一家高压输电公司，以后逐步私有化，开放发电市场，引入竞争机制，输配电继续实行垄断经营，加强监管。对苏格兰和北爱尔兰则结合实际，对原有电力公司进行功能性分离。
美国的电力企业以私营为主，电力改革目标是放松管制、引入竞争、打破垄断、降低电价。大企业用户是推动改革的原动力。美国电力工业以州管理为主，联邦能源委员会只提出厂网分开、发电引入竞争机制的要求，具体改革方案由各州结合实际情况自行确定。改革模式多样化，有PJM电网的成功经验，也有加州失败的教训。
欧盟也只是对各国电力改革提出原则要求，改革模式、进度由各国结合本国国情自行确定。法国的电力改革是在欧盟指令的框架内，以保持整体实力和竞争优势，扩大在欧盟内市场占有率为目标。因此，法国电力公司仍然是国有化公司，保持一体化的体制，只是在功能上将发、输电业务分开，以满足欧盟指令的要求。这是以电价的低廉和用户满意为基础的，也是法国政府在欧洲一体化进程中保存实力、向外扩张的思想体现。
日本的电力改革虽然也以自由化为目标，但坚持谨慎原则，在保证有稳定的投资，有可靠的电力供应前提下，进行自由化改革。这是适合日本资源依赖进口、九大区域电网之间不存在资源优化配置的特点的。
各国在改革中一般都以现有电网管理体制为基础，提出改革方案，并采用渐进的改革方法，从改革到基本完成一般都要十年左右时间。
电力改革要实现多重目标的平衡
实施电力改革、建立竞争性电力市场是一个复杂的过程，其主要原因是改革有多重目标，而且相互之间有矛盾。这些目标包括：
---用户希望低电价、高服务质量和安全稳定供电。
---股东希望得到较高的投资回报。
---电力公司希望公司获得发展和采用新技术。
---员工希望工作有保障和高工资。
---政府希望实施全国性的能源政策和与经济发展相适应的电力发展方针。
---环境保护组织希望减少污染。
---监管者希望能够通过竞争实现最优选择，通过监管实现价值最大化。
---燃料供应商希望保护其市场和投资。
电力改革必须使上述目标相互平衡，要实现这种平衡，需要根据经济发展的不同阶段和电力发展的不同水平，确立改革的主要目标和次要目标。
不同发展阶段的电力市场，改革的着眼点和目标不同
根据各国的经验，成熟的电力市场的标志是：电价水平一般反映了成本和投资回报率；用电客户有较高的电价承受能力；有限的用电需求增长；有限的筹措资金的需求。
而发展中电力市场的标志是：在电价方面交叉补贴现象较为普遍；用电客户对电价上调的承受能力有限；对建设和扩充电力设施所需的资本具有很大的要求。
针对不同发展阶段的电力市场，改革的焦点和首要目标是不同的。对于成熟的电力市场，改革的焦点是降低电价，改革的首要目标是：降低电价，提高效率，为客户提供更多的选择，系统的安全性和可靠性。而充足的发电容量，基础设施扩建和升级，吸引投资成为改革的次要目标。
对于发展中的电力市场，改革的焦点是电力设施的扩建，改革的首要目标是：吸引电力投资，建设充足的发电容量，基础设施扩建和升级，系统的安全性和可靠性。而降低电价，提高效率和为客户提供更多的选择则成为改革的次要目标。
电力市场化改革要具备一定的技术经济条件
电力的市场化改革除需要有正确的、适合市场经济规则和电力工业特点的指导思想外，还必须具备一定的技术经济条件，这些基本条件包括：
---系统必须有足够的规模（容量）：系统中要有若干的竞争主体，而且每一主体都能达到其经济规模。
---系统要有充足的备用容量：这既是市场化改革的原因之一（追求系统的价值最大化），也是市场化改革的基础（保证改革期间的安全稳定供电）。
---要有高质量的输配电网络系统。
---要有与市场化改革相配套的电力法和完备的基于激励机制的监管法规。
---要有健全合理的电价形成机制，输电配电过网费的计算原则和办法。
---要有切合实际的长期电力规划（每年滚动编制一次），并明确组织实施规划的责任主体及办法。
---要有保证发、输、配电设施发展的措施办法。
---要明确系统运营机构负责发、输、配电间运行调度工作，确保系统运行安全。建立完善的电力市场运营规则，明确现货市场和长期、中期、短期合同的关系及管理办法。
---改革过程中原有电厂沉淀成本（因执行国家能源政策致使造价较高，缺乏竞争力）处理办法。
---新能源及再生能源（风力发电、水电等）发电补偿办法。
---要有成熟的信息技术系统支持。
---要有比较成熟的资本市场，实现灵活的进入退出。
周密设计改革方案，并根据实际情况不断调整
电力市场化改革方案的设计包括：一、电力立法。审查现有的电力立法、准备立法咨询文件、起草修改后的电力法、通过修订的新电力法。二、经济财务分析。建立详细的经济模型，资产（企业）价值评估，准备过渡期合同，制定输配电价格。三、批发市场设计。制定系统安全标准，建立电力库定价，期货市场定价和对冲市场，检验电力库规则，建立信息技术系统和结算系统。四、形成具体监管法规。界定监管的范围，起草监管法规，通过监管法规，正式组建监管机构。在经济和财务分析方面要做更详细的设计：要检讨国际电力改革的经验教训；建立批发市场／电力系统模型；完成电力各环节的财务模型；建立供电价格对用户经济影响模型，包括设计市场和产业结构；确立和处理过渡期主要问题，包括补贴、沉淀资产、各环节收入的重新调整、过渡性的供电协议、新投资的需求；对电价结构和监管法规的详细设计。
电力改革是一个持续的过程，不会在一次改革后就停滞不前，技术的更新、市场的成熟及改革以前未察觉的问题，都需要对改革方案进行不断调整。在这个持续的演进过程中，可能要伴随着一些重大事项的发生，比如行业结构的重新调整、股份化改造、修改监管机制、大型公司交易（兼并、收购、重组），因此方案的不断调整是客观要求。英国改革12年后放弃电力库交易模式，今年起改用新电力交易规则（NETA）便是一例。
电价核定应该遵循的一些基本原则
虽然各国在电力工业发展的不同阶段，电价核定的原则有所不同，比如正处于发展中的电力市场，电价的核定原则要与改革的首要目标相一致，电价水平要使股东有较高的回报，吸引投资，加快电力建设；对于成熟的电力市场，电价的核定要有利于提高效率，让用户分享提高效率的成果。
但各国在电价核定中都能共同遵循一些基本原则。一是成本补偿原则。电价能够补偿合理的成本支出。二是合理报酬原则。电价能够让股东有合理回报。三是公平负担原则。用户负担的电价应是成本加利润，取消交叉补贴。
在正进行电力市场化改革的国家，竞争环节的电价，由市场决定；垄断环节的电价，由监管机构或政府核定并受监管。
定价原则是否正确，是影响电力改革成败的关键因素之一。美国加州管死了销售电价，而放开发电批发电价，因供不应求，批发电价猛升，造成两个电网公司破产，发生了严重危机。
建立独立的、专业的电力行业监管机构
电力行业监管机构监管机构的独立性，是指独立于本行业的任何一家经营者，被充分授权监督产业政策的执行情况，例如制定或改变价格。
对电力行业有效的监管，要求监管机构对本行业具有详尽的专业知识：有能力获取详细和准确的行业信息，包括财务信息、技术信息和经营信息等；能克服监管者和市场经营者之间信息的不均衡性；能了解本行业中的变化，包括技术和竞争行为等；能吸引合格的职员。
基于上述要求，一家独立的、专业的电力行业监管机构，比多头分散的行业监管结构更可取。为确保监管机构的独立性和履行职责，要有明确和清晰的法令法规；要有开放和透明的监管程序；要有由所有本行业经营者参与的监管程序；监管机构负责人的任职期限要固定；要有完善的申诉机制。
（二）：我们不该向国外学什么
今日刊发系列专题文章《世界电力市场化改革对我们的启示》之二——《我们不该向国外学什么？》。文章结合世界各国电力改革的教训，回答了如下问题：怎样认识英国的电力私有化模式；怎样看待加州电力危机的教训；谁来负责电力供需的总体平衡；怎样看待西欧的电力市场重组和整合趋向；怎样认识电力商品的两个市场、两种合同；怎样正确对待环保政策的要求。
这次调查中，正碰上了三件对电力市场化影响较大的事件。一是美国加州的电力危机；二是法国在3月23日～24日欧盟首脑会议上否决了欧盟进一步加快开放电力市场的安排；三是英国3月27日起取消了强制性电力库，实行双边合同主导的新交易规则。这三件事既引起了正在推行电力市场化国家的关注，也引起了未推行电力市场化国家的关注。特别是加州电力危机的教训，震动了许多国家。
西方流传一句名言，市场能解决一切问题，但市场不能解决自己的问题。一个设计错误的方案，自己不能纠正自己。我们正着手进一步深化电力改革，不是更应该仔细地分析和冷静考虑正在发生的重大事件，从中得到一些有益的启示吗？
怎样认识英国的电力私有化模式
这场电力改革首先发生在英国，有深刻的政治背景。1979年保守党人撒切尔夫人赢得大选，认为“英国经济最大的两个问题是垄断的国有化企业和垄断的工会”。1982年马岛战争胜利。1983年大选连任。1984年煤矿失败。预备已久的撒切尔夫人“私有化方案”诞生。进行了一系列国有行业的私有化改革，从北海石油、港口、机场、电讯、煤气到宇航、钢铁、煤炭、供水都私有化，最后把规模最大的电力工业私有化。
从分解英国电力公司（CEGB）为16个公司（12个地区输电公司、3个发电公司、一个高压输电公司）开始，16个公司分别大规模上市，外资大量进入并重组，发展到目前进行纵向整合，重新设定新的电力交易规则（NETA），前后经历了11个年头，从私有化模式到管制的不断加强，改革政策仍在不断地调整之中。
可以说，英国模式是一个完整的从资本主义国家国有电力向私有化转变的不归之路。尽管在具体操作模式和加强监管等方面探索了许多新的做法，但是，对于这种私有化模式，不仅不同的发达国家有他们自己的看法，发展中的中国，对关系国家重要命脉的电力行业，究竟采用什么模式，也是值得深思的问题。
怎样看待加州电力危机的教训
加州电力危机的教训，各界都有不同的分析。但有一条是一致的，就是加州没有处理好市场开放和发展的关系。美国FERC两位专家在1993年考察了英国电力私有化以后，将英国的做法移植到美国，积极提倡电力进一步放松管制，实行自由化。
加州在电力危机发生之前，一直是推进改革的典型，但三年以后，碰到了加州新经济高速增长所引起的电力需求和供应不足之间的尖锐矛盾。正如前文所述，成熟与发展的两种电力市场，改革关注的焦点不同。中国是一个发展中国家，电力资源还是相当短缺的。电力改革的目标不完全是为了降低电价，改革要尽量有利于电力发展，要为社会发展和人民生活提供更多的足够的电力。不能改来改去改成了缺电，又回到加州轮流停电，又回到中国20年前长期电力危机的年代。
谁来负责电力供需的总体平衡
在加州发生电力危机期间，我们反复思考一个问题，就是这场危机的法律责任由谁来负？按照美国的法律规定，政府通过经济管制对电力行业实施控制，法律规定供电公司对供电区域内的用户有不间断供电的义务和责任。现在电力行业发、输、配、售各个环节破碎化以后，显然哪一个环节都不能负责了，因此出现了电力公司向法院上诉，要求赔偿的状况，而不是政府上诉要求电力公司进行赔偿。
我们先后请教了各国有关的监管机构、电力公司、律师协会和专家，请教了当初参与设计英国和加州改革模式的专家，都认为电力各个环节已无法执行过去的法令，监管机构是政策执行者，不能负责。政府认为它只负责宏观调控，平衡出了问题应当由市场负责，缺电了市场应当响应，增加供电，建设电厂。当市场没有反应或者不响应如何办？看来只能是美国政府和加州政府直接紧急干预，甚至出现了州政府出钱收购两大电力公司和电网的办法，出现了私有化——自由化——政府收购的逆向循环。
在一个电力有较大的富裕、增长速度极低的成熟电力市场中，短期内不会发生这样的问题。但电力急剧增长，把原有的储备容量吃光以后，很快就会在负荷高峰期间爆发出电力危机。把一个完整的链条分割破碎以后，谁也不能负责，法律也来不及规定谁将对此负责。崇尚自由化改革的专家们相信，由于“政府失灵”，所以“市场万能”，市场能解决一切，但是当出现“市场失灵”时，社会将怎么办？
怎样看待西欧的电力市场重组和整合趋向
在英国不断将国有电力公司分解缩小并私有化的同时，出现了国际和欧洲大电力公司进入英国，兼并重组、强占地盘的趋向。而且不仅在英国，跨国之间也互相借市场开放的机会，大量地进行兼并重组活动。
我们去英国访问期间，德国E－ON全部收购了英国POWER－GEN公司资产。德国彭博社报道：“德国最大型公用公司E－ONAG&127;同意以153亿欧元现金收购英国第三大电力公司POWER－GEN，同时会承受该公司的71亿欧元债务，这次跨国收购将使E－ON成为全欧第二大电力公司。”“POWER－GEN&127;在英国有300万客户，在美国有100万客户。”“E－ON借这次收购涉足英国及美国市场。”“E－ON&127;在德国的最大对手早已收购电话、传媒和其他资产，去年同意收购THAMES水力公司，成为全球第二大水力公司。”
在比利时，我们访问了掌握比利时电力市场80％的比利时电力公司。这家公司五年前已被法国里昂水务集团的TRACTEBEL百分之百兼并，&127;成为法国公司的子公司。TRACTEBEL积极扩展业务，&127;已掌握发电机组容量超过5000万千瓦，成为世界领先的大电力企业之一，欧洲第五大电力公司，是世界上最大的独立发电商。
在法国，法电EDF在国内电力市场饱和以后，积极拓展国际市场。&127;现在法电在国内拥有3000万客户，在国外已扩展2000万客户，还在继续扩展中。在德国，EDF兼并了德国第三大电力公司ENBW。在英国，EDF从美国公司手中买下了伦敦电力公司，伦敦电力公司经过三年经营，又买了英国300万千瓦的发电厂，&127;掌握了伦敦市区300万客户，&127;并取得伦敦以外100万客户的供电权。EDF和法国政府签订的未来五年目标中，&127;要使集团50％的营业额来自法国境外业务收入和非电业务收入，把扩展国际市场特别是欧洲市场放在重要位置。
2000年十大国外发电投资商，其中第六家POWER－GEN已在2001年被德国E－ON兼并消失了。世界十大国外供电投资商，&127;已无一家英国公司的位置。欧洲十大发电商其中第九家已被德国兼并，第十家已被法国兼并。欧洲将主要是前五家电力公司的天下。英国自由化改革的设想，只有公开竞争，每家公司只能占领20％以下市场，才能公平。相反，国际市场的大企业还要做大做强，争夺市场，许多国家正在使国内公司合并成大公司，以争得一席之地。
英国彻底厂网分开的结果，是丧失了国内电力公司的市场，成为跨国电力公司的天下。总书记在今年5月8日在香港举行的《财富》全球论坛上讲话中指出：“同时也必须看到，经济全球化是一把‘双刃剑’。”“经济全球化也使发展中国家更容易受到外部经济波动和金融危机的影响。”我们在推进电力市场化改革的过程中，对经济全球化的风险应该有充分的认识。电力作为关系国民经济命脉的基础产业，只有做大做强，才能抵御加入WTO后国际资本的冲击。
英国私有化改革的设想是厂网彻底分开、输配分开、用户自由选择供电商，将发电、输电、配电、售电各个环节分解。但经过十年左右的时间，英国又重新出现了纵向整合的趋势。美林公司两位高级分析员介绍说：在欧盟，允许主导性电力公司存在。对单个主体国家来说，要保持竞争地位，每个国家要有一两个主体公司，这样才可以尽量稳定电价。法国人更认为最好让客户不要经历波动性电价。最近，欧洲最流行的将是纵向整合模式。英国也在往这方向走。
国际资本的兼并重组趋向和最近出现的纵向整合趋势，反映了国际资本的动向和竞争的结果，是大企业占优势，这是不可阻挡的趋势。认为破碎分割才能实现公平竞争，只不过是学者们的“纸上谈兵”而已。综观英国、美国的实践，难道我们还能把十年前设计的英国模式简单搬来用吗？
怎样认识电力商品的两个市场、两种合同
一般商品市场中存在零售和批发两个市场，即现货市场和期货市场，即期市场和长期市场的差别，存在着现货交易、短期合同和长期合同的差别。当电力市场模式出现以后，尽管由于计算技术的先进性，一些繁杂的计价和竞价，可以在极短的时间内完成，但究竟能有多大的规模，多大的量进行竞价，现货市场交易能搞成什么规模呢？
加州电力市场的设计者，为了保证竞争的公开性，防止发电商和零售商勾结，操纵市场，一律强制性进入现货市场，实践证明是失败了。加州排斥了长期合同，把庞大的电力市场处于即时的交易状态。如一天分成48个时段，每个时段不同价格，即时平衡。当电力处于高峰状态时，整个电力市场和电价处于十分不稳定的状态。运转比较成功的美国东部PJM电网，现货交易量占15％。&127;我国竞价上网试点的经验也是在10％～15％左右。
试点的经验证明，电力市场是以一个长期市场为主导的市场，把电力看成一般商品一样，如同网上购物一样，任意选择，即时变化，是十分不切实际的经济学者的想法，完全不符合电力商品的特性。特别在供需不平衡时，需要新增的电力，是不可能呼之即来的，需要长期的平衡和长期的投资。
英国改革后十年将强制性电力库修改成以双边合同形式为主导的新交易规则，允许电力合同跨度从当天到几年以后，这是值得深思的问题。对发展中高速成长的不成熟的电力市场，如果没有长远的考虑，如果没有国家能源政策的支持，如果没有电力的长期平衡，一个关系国家经济命脉运转的电力系统，将陷入何种不稳定状态是可想而知的。
怎样正确对待环保政策的要求
世界各国把环保政策都放在十分重要的地位。“京都议定书”已为发达国家减少温室气体排放提出了明确的目标和要求。美国布什总统发表了否定“京都议定书”的谈话，引起了世界各国环保人士的指责。在美国加州，有十分激烈的环保主义者，要求不能把发电厂和送电线路放在自己的后院，使建设一个电厂和一条大的输电线路很难得到批准通过。造成了十年没有新的大电厂投入，十年没有建成大的输电线路。在原有的储备容量吃光以后，电力危机出现了。
最近十多年来，大量的用天然气发电代替石油和煤炭发电，取得了很大的经济效益。英国人承认他们是幸运的，十多年来由于丰富的北海石油、天然气的开发，关闭了大量的烧煤电厂，改善了环境。美国加州也是发展了燃气电厂，但当天然气价格随着石油价格暴涨以后，又不得不限制建设燃气电厂。
中国也能这样做吗？我们要合理地利用天然气，合理地开发利用再生能源，但是不把我们能源的基石放在丰富的煤炭资源上，运用清洁煤和洁净燃烧技术，把分散的煤炭污染，集中到现代化大电厂集中烧煤，治理污染的基础上，是别无出路的。我们没有那么多的清洁天然气，难道我们能制定立足于烧进口天然气的能源政策吗？
这场历时十多年的西方大力倡导的电力市场化改革，积累了丰富的经验和沉重的教训。直到今天，大多数国家都还在慎重对待，认为并没有到可以有结论的时候，情况还在发展。作为一个发展中的社会主义大国，我们要吸取可以为我们所用、适合国情的经验，也要抵制不切实际的做法，切不可盲目跟进，听信一些表面化的宣传，作为政策制定的依据。慎重对待，切实探讨其中的利弊，这是我们这次调查的体会和肺腑之言。
（三）：把电力规律和市场原则结合起
现代社会经济发展、技术进步和人民生活都离不开电，对电力系统供电可靠性的要求也越来越高，对电的需求越来越大，电力工业必须快速增长，这对于经济快速发展的中国尤为重要。电力体制改革必须把电力工业的客观规律与市场原则结合起来，以确保电力工业的健康发展。
电力改革中必须紧密结合电力系统运行的两大特征
电力系统的主要物理规律是即时平衡和整体互动性。前者是指在庞大的互联电网中，电力的生产和消费必须保持实时平衡，任何背离都将引起频率波动，导致设备破坏直至整个系统瓦解。后者是指电力系统中所有部分的复杂的相互影响，连接在一起的电厂、电网和用电器，可以被视为世界上最大的机器，任何单一部件的变化都会对整个系统产生影响。
电力系统的特点是产、供、销、用电同时完成，产品不能储藏。发电、输电、配电、供电在生产上是一个有机联系的整体，是电力系统中不可缺少的重要组成部分。每天不同时间用电量变化很大，为了保证电力系统安全正常供电，必须连续不断地保持发、输、配、供电之间的平衡。为了适应用电负荷变化，在电力系统中要有必要的备用容量（一般约8％左右），输电网要留有适当的裕度。电力系统运营调度部门要随时监视系统运行情况，发生问题及时处理，以确保电力系统供电安全。保持电力系统在生产、发展中的整体一致性，是电力系统的客观规律，也是电力工业的一个主要特点。
必须考虑电网的电力潮流分配和传输容量的规律
电网中各输电线之间的电力潮流（输电容量）分配是根据物理学的克希霍夫定律确定的，输电线的传输容量是根据物理学欧姆定律、电磁感应定律确定的。这是不可改变的客观规律，电力市场交易必须服从这些规律，根据上述规律确定电网各个环节允许的输电容量进行交易。有的国家在电力改革过程中发生电网拥堵现象，是由于设想的容量与电网允许通过的容量不一致。发生电网拥堵若是局部的、小范围的，一般比较容易解决。如果电网拥堵发生范围很广，线路较长，为解决拥堵而需要建设的送变电工程较多，投资较大，会影响电力交易的经济合理性。是解决电网拥堵，还是修改电力交易合同或改变电源布局更合理，这就需要作全面的经济分析论证。
设计改革方案时要考虑输电成本与输电距离
输电成本一般与输电距离成正比，有时甚至高些。远距离输电投资很大，成本也较高。如天生桥水电站到广东直流输电工程每千瓦时输电成本0.11元。阳城电厂至江苏淮阴输电成本也是0.1元/千瓦时左右，距离更远输电成本将更高，远距离输电不一定经济、有竞争力。因受输电能力和输电成本的限制，电力用户自由选择供电商只能在一定合理范围内进行。将来实现全国联网后，认为广东用户可从东北电网购电是不现实的。
部分经济学家认为，厂网分开后可以在大电网内采用邮票法收取输电过网费，即不论发电厂与供电区之间距离远近，过网费相同｛过网费＝（输电总成本＋利润）/总输电量｝，使用户有更大的选择空间。我们认为这种观点是不全面不正确的。这样会严重扭曲不同电厂向用户供电的实际经济性。例如广西、云南、贵州电厂向广东供电，其实际输电成本相差很大，用统一标准收费是不合理的。邮票法比较方便，但只适用于供电范围不大的电网，远距离送电采用节点法（即不同输电距离收取不同的过网费）收费较为合理。
核电、油电、天然气发电在靠近用电中心地区建设比较经济合理。烧煤电厂则与煤的发热量有关，国内外的实践和研究说明，发热量低于12540千焦/千克的煤在坑口建厂向外输电比较经济，发热量高于20700千焦/千克的煤一般在用电中心附近建电厂综合成本低。因此除受环保、水源、出灰等建厂条件限制外，大部分火电厂建在靠近用电中心地区。这是经济性决定的，不能认为是地区壁垒造成的。各国电网之间交换电量的比率一般是不大的，1999年欧盟各国平均为8％，日本九大电网间为6.4％。
改革要确保发电、输电、配电之间协调一致
电力不能贮存，电力供应的系统性、随机性及高度可靠性，这是电力区别于其他商品的一个重要特点。电力行业的公用性要求电力系统供应安全、质优、价廉的电力。电力工业是资金密集型行业，建设发电、输电、配电工程要有大量资金。一个地区内输电、配电网只能是一个，具有垄断性。发电、输电、配电之间必须保持协调配合一致和系统性，服从电网统一调度。协调配合不好会造成停电或重复建设。电力行业和其他行业一样必须进行规模经营才有竞争力。发展水电、核电，再生能源发电，洁净煤发电等，并不都具有竞争力，有的需要政策上的支持。
电力改革必须把市场原则和电力系统客观规律结合起来。电力市场交易只能在符合客观规律的基础上进行。电力系统运营管理及发展规划，也要适应市场竞争的需要，作必要的调整。要在电力公司内部对发、输、配电作功能性分离，分开进行核算，确定输电、配电的过网费，为逐步实行厂网分开竞价上网创造条件。
从本国实际出发确定合理的能源政策
电力工业是耗用一次能源最多的行业，发达国家占40％以上。各国都从能源供应的经济性、安全性出发，制定本国的发电能源政策。优先利用本国资源，进口能源则选择适合本国特点来源可靠的能源，注意能源品种及来源多样化，并根据能源市场供应情况及价格，及时调整能源结构。
英国石油、天然气、煤炭资源都很丰富，可以立足国内解决。过去以煤电、核电为主，天然气发电很少，不1％。90年代起廉价清洁的北海天然气大量供应，英国建了1800万千瓦天然气蒸汽联合循环电厂，用来替电成本高的燃煤电厂。英国1999年发电装机容量7530万千瓦，发电量3382.2亿千瓦时，发电构成为：核电占31％，煤电占39％，天然气发电占27％，其他占3％，形成煤电、核电、天然气发电并重的局面。受北海气田资源限制，今后英国天然气产量增加不多，预测2003年后将开始进口，且天然气价格不断升高。目前已暂停天然气发电项目的审批。
法国本国一次能源不多，主要依靠进口，从能源供应的安全性、经济性出发，坚持以发展核电为主的方针，取得了良好的效果。其发电能源不受世界石油市场的影响，发挥了核电国产化及规模经济效益，发电成本在欧洲各国中是较低的，除满足本国需要外还向国外出口。2000年法国电力公司装机10350万千瓦，其中核电占82％，水电占13％，火电占5％。出口电量770亿千瓦时，占16％。
日本大量从国外进口石油、天然气、煤炭用于发电，并积极发展核电。石油危机后停止建设烧油电站，大量进口液化天然气用于发电。1999年日本发电装机容量22429万千瓦，其中水电19.8％，火电59.9％，核电20.1％，地热0.2％。2000～2009年规划十年新增发电装机5263万千瓦，其中水电580万千瓦（11％），核电1263万千瓦（24％），煤电1984万千瓦（38％），天然气发电1206万千瓦（23％）。仍以核电、煤电，天然气发电为主。
美国能源资源丰富，主要立足国内，石油部分依靠进口，因环保主义者要求国内放慢发展核电，水电资源已基本开发利用，故新增发电装机主要是天然气及煤炭发电。90年代起转向重点发展天然气电厂，约占新增容量的65％。煤炭用于发电，较直接使用对环境有利，故美国80％以上的煤炭用于发电。美国1999年发电装机容量67781.1万千瓦，发电量37061.4亿千瓦时，其中水电3194.8亿千瓦时（8.6％），核电7282.5亿千瓦时（19.6％），煤电18843亿千瓦时（50.8％），油电1235.6亿千瓦时（3.3％），天然气5699.7亿千瓦时（15.4％），其他868.38亿千瓦时（0.23％）。
美国前能源部长史莱辛格认为加州能源危机教训是多方面的，主要是忽视了电力发展，造成缺电；其次是环保要求过高，限制在本州建设电厂；发电能源结构不合理，只发展天然气电厂，天然气价格上升4倍引起电价上升。
比利时电力公司专家认为只有发电结构合理的大公司，才能在未来市场竞争中站住脚。市场竞争须在执行国家能源政策的条件下进行，否则会给国家造成损失。
改革的目标是建设一个强大、高效、有中国特色的电力工业
中国是社会主义国家，电力工业是关系国民经济命脉的重要基础产业，国家必须进行控制。电力系统发、输、配、供电各环节在生产运营上有着不可分割的联系。在发展中需要统一规划，协调配合，才能防止重复建设，取得较好的经济效益。在经济上发电、输电、配电可分开进行核算，并在发电部分引入竞争。
我国还处于社会主义初级阶段，发展是电力工业的主题。今后10年西电东送，全国联网，开发西部地区大型骨干水电站和大型坑口火电站的任务很重。电力工业具有规模经济性，一个电源结构合理、经济实力雄厚、经营管理经验丰富、有大量人才的全国性电力公司，对推动电力工业改革和发展是必要的。
在我国发电市场已放开，并已初步形成多家办电竞争局面的情况下，要结合全国各电网的特点制定改革方案，进一步引入竞争机制，逐步实行厂网分开竞价上网，健全合理的电价形成机制，使大用户有权选择供电商，同时提高服务质量。在改革中要注意解决好谁对各电网各省供电负责的问题。省公司在办电和保证供电方面有重要作用，要避免发生类似美国加州的电力危机。电力系统是一个有机联系的整体，行业破碎化经营迟早会影响电力系统运营。因此，我国电力体制改革的目标是发展，是建设一个强大、高效、有中国特色的电力工业，而不是私有化和行业破碎化。
（四）中国电力改革的实践和前景
改革开放以来，我国电力工业得到了很大的发展。经过近二十年的努力，至1997年初步扭转了全国主要电网缺电的局面，大部分电网实现电力供需基本平衡。东北、川渝等少数电网由于用电增长速度低于预测水平较多，出现暂时富裕。
深化改革对电力工业的发展起到了巨大的推动作用。二十年来我们采取的主要改革措施有：变独家办电为多家办电；积极利用外资并欢迎外商投资办电；每千瓦时工业用电征收2分钱电力建设基金；新厂实行还本付息电价；实行“煤运加价”政策；实行“政企分开、联合电网、省为实体、统一调度，因地因网制宜”的办电管电方针。
过去二十多年的实践证明，电力体制改革以加快发展和向市场经济转变为目标，解决了连续二十多年的电力危机，形成了比较开放的电力市场和适合当时国情的电价机制，初步实现了电力工业由计划经济向市场经济的转变。
从国家独家办电到多家办电，形成了多家竞争办电的格局
针对办电资金不够的情况，我国80年代初起实行集资办电、多家办电的方针。开始由地方政府出资，以后发展到组织地市企业、乡镇企业集资，利用煤代油资金，出售用电权集资，发行电力企业债券等多种方式办电。1984年国务院批准华东电网采取工业用电提价不超过两分钱的办法征收地方电力建设基金，1988年推广到全国，为地方办电建立了稳定的资金来源。
1985年国务院颁发了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，明确集资电厂可以独立经营，与电网签订供电经济合同，也可委托电网代为经营管理。实行多种电价，独立经营的集资电厂，其售电价格允许浮动。大多数合资或非电力公司独资建设的电厂成立发电公司，形成了大批独立发电商。
为了解决发展所需资金、设备不足的困难，同时又积极利用世行、亚行、日本海外协力基金，政府出口信贷等贷款办电，鼓励外商来华独资、合资办电。1985年深圳与香港合和电力有限公司合资建设沙角电厂，用BOT方式经营管理，广东与香港合资建设经营大亚湾核电站，成立华能国际和新力等电力开发公司利用外资办电。以后许多外商纷纷到中国投资办电。
2000年全国3.19亿千瓦发电装机容量中，国家电力公司在中国发电市场份额已降至50％左右。在2000年新增发电容量2055万千瓦中，国家电力公司投资部分占58％。
无论从国内投资还是从外商投资办电情况来看，我国是发电市场比较开放的国家，也是独立发电商较多的国家。发电市场的开放程度远大于日本、法国、意大利、西班牙、美国等国家。
从计划到市场转轨过程中引入多种经济成分
改革开放前电力工业全部是国有企业。1982年龙口电厂集资办电，开始引入集体所有制成分。1985年中外合资建设了沙角B厂及大亚湾核电站，引入了国外资本。90年代初上海申能和深圳能源公司等股票在国内上市，以后迅速发展到2000年已有上市公司40多家，吸引了大量国内投资。华能国际开发公司，大唐公司，新力公司等进行股份制改造后股票在纽约、香港上市，吸引了国外大量资金。上市公司按照现代企业制度管理，促进了电力工业向市场经济模式的转变。
1999年全国已有大中型中外合资电厂39个，总容量2700万千瓦，外商投资23亿美元。到国外上市的发电公司3家，总发电容量1953万千瓦，筹集资金16.5亿美元。在国内上市的发电公司37家，在国内资本市场上筹集了数百亿元资金。电力工业已逐步形成以国有经济为主，多种经济成分并存的状况。以国家控股为主的股份制公司将是今后发展的重要方向。
实施适应多家办电的电价政策
1985年国务院出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，允许新电厂实行还本付息电价，使新电厂能够还本付息并取得合理收益。同时，对中外合资电厂，按照国际惯例通过签订长期合同明确年供电量及上网电价，由电力公司收购后转售给用户，吸引了外商来华投资办电。
以后又陆续推出高峰低谷电价，丰水期枯水期电价，鼓励用户多用低谷电、丰水期电力，以减少电网调峰困难，降低电力成本。1988年对炼铝、铁合金等大用户实行优惠电价，在加强城乡电网改造的同时整顿农村电价，逐步做到城乡同价。1999年在浙江、山东等六个电网进行部分电量竞价上网的试点。
电价改革在解决缺电，建立社会主义市场经济体系方面发挥了重要作用，已成为经济调控的重要手段。在燃料、设备价格逐步与国际接轨的情况下，我国电价水平在世界上是比较低的。
在电价政策上也存在一些问题和缺点，主要是：没有出台规范的电价定价原则、计算办法、审批程序；对电厂造价没有限制，助长了建设中的铺张浪费，造价过高，使电价不合理升高，加重了用户负担；居民用电价格低于工业用电价格；农村电价过高；电力公司内部没有对电厂和电网成本分开计算，定价透明度不高。这些都需要在今后深化改革中解决。
从各地分散供电向全国联网发展
改革开放前，我国电网规模不大，初步形成了华北、东北、华东、华中、西北等五个跨省电网及山东、福建、广东、广西、四川、云南、贵州、蒙西等十多个独立省网。不少省网还分别由几个独立的小电网供电。
改革开放后加强了电网建设，建成了一批500千伏骨干送变电工程，使各跨省电网的联系大大加强。1989年建成了葛洲坝至上海直流输电工程，加强了华东、华中电网间的联系。90年代初建成了供电范围包括广东、广西、贵州、云南的南方电网。2000年我国形成了华北、东北、华东、华中、南方、西北、川渝等7个跨省电网及山东、福建、海南三个省网及北疆、拉萨等电网。其中华东、南方、华北、东北电网发电装机容量已超过4000万千瓦，跻身世界大电网行列。
今后十年将在北部、中部、南方三大电网的基础上逐步实现全国联网。在南方电网扩大西电东送容量的基础上，建设三峡向广东送电300万千瓦的直流输电工程，实现南方与中部电网联网。三峡水电站发电后，将向华中、川渝、华东送电，形成中部电网，福建联入华东电网。今年实现华北与东北联网，逐步实现华北与山东联网，建设西北向华北、山东的输电工程，形成北部电网。同时规划三大电网在南北方向上多点互联，2010年全国大部分地区将实现联网，成为总装机容量约5亿千瓦，仅次于北美、欧洲电网的世界第三大联合电网。
为加速开发利用西南的水电资源，2010年后将建成金沙江溪洛渡、向家坝水电站及其他梯级水电站，送电华中、华东、两广；开发澜沧江小湾、糯扎渡等水电站送电广东，雅砻江锦屏等梯级水电站送电川渝、广东；黄河上游梯级水电站向华北送电等。全国联网将不断加强。
从政企不分到政企分开
1998年撤销电力部，由国家经贸委及各省经贸委负责政府管电职能。国家电力公司成为国务院直属企业，授权经营原电力部管理的国有资产。各省电力公司也不再履行省政府管电职能，为政企分开迈出了决定性的一步。
国家电力公司成立以来，积极实施公司制改组、商业化运营、法制化管理，努力推进两个根本性转变，取得了显著成绩：
坚持以战略总揽全局，推动公司化运作。及时提出和确立了建设“控股型、经营型、现代化、集团化管理的国际一流电力公司”的战略构想，公司整体实力明显增强，跻身世界企业500强。
坚持以发展为主题，推动电力结构调整和资源优化配置。在结构调整中抓发展，依靠科技进步和体制创新推动结构调整，初步走出了一条速度、质量和效益相统一的发展道路。积极推进全国联网、“西电东送”，加大电网建设力度，实施城乡电网建设与改造。
坚持以改革为动力，推动两个根本性转变。坚持深化改革，认真贯彻“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低电价，改善服务，促进发展”的改革思路，制定了“四步走”的改革战略。积极主动地实施政企分开、厂网分开和农电体制改革等各项重大改革。
坚持以强化管理为重点，推动公司效益持续增长。1997～2000年，在外部增支因素较多、部分地区电价不到位的情况下，主营业务年收入由2500亿元增长到3158亿元；累计实现利税1325亿元，其中利润366.4亿元，上缴税金1063亿元。多种产业年总收入由820亿元增长到1238亿元，累计实现利税395亿元，其中利润224亿元，上缴税金171亿元。
坚持“三严一表率”，推动公司系统员工素质不断提高，确保职工队伍稳定。坚持“从严治党、从严治企、从严治领导班子，领导干部要做表率”的方针，全面加强党的建设和各级领导班子建设，对领导干部严格要求，严格管理，严格监督。84％以上的单位被评为市地级以上文明单位，60％以上的单位被评为省部级文明单位。
坚持以服务为宗旨，推动电力行业作风的好转。把搞好优质服务作为电力企业的基本使命，全面推行规范化、现代化服务。严格执行电价政策，整顿电价秩序，通过城农网建设改造，城市电价平均降低0.05元/千瓦时以上，农村电价平均降低0.1元/千瓦时以上。全国无电县减少到4个，乡镇和行政村通电率提高到98％以上。
电力体制改革的主要目标是促进发展
2000年全国发电量和发电装机容量居世界第二位。但人均水平仅为发达国家的10％～20％，还不到世界平均水平的一半。保持快速发展以满足经济发展和人民生活水平提高的需要，仍是电力工业的主要任务。
“十五”计划纲要提出了经济年均增长7％的预期目标，据预测，2005年相应需要发电量18000亿千瓦时，年均增长5.65％，发电装机容量约4亿千瓦，年均增长4.6％。2010年实现国内生产总值翻一番，发电量将达到23600亿千瓦时，发电装机容量约5.2亿千瓦。不仅在增长速度方面远远超过发达国家，而且在每年需要增加的发电量和发电装机容量，也大大超过发达国家。
目前国外的电力体制改革都是在装机容量有富裕、用电增长缓慢（1％～2％）的发达国家进行。对发展需求不大的国家，改革的主要目标是降低电价，改善服务。而在用电增长稍快（3％～3.5％）的美国加州电网由于忽视了发展，发生了电力危机。英国改革之初全国发电装机富裕20％以上，十年用电增长16.5％，年均增长仅1.5％，负荷增长不到1％。即使十年不新增发电装机，电力还有富裕。1987年我国发电装机容量为1亿千瓦，1995年3月达到2亿千瓦，2000年4月突破3亿千瓦，电力供需大体平衡，华北、华东等7个电网供需基本平衡，东北、华中等4个电网略有富裕，广东、浙江、河北南网等三个省网开始缺电，且人均用电水平很低，不到世界人均水平一半。
为了实现“十五”计划和21世纪中期达到中等发达国家水平的目标，电力工业必须继续保持快速增长。今后十年发电量预测需要年均增长5％～6％，年均新增发电装机2000万千瓦左右。今后西电东送和全国联网任务十分繁重，电力系统需要统一规划，组织协调安排建设，需要大量资金投入，建成后经营管理工作也很复杂。
发展是硬道理。中国电力体制改革目标与发达国家成熟的电力市场不同，应以促进发展为主要目标，同时逐步引入市场竞争，降低成本，改善服务。电力体制改革方案要结合实际，逐步实现厂网分开，竞价上网，健全合理的电价形成机制，改善服务。要周密设计，完善立法，谨慎从事，分步实施。
电力公司改革方案范文3
随着国家经济、社会的发展，对外开放，深化改革的步伐逐渐加快，特别是近十年的形势发展，真是突飞猛进。要跟上形势发展的步伐，要与时俱进，站在浪潮上一并前进，在逐步跨入信息化、数字化社会的今天，必须随时抓住信息，不管是经济的、技术的、管理的、社会的、主业的、多经的等等，对当今的每个职工、干部都是极为重要的。《供电企业管理》一百期刊物，无疑是为我们提供了大量的信息，对推动电力事业的发展，推动电力企业的改革顺利进行，发挥了应有的作用。
供电多经企业自上个世纪60年代开始起步，为安排电业职工家属、职工子女、以及三项制度改革和达标创一流被分流或剥离的职工；为了维护主业队伍的稳定和生产经营活动的健康发展；也是对社会稳定作出了贡献。在解决待业人员的就业同时，也推动了多经企业的自身发展，并逐渐形成了初具规模的、涉足多种产业领域的、具有强大经济实力的企业群体。按照当时电力部确定的方针“电为核心，多种产业，三大支柱，协调发展”。供电多经企业成为支柱产业，半壁江山，是电力企业的重要组成部分。供电多经企业从肩负就业安置任务起步，逐步壮大，跨入了发展经济的重要领域，肩负起了两大使命。由于职工的艰苦创业，开拓进取，发挥自身的聪明才智和知识潜能，发展了经济，也培养了懂得经营，闯荡市场的人才，涌现了大批电力企业家。供电多经的发展，对支持供电企业深化改革，加快电力企业的发展，稳定电力职工队伍，逐步提高职工的生活质量，发挥了历史性作用。同时，供电多经企业对发展地方经济，增加国家和地方的税收，创造劳动就业机会，促进社会稳定，也作出了重要贡献。在多经发展的历史长河中，“供电企业管理”及时的、经常的交流信息，总结经验，传播先进思想和理念，发挥了重要的、不可磨灭的作用。
去年初，国务院下发了国发〖**〗5号“国务院关于印发电力体制改革方案的通知”，在总结和肯定自改革开放以来，电力改革成功经验基础上，明确提出了下一个电力体制改革的总体目标、主要任务和具体改革方案。要打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开，公平竞争，开放有序，健康发展的电力市场体系。文件中明确提出国家电力公司系统所拥有的辅业务单位和“三产”，多种经营企业进行调整重组，有关电力设计、修造、施工等辅业务单位，要与电网企业脱钩，进行公司化改造，进入市场。随着文件精神的逐步落实，国家层面的电力体制改革已在去年底正式推出。全国性两大电网公司，五大发电公司和四个辅公司已挂牌组建，区域性和省一级电力公司的组建也在逐步推出。文件提出的改革方案正在逐步实施。但是，区域性和省级层面上的辅单位和三产多种经营企业如何进行调整重组，如何与电网企业脱钩，尚须慎重处理。本着文件精神，要按照积极稳妥的原则精心组织，区别各地区和各电力企业的不同情况分步推进改革。所以，市地一级供电多经企业的调整重组与脱钩，具体实施尚需时日，这也就提供了良好的时机，加强自身建设，尽早解决产权不清，负担沉重，队伍素质低，竞争能力差，对主业的依赖性过大等问题。多经企业的内部管理薄弱，又缺乏统筹规划，尤其是电力部门执行“三不指定”的规定以后，在市场竞争中，带来了更多的困难。由于地区经济的差别，全国供电多经企业发展的不平衡，使企业之间存在着很大的差异。改革中要涉及企业员工的身份改变和安置问题，更是个极为困难的热点，也是改革中谋求解决的重点，它涉及到企业的效率和效益，企业的发展，所以必须要按照资源优化配置原则积极慎重地处置。为解决改革中的困难，提高职工对改革的承受能力，达到平稳过渡，就要利用目前的时机，竭尽全力，把供电多经企业做大做强，只有把企业做大做强，增强经济实力，才能使企业和职工在深化改革的大潮中承受冲击，勇于拼搏，平稳发展，夺取最大的经济利益。
供电多经企业如何把自己的企业做大做强，正确全面地贯彻落实国发5号文件，中电联供电分会、多经专委会曾经几次组织专题调研，由上海市南供电公司、广州供电公司与福州电业局、长春电业局等分别组成调研小组，对三十多个供电企业和多经企业开展多种形式的调查研究，初步形成了共识。
加强领导是加快发展多经企业的关键。企业主要领导对多经工作的高度重视和支持至关重要，这是许多企业的共同经验。透过许多供电多经企业的实际，凡发展好的多经企业的背后无不倾注着供电企业领导班子、特别是主要领导的心血。江苏泰州供电公司领导班子把“富民强企”放在发展多经企业的核心位置，提出“无主业不稳，无多经不富，无创新不活，无开拓不强”的理念，把抓市场开拓和新项目实施作为职工办实事，找出路的大事来抓，认真落实领导责任制，才能大手笔运作，敢为人先的创新意识，开辟出新的发展之路，使多经企业快速做大做强。福州电业局，长春供电公司、上海市区、市南、市东供电公司，杭州、**、广州供电公司，贵州市南供电公司等，都取得了丰硕的成绩。
尽快完成公司制改造，规范法人治理结构，建立现代企业制度，这已被众多多经公司制改造企业的经验所证实，是一项有效的改革措施。以“产权清晰，权责明确，政企分开，管理科学”为基本特征，大多数供电多经企业完成了股份制改革，并实现了职工持股和控股，走公有制与民营经济共同发展的道路，有的还组建了企业集团，更充分的发挥企业人、财、物等资源的集约优势，降低集团内部交易成本，实现供电多经企业产业化经营，有利于打造企业品牌，实现企业做大做强。但尚有许多企业法人治理结构不规范，尤其是决策层、执行层、监督层三者的相互作用没有得到充分发挥，机构不尽完善，运作不够规范，决策不够充分，监督不够有力，管理上也明显的在沿用国企管理的旧模式，离现代企业制度要求相差甚远。改变这种状况需要供电企业主要领导提高认识，下定决心，要按照现代企业制度要求建立规范的法人治理结构，明确股东会、董事会、监理会和经理层的职责，形成各负其责，依法行事，协调运转，三足鼎立，有效制衡的公司法人治理结构的权力运作机制。严格执行董事会领导下的总经理负责制，真正做到所有权与经营权的分离，决策者与执行者分离。
实现产权多元化是供电多经企业发展经济的重要举措，也是供电多经企业在向市场经济体制转轨改革中的必然结果。供电多经企业的改制多数建立多元投资结构的有限责任公司或股份有限公司，吸收社会法人单位和私人资本参股，职工投资入股，引进外部资金等方式进行产权置换，实现产权多元化，产权清晰的混合所有制经济，建立归属清晰，权责明确、保护严格，流转顺畅的现代产权制度。产权是所有制的核心和主要内容。目前，以职工投资入股形式的民营股份制企业在供电多经企业中占有相当比重，要使广大职工成为既是供电多经企业的劳动者，又是企业的出资人，改革的直接受益者。还有不少供电多经企业在进行股份制改造时，充分利用供电企业的资金优势，品牌优势，市场优势，地域优势，走强强联合的路子，引入国内外名牌企业的资本共同开发生产具有市场竞争力、适销对路，赋有科技含量的名牌产品，使企业直面市场，占领市场都取得很好的经济效益。
正确实施多元化经营战略，是供电多经企业集团发展的重要战略选择之一。**供电公司的苏源集团、上海市南电力集团、广州广电集团、济南电力（集团）有限公司、福建汇创集团公司、杭州电力发展集团、长春电力集团等，他们组建多种产业实体，除从事电力建设、电器制造、电力设计、工程监理、电力设备租赁业务、器材销售外，还涉足房地产、汽车贸易、汽车运输、城市煤气、水力发电、软件开发，甚至药业制造等，只要收益高，发展前景好，并有良好的开发环境，可以利用的优势条件，就积极开拓“电力圈”外的经营市场，取得较好的回报，实现企业可持续发展。企业实施多元化经营战略，可以减少经营风险，扩大经营规模，提高经济效益，把供电多经企业做大做强。当然，实施多元化经营必须量入量出，根据企业经营资源剩余状况，以及对新行业的市场调研分析，充分论证，按程序决策，积极慎重的开发。有的供电多经大型企业已经在涉足资本经营，这是通过资本形式对资本的存量和增量进行管理、重组和交易，使资产在经营期内获得最大限度的增值，为企业带来最大限度的经营效益，使企业迅速扩大规模，增强企业实力，已取得了较好的效果。
要做大做强企业，企业的内部管理，如质量管理，有效的激励机制，人力资源管理，财务管理与有效的监督机制等都是非常重要的，任何一个有成绩的企业都是以此为保障。
电力公司改革方案范文4
雄关漫道真如铁。2007年12月24日，国家电网（下简称国电）647万千瓦发电资产相关八家电厂的控股方国网新源公司，与七家受让公司签署了安全生产责任及管理权转移协议。国电647项目发电资产变现任务的完成意味着自2002年启动的第一次电力体制改革的厂网分离工作终于艰难地接近收官。
继920项目转让后，647项目的收官是否意味着电力改革和国电的战略定位和布局至此进入了而今迈步从头越的境界？显然，厂网分离的收官只是一个休止符，国电真正的清晰的战略布局和内涵式改革将取决于输配分离和配售分离改革的有效推进。
厂网分离收官
2007年5月31日，国家电网通过协议向国电集团等转让了920万千瓦发电资产,转让价格为187亿元。该发电资产涉及到包括7家上市公司在内的38家企业,相对于119.7亿元的账面净资产,此次交易的溢价为56％。
2002年启动电力体制改革，当时允许国电保留920项目，主要是希望能用这部分资产支付国电公司主辅分离的改革成本，为下一步从电网中剥离电力修造、送变电施工和勘探设计等辅业单位做准备。据悉，国电解决主辅分离的员工问题耗费约187亿元，而920项目的出售正好填平了主辅分离的改革成本。
2007年12月14日，国电647项目资产的出售也达成了初步协议。根据电监会公告，国电647万千瓦发电资产的主要受让方为华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、中电投集团、神华集团和湘投控股等七家电力公司。此次双方签署的协议是安全生产责任、管理权和领导班子三项权限的移交，正式转让协议签署、资产交割、工商变更等实质性工作将在今年1月后进行。
据报道，647项目以资产评估价格为基础，同时参照可比市场交易价格，以溢价20％出售（资产溢价17％，另加因控股所产生的3％的溢价），也就是说溢价水平不到920项目的一半。相对于920项目的资产质量，647项目资产主要为老厂，人员负担较重，成本优势较差。根据2002年的改革，647万千瓦发电资产保留在国电公司的用途是补充国电的资本金。
显然，国电647项目资产的最终协议转让，意味着尾大不掉的厂网分离改革基本破题。这虽然比2002年提出的要求两年内变卖转让迟到了三年左右，但其意义则相当深远。
从某种程度上讲，647项目资产的最终转让表明，发电侧的市场化改革框架基本构造完毕，中国电力体制改革即将进入第二个环节――输配分离、配售分离阶段。下一步在发电侧的改革重点主要是清理国电公司旗下各省级和区域电网公司近年来新建的以各种形式存在的“三产”发电项目。
貌似左右为难
如果说厂网分离是发生在发电企业与国家电网、南方电网间的外部改革，那么以输配分离和配售分离为主的售电侧改革则是电网公司的一场脱胎换骨的革命。显然，在电网公司高度垄断的情况下，在售电侧推进改革的阻力将会大得多。
2006年9月1日，国家电网电力交易中心正式投入运行，并初步形成了国家、区域和省级三个层次的电力交易中心，满足省内、省间和跨区域、跨流域电量交易的需求。三级电力交易中心的搭建为国电公司总部、区域电网公司和省电力公司实施市场交易与电网调度职能的分离创造了条件。
接着，2007年10月26日国电宣布国家电网电力市场交易运营系统正式投入运营。国家电网电力市场交易平台具备电力市场运营完整业务流程所需的各项技术功能，不断为市场交易提供更好的服务。平台的搭建客观上为售电市场改革打下了基础。
目前输配分离改革争议的焦点是在国电内部实行配电业务的独立，并维系输配调度的全国性统一，还是从国电中完全独立出配电业务，使得国电成为一个相对单一的电网资源建设和提供商。
如果把配电业务独立出来，那么国电的售电业务也将受到影响。这一方案意味着国电公司将变为电网资源供应商，主要从事输电业务，而这一方案的不利之处是影响电网和电力调度的有机统一，可能会影响电力调度效率。
如果配电业务只是在国电内部实现独立，虽然解决了电网与电力调度的有机统一性，但不利于售电环节市场化改革的有效推进。即不论是发电侧市场竞争，还是售电侧电力市场竞争，国电这只看得见的手始终影响着市场运作效率，甚至可能制约市场机制的有效发挥。
因此，输配分离改革决定着电力配置和调度的有效性。如果输配业务难以科学厘定，下一阶段的配售分离改革就难以有效推进。
谁为谁服务？
根据2002年电力体制改革的整体战略规划，厂网分离、输配分离和配售分离三个递进层次的改革充分体现了权力分配的相互制约、相互依存和相互促进的关系，是电力市场根据不同职能分工协作的改革方略。即在发电侧和售电侧引入充分的市场分离，在电力输配（主要指电网资源和电力、电量等调配）领域通过引入不同的市场主体进行输配功能分离，从而防止电力市场中由于过度的资源和功能垄断而导致市场效率下降。而具体到电网资源，通过设置国家电网、区域电网和省级电网三个层次的电网资源和电力交易系统细分出多层次的电力交易市场。
目前，对于要不要进行输配分离和配售分离改革基本没有争议，争议的焦点是如何市场化的问题。对于电网公司来讲，更乐意接受的方案是在国家电网和南方电网的现有框架下引导售电侧的市场化改革，目的是不过度破坏当前电网公司的利益格局。如在电网公司内部独立出一个独立核算的配电实体，从而实现输配分离，然后在最终售电侧实现多卖家的市场竞争格局。
这一方案实际上是基于电网现有地位和功能不发生变化的情况下实行售电侧的市场化改革，它的好处是保证了输配环节的有机统一。
然而，这实际上会使得电网公司在电力市场中占据了绝对的优势地位，不论是发电侧的多卖家竞争主体，还是售电侧的多卖家竞争主体，在电力市场中必然处于与电网公司的不对等的劣势地位。
如电厂向实际买家或电力交易市场服务商销售电力资源，必须通过电网公司输电并进行电力调度，否则很难卖出去;而将来形成的多卖方电力销售服务商和电力交易市场，如果要向用户销售电力，需要通过电网公司的输配协调，否则将面临无米出售的局面。
笔者不禁要质疑，以这种方案为基础的电力市场改革，究竟是电力市场化在为电网公司服务？还是电网公司为市场化服务？
一场利益的博弈
按照现有政策，一旦区域电网成熟，国网将与区网“分家”，而国家电网公司能够调配的输配电资产、电能交易将受到挤压。
目前，国家电网公司着力推进的“一特三大”战略（即特高压输电、大核电、大水电和大煤电），在系统内推出电力交易中心和电力市场交易系统等，都在一定程度上强化了国家电网公司在电改中的博弈筹码。如特高压输电将在一定程度上弱化了区域电网的现有功能。显然，这种局面是电力体制改革小组和发电企业、售电服务商和最终用户都不愿意看到的。
输配分离如何摆脱明显的利益纠葛，如何真正实现独立，将成为电力体制改革进一步有效推进的关键。输配是否只有统一到电网公司旗下才能体现其有机统一性和更富有效率。笔者认为，未然。
首先实现彻底的输配分离。一方面，可以通过把电网公司定位为专业的电网资源运营和租赁商，并在条件成熟的条件下，将国网、区域电网打造成相互独立核算的经营实体。为打破省级行政区域对电力市场的干预，应将省级电力公司作为区域电网公司的子公司。区域电网间的输电通畅问题让独立于区域电网公司的利益第三方国家电网公司承担。
另一方面，通过与不同的层次的电网公司签署电网资源租赁合同使用电网资源，把电力调配功能从电网公司中彻底独立出来。通过在电力调配公司领域引入多元竞争，将完全可以通过市场机制发挥作用来增强输配功能的有机统一，提高电力调配效率。
电力公司改革方案范文5
1.电力体制改革带来的风险。改革是―个逐步渐进的过程。到现在为止，电力体制改革仅仅是拆分了国家电力公司，形成了五大电源、两大电网。它们在竞争过程中，相互间的矛盾不会有一个像国家电力公司那样的机构来进行协调。新的竞争机制尚未建立起来，旧的那种平衡又被打破，本身就蕴含着风险。从某种程度上说，电力体制改革并没代表电力行业的管理模式和观念已经随着转变。多年的顺利局面和计划经济的影响，使得电力行业对于面向市场经常的改革缺乏应变和对策，体制的改革滞后于行业的发展和市场的变化，客观上容易造成投资融资管理混乱。
2.产权关系不明晰。由于电力投融资领域的许多政策是在确立社会主义市场经济体制的目标前提出来的，不同时期出的政策同时执行必然会和以往的利益格局产生冲击。集资办电的出台打破了过去由国家独家办电的格局，使电力工业投资主体由单一化向多元化转变，出现多种产权关系。政策下形成的项目，产权界定，收益的划分至今仍有纠纷。一些地方投资者对其出资项目，既拥有产权分电权利，又要拥有债权收本利息。这显然是一种明显的不平等的经济关系，不符合国际惯例。
3.投融资效率低、投资风险约束机制还有待于建立健全。中外投资者对项目投资的最大区别在于对项目风险的认识和处理，在过去很长一段时间内，国内的电力投资者几乎没风险意识，原因在于缺电局面和新电新价政策的保证。随着国民经济的调整与发展，全国性的缺电局面得到了缓解，并在相当大的范围内出现不同程度的电力供过于求。而且伴随着“厂网分开”、“竞价上网”的施行，发电企业将面临更多的不定因素，已往的投融资体制缺陷日益暴露明显。如投资回报不高：在国外，投资办电的回报率大约在10%一20%，而国内现在基本在8%。在现行的电力行业运行体制下，实际上投资风险仍由国家（或者政府）承担。企业的项目投融资决策、项目的招投标和建设资金的到位都由上级主管部门决策和安排，那相应的风险企业也无力承担，且有理由不承担。这样，企业缺乏控制开支、降低成本的直接动力，有待挖掘如何提高内部管理水平从而提高投资效益的内部潜力。如基建超标，一般的电建项目完工后，超出计划20%一30%的现象屡见不鲜，加大了投融资风险。
4.资本金来源不足，项目注资能力欠缺。资本金来源不足主要由两个原因造成。一是电力企业自我积累逐步萎缩。由于集资办电政策的出台，地方投入比重逐渐加大，中央投入逐渐减小，且国家对电力企业的多税种、高税率政策使电力企业自身的留利很少，资金利润率水平很低，电力企业自身利润作为基本建设投资部分更是微乎其微。同时，电力企业固定资产折旧率相当低，使资产得不到及时补偿和更新，重置投资能力乏弱不堪。二是“九五”期间，国家对新建项目实行资本金制度和项目法人责任制。这使得电力行业面临着项目股本注资严重不足。资本金制度规定资本金达不到20%比例的，就不能进行相关投融资活动。作为基础产业的电力行业，项目投资大、建设周期长、投资回收慢是基本特征，所以一般投资者受投资能力和收益的限制，不愿进入这一领域。
电力行业投融资应对挑战的对策
1.继续深化电力改革，理顺行业管理关系。2002年底推出的电力体制改革方案适应了市场经济发展的要求，给电力行业带来活力和前景。但作为新事物在实践过程中总是会显示其不足。要根据新情况、新问题继续深化电力体制改革。目前主要包括：尽快研究并出台电网经营企业的运营模式、商业模式、价格形成机制和相应的国家调控体系；实现电力资源优化配置，并在此前提下制定发展规划；健全电力行业的内部管理机制，通过电力企业的运行机制，增强企业面向市场的竞争能力。
2.明晰电力企业产权关系。产权清晰是经济改革成功的必由之路，也是建立现代企业制度不可缺少的环节。电力行业应按照建立现代企业制度的要求，尽快明确省级电力公司为国有资产管理的中介机构，承担对国有资产保值增值的责任，并使省级公司具有享有、占有、使用和依法处置国有资产的权利；同时，对电力企业的其他投资方来说，也应该充分利用省级电力公司拥有的技术、管理等方面的专有人才。但投资方也只能以股东的身份影响电力企业的行为，而不能随意干预电力企业的经营活动。
3.健全项目投资风险约束机制，完善项目资本金制度。从经济角度分析，解决电力建设资金不足的根本途径，就是要保证投资者合理的投资收益、融资的及时稳定回收以及投资风险的合理控制。解决这些问题的关键是建立电力投资的利益激励机制和风险控制机制。只有这样，才能吸引社会资金流向电力行业，解决电力资金不足问题。
要健全和完善项目资本金制度，就必须做到以下决策：（1）争取政策支持和国家财政的资金注入。电力工业不仅是国民经济的基础产业，而且仍是制约国民经济发展的“瓶颈”。应当成为政策重点扶持和发展的行业。目前，国家开发银行提供的资本金贷款的比例应至少不低于30%。这样，既有利于达到国有资产控股的目的，又能减轻省级电力公司在建设项目的注册资本的压力，还可以利用经济发展势力强劲的优势，融得国际、国内两种资本。（2）挖掘企业内部潜力，加强企业的内部积累机制。可以考虑从以下几种途径来提高企业的内部积累能力。控制生产成本，改进电力调度，节约各项开支，以降低发电成本来提高企业的发展潜力。加速近期折旧，适当提高折旧率，强化企业加速折旧的重置投资体制。（3）实行资产债务重组，集约使用资金。
电力公司改革方案范文6
6月30日。国家电监会、能源局、发改委三部门联合下发《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(以下简称“通知”)。电监会和国家发改委，国家能源局共同把直供电试点作为2009年电力行业改革的突破口，即使是直供电，电监会就召集过电网、电厂等行业代表20多人就此进行过数次讨论。如果计算上和国家发改委、国家能源局就文件会签中多次磋商，绝对可以称得上太极式的小型马拉松。
小小的直供电试点已经如此命途多舛，更遑论系统整体推进电力体制改革了，在部委分权以及利益集团化的当下，对近乎2万亿资产的电力行业进行任何一点“小手术”，都是十分艰难的。
破冰――选错方向?
将近10年前，2000年到2002年，关于中国电力体制改革曾经有过一场充分的讨论，2002年2月10日，国务院正式印发新一轮电改方案，这就是业内著称的“5号文”。
“5号文”的出台经过了电改利益方近两年的反复磋商，特别是对电网组织框架如何设计进行了激烈争论。因为经过充分的讨论，方案也备受推崇，被认为是相关利益方互相妥协的结果。
“5号文”设置的改革总体目标是：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。广受诟病的垄断被列为改革之首，势必打破。
同年12月，电力体制改革迈出了关键性的第一步，即“厂网分离”，原来“大一统”的国家电力公司被拆分为国家电网公司、南方电网公司以及国电、华电、华能、中电投资和大唐五大电力集团。2003年3月，国家电监会依照改革的方案成立。这被看作是建国以来的第三次电改。这是一个辉煌的开端，如果这样走下去，用不了几年，中国电力改革将实现最初的良好设计，理顺机制，那么，也许就不会有后来的电荒和煤电僵局。
遗憾的是，尽管几乎没有人质疑“5号文”方向的正确，而且从电改的实践情况看，其制度设计也没有大的偏差，但迈出辉煌的第一步之后，这场轰轰烈烈的改革便似乎偃旗息鼓。到现在，将近7年过去了，一切好像都陷入了停滞，甚至出现回潮。中间虽几次传出重新启动的风声，但终究是雷声大雨点小，时至今日，电改在迈出厂网分开第一步后尚无人们期待的新进展。
尽管这些年重组了国家电力公司，成立了两大电网公司，五大发电集团公司和四大辅业集团公司，共11个集团公司，但并没有从根本上触动电力行业的垄断实质。虽然理由不同，但刘纪鹏、杨名舟等电力改革专家都得出了相同的结论，那就是这次电力改革不成功。
“5号文”有一批配套的政策法规，如《电价改革方案》、《关于区域电力市场建设的指导意见》、《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》、《销售电价管理暂行办法》、《电力监管条例》等等，不存在可实施性问题。而当年电改的方案经过了最高决策层拍板。那么，是什么导致了电改的停滞、僵持甚至倒退呢?
新一轮电改难推行，实质上是利益各方冲突所致。这种冲突早在2000年“5号文”方案酝酿时就开始了，十年来似乎一直没有停止过。
一个值得注意的大背景是，从2004年起，中国改革是否出现倒退的讨论开始出现，中国第二轮改革进入尾声，而第三轮改革迟迟没有启动。“当整体改革进入低潮，电改停滞也是很正常的。”有业内人士这样告诉记者。而在这停滞中，新的利益格局已经形成。模糊地带，最容易跑马圈地。而中国的传统，对有巨大经济或者政治影响的既成事实，一般都是轻描淡写予以追认。电力行业正是在这7年的灰色时间内完成了“转型”，资产急剧膨胀的背后，是不实行铁腕改革前无法进后也无法退的尴尬局面。停滞维持现状的做法只会给一些“化公大法”的好手以可乘之机。
2008年，电力行业出现全行业亏损，一些发电企业因资金链断裂只能靠集团公司委托贷款勉强运行。电力体制改革终于再次被提上议事日程。
2008年理顺能源价格并未提及电价。2009年的《政府工作报告》中终于指出：“2009年将继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。”这是中国《政府工作报告》中第一次对电价改革作出明确表述。这被部分人解读为新一轮电力改革启动的前奏。
近几个月，随着国家电监会召开俄罗斯电力体制改革座谈会；国务院通过并对外正式公布《关于2009年深化经济体制改革工作的意见》，明确指出加快推进电力改革；智能电网上升至国家战略层面等等一系列事件出现，中国将重启电力体制改革的声音开始甚嚣尘上。
因为煤电僵局，很多人把目光盯在电价上，其实电价改革不是单纯的“煤电价格联动”，关键应该是“理顺电价形成机制”。如果电价形成机制不改，仍将导致电力企业政策性亏损，电力改革就失去了意义。
新一轮电改真的会启动吗，还是只是外界一个美好的愿望?电价改革涉及的利益太多，中国电力体制改革的难题远远不是技术和模式的问题。
你有权我也有权
根据“5号文”，继厂网分离之后，电改的下一步是主辅分离，输配分开，前几年由于各利益方有分歧而陷于停滞。在电力改革的推进中，起作用的是很多部门。
国资委牵头进行了主辅分离新方案的制定。发改委主导电价改革特别是核定独立输配电价的改革。电力市场监管则由电监会负责。还有能源局、工信部等等，也有部分职能涉及电力改革。电网公司和电力集团虽是企业，但其实力不可小觑，对政策的影响力相当大。这使电改的利益格局更加复杂。
1990年代，西方国家开始兴起电力市场化改革，目前，多数国家的发、输、配、售电力企业，都是由众多投资主体组成。这也是“5号文”方案中中国电改的方向。
而电力系统却有一种声音，认为电力行业是垄断行业，电力生产运行特性是“发、输、配一体运行，产、供、销同时完成”，担心改革影响电网安全稳定运行。
输配一体的现状造就了电网公司在电力市场的主导性地位，2009年6月30日。国家电监会、国家发改委和国家能源局正式了《通知》，该《通知》由电监会主导，《通知》规定，用电大户可以与发电企业自主协商“讨价还价”。
此前，发电企业主要向电网公司出售电力，电网公司再出售给用户，这使得电网公司在电力市场占据绝对的主要作用。电监会退而求其次，这被业界解读为电监会为了推进改革的妥协。客观上是对电力市场
中固有利益格局的重新调整。但因为在试点方案中，发电企业与用电户的协议电价依然严格执行国家发改委的目录电价。因此，直购电价可以说是戴着锁链起舞。
在电改模式上，能源局青睐美国的智能电网模式，电监会则研究俄罗斯的电改模式。
权限界定更是有很多模糊地带。设立新的部门，以打破或对抗旧的利益格局，是推动改革的一种办法。成立于2003年的电监会，是中国第一个自然垄断行业的非政府管制机构。电监会成立时肩负lO项职能，其中一项是“组织实施电力体制改革方案，提出深化改革的建议”。
电监会成立之初，根据《电价改革方案》，国家发改委行使定价权，电监会则有电价建议权；发改委有电价监督检查权，电监会行使电价监管职能，这些错综复杂的权能显然边界模糊。
电监会成立后，在它履行的电力市场监管职能中，没有电价管理权。因定价权是电力监管核心工具之一，所以，电监会认为定价权的缺失影响了自己工作的效果和权威性。
国家发改委则认为，电价关乎国家宏观经济运行，所以其管理权应由管理国家宏观经济的政府部门来管理，而不是电监会。
后来，中央机构编制委员会办公室下发了《关于明确发展改革委与电力监管委员会有关职责分工的通知》，试图明确边界：走向市场的环节，主要由电监会负责监管；需要政府审批的电价，原则上需要电监会进行定价机制监管，国家发改委确定价格。
这似乎界定清楚了发改委和电监会的权限，但直到现在，到底什么应该走向市场，什么应该由国家掌控，各方观点不一，而各部门都在努力巩固自身权力。
前两年业界曾悄悄流传，前电监会主席上书国务院，谏言电力监管体制改革。据悉这封信中，涉及电价监管与行政审批的权力重新划定等问题。确实，电监会在改革和监管之中很难发挥预计的作用。
伴随电改而设立的电监会，由于电改的停滞显得角色尴尬。目前正在修改中的《关于加快电力市场建设的意见》由电监会主导。在一些相关论坛上，也总是能看到电监会的身影。从电监会的一系列举动看，电监会一直在努力摆脱“花瓶”角色，试图插手电力改革的核心问题即电价改革。
电力体制改革工作小组组长由国家发改委主任担任，电改办主任由电监会副主席担任，这样的人事安排被一些人认为不利于电改的推进。而有一些人则认为，这些都无所谓，反正这个小组一年也开不了几次会。
电网有关部门，不愿意自己被分拆；国家物价主管部门，不愿意交出电价行政审批权；相关部门不愿意放弃对电力企业的种种控制权力等等。这些因素被普遍认为阻碍了中国电力体制的进一步改革。
中国能源网首席信息官韩晓平认为：“不管电改采用什么模式，对有关部门来说，关键是一点，那就是放权。”
在中国的电力体制改革中，不同的利益部门主导，会产生不同的结果，而要推动电改向正确的方向行进，恐怕只有由更高的权力机构来协调不同的利益群体。“真正要推动电改没那么难，关键是看改革意愿有多强烈。”一位不愿意透露姓名的专家这样说。
隐蔽在技术背后的利益
当各利益方在电改的舞台上你方唱罢我登场的时候，电改中出现了很多让业外人士看不懂的地方。
此轮电价改革的关键点是输配成本核算。目前中国的电价构成分为上网电价、输配电价和销售电价三部分。按照“5号文”规定，电价的形成机制应该是“放开两头，管住中间”，即上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电阶组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制。
而电改这么多年，中国电价形成机制实际正好相反，是“管住两头，放开中间”，上网电价和销售电价处于政府的调控之中，而输配电价仍以购销差价方式体现。
为什么这样?一些人认为，电网主辅没有分离，输配电网没有分开，导致输配电价难以确定，进而不能进行电价市场化改革。
由于电网主辅业没有分离、输配电网没有分开，输配电价实际上由电网部门自己核算确定，导致输配价格透明度低，这是事实，但是真实的输配电价确实难以核定吗?另一些业内人士的回答是，并不难，只是愿不愿意的问题。
特高压电网的建设上更是意见分歧严重，国家电网公司全力发展特高压电网，部分专家为其摇旗呐喊，称建设特高压电网极其必要。还有专家在定义中国的智能电网时，特意称以特高压电网为骨干网架。而反对者则认为，中国没必要建立特高压电网，而智能电网也没必要以特高压电网为依托。认为国有电网积极建特高压电网“部分原因”是为了避免自己被分拆的命运，使特高压电网在全国形成一张大网，以巩固其垄断地位。
有人认为，中国之所以出现电荒。并不是因为发电能力不足，而是因为输电能力太落后，所以需要在输电上大力投入。另一些人则认为，目前国家对输电站的投资比例应该不算低，占到电力投资的40％以上。
诸如此类只有业内人士才熟悉的技术层面的问题，不同立场的人往往给出不同的答案，电力作为专业性较强的领域，业外人士实在难以从技术上分辨孰是孰非。隐藏在技术背后的利益博弈，自然也看得人眼花缭乱。
主业和辅业的拆分更是涉及各种利益关系，价值链繁多，比“厂网分开”更加复杂。而且一些辅业很难界定，2008年年初冰灾过后，来自电网企业的一种意见认为，送变电企业和设计院与电网关系紧密，不应作为辅业剥离，否则面临突况时，无法高效组织抢修队伍，将影响正常的电力建设和维护。
业内人士告诉记者，有企业阻挠区域电网公司的发展，其目的就是要维护全国大一统的中央集权管理格局。输配分离，电网公司更是会觉得利益受损了。
“技术层面的问题是可以探讨的。而技术之外，是投资不足，还是效率不够，还是利益分配不合适，也都是需要探讨的。”发改委能源所周大地研究员如是说。
金融危机在一定程度上促进了输配分开，主要是对大用户直供方面，有些地方已经采取电网、电厂、用户三方探讨的方式。
