自2002年实行网厂分离的改革后，电力体制改革再没有实质性动作。由于改革的不彻底，电力体制所呈现的新问题越来越多，甚至大有全盘否定电力体制改革之势。
　　这几年，广大的电力用户正在为改革的不彻底埋单， 全国几次上调电价就是实例。网厂分开的前几年时间，由于能源价格改革的不同步，全国火电企业巨额亏损，到现在都没有完全恢复元气， 形成当前的电力生态极其不好，在简政放权的今天，为维持电力的正常运行，国家和各省区市不得不仍然对电力的价格和安全生产等方面进行微观干预。
　　现在，深化电力体制改革的焦点是电网公司如何改造，庞大的电网企业已经成为中国电力事业持续健康快速发展的羁绊。

当前电力体制七大问题

　　以下几个主要问题，是电力体制改革必须面对和解决的。
　　一是电网建设滞后。这里说的电网建设滞后，主要是指省级及以下输配电网和电源送出工程建设严重滞后。网厂分开的改革，调动了发电企业建设电源的积极性，也是发电企业做大、做强的自身动力和相互竞争的结果。与发电能力的建设速度相比，电网的建设速度还是严重滞后，新建成的电源因送出工程建设滞后，有电送不出去已成为普遍现象。
　　而目前的电力体制和机制，调动不了电网企业建设除特高压、超高压电网外的积极性。电网企业热衷于建设特高压、超高压电网，是为了建设超级电网公司的物理准备，是出于对防止自身被拆分，也是电网企业做大做强的自身动力。
　　二是电网调峰能力不足，手段不多。2002年5号文已经明确，当时把电网的调峰电厂都留在电网企业了。十几年的发展实践证明，调峰能力建设和调峰的技术手段几乎没有什么进展。尽管前不久出现了风光储输工程，对风电和太阳能的并网会产生一定正面影响，但是微不足道。
　　抽水蓄能电站是目前最好的调峰手段，深度的调峰能力也是建设智能电网和接受众多分布式电源的基础，是好电网的标志。由于电网企业不积极，十年来基本没有什么新的抽水蓄能电站出现。相对电力装机规模和电网容量，这点调峰容量简直微不足道。
　　为解决电网的调峰问题，有些地方政府不得不出台电厂深度调峰的奖励政策，给深度调峰电厂一定的资金补偿。深度调峰超低负荷运行，尤其是锅炉的启停调峰，给电厂带来的直接后果是高煤耗和热能的损失，这部分损失直接造成电厂运行成本的升高和运行工况恶化，带来设备的加速老化。尽管电厂得到一定补偿，但是造成了社会资源的浪费，有悖于我国当前节能减排，减少环境污染的趋势。
　　三是新能源发展受电网限制。以风电为代表的新能源，不应该受到任何限制。大力发展风电和其他新能源，或创造条件发展风电和新能源，尽量减少化石燃料的消耗，降低碳排放减少环境污染已经成为共识。
　　但来风的不确定性，决定风电的峰谷时段不可能与电网的峰谷时段完全吻合，这是电网限制风电大发展的理由。但正是来风的不确定性，才倒逼电网增加调峰手段，加快调峰能力建设，这是解决问题的关键。不解决电网调峰能力不足、电网建设滞后的问题，却怪罪风电发展速度太快，实在是南辕北辙。现在，由于接入电网工程跟不上，有电送不出成为普遍现象，风电企业不得不自行建设入网工程。
　　四是电网科研机构不能公正。已有的电力科学研究机构都是电网的所属企业。2002年那轮电改将国家电力科研机构归属国家电网公司，各省、自治区的电力科研机构也都归属各省电网公司。实践证明，这些电力科研机构不能站在公正的立场讲话。
　　在网厂分开之前，各省、自治区的电力科研部门和国家电力科研机构都同属一家，网厂同属一家，因为归属同一个上级领导，当发生电力事故后在网厂之间划分责任时，作为电力科研部门还能站在公正的立场，给出公正科学的解释。在现行网厂分开的管理体制下，网厂发生矛盾纠纷时，隶属于电网公司的电力科研机构就不敢说真话，不能说真话。
　　五是电力设备制造企业不平等参与市场。电网企业有主要针对电网市场的高压电气设备、自动化设备和继电保护设备制造企业。发电集团有针对发电市场的脱硫脱硝和风机制造企业等。这些电力设备制造企业在发展之初，依托电网和电厂是可以理解的，但这也导致了系统外的企业无法与之公平竞争。几年来的招投标实践即是证明。追本溯源，即是当初将一部分设备制造企业划归电网企业。
　　六是政府对电力行业的行政干预太多。煤炭价格放开后，煤电价格联动由政府来协调，电价由政府来调整，电网建设由政府来组织，每年的电量计划由政府来分配，有些地方政府还要管电厂煤炭的贮藏量。电力关系国计民生，政府在一定时期内管制电价和行政干预是必要的。但干预太多，也从反面印证了“市场在资源配置中起决定性作用”离电力行业还距离遥远。
　　现在，深化电力体制改革几乎到了刻不容緩的地步。如果不及时深化电力体制改革，可以预见的是：用户电价的不断攀升，周期性的甚至长期性缺电事件将再次出现， 新能源发展缓慢，1000千伏特高压电网的建设出现惊人浪费，新的电网安全问题必然出现，甚至可能引发灾难性事故。
　　七是大用户直购电并不符合实际。首先，国家规定大机组方可参加直购电试点。但大机组由于发挥了规模经济优势，在竞价上网中往往占有优势，占有很大发电份额。小机组由于处于竞争劣势，发电量不足，更需要向大用户直供，而政策又不允许。
　　另外，由于大用户向发电企业直购电，直接触及电网利益，将会受到电网的坚决抵制，而且电网与发电企业的市场地位不对等，直购方式一般通过现有公用电网线路实现。如需新建、扩建或改建线路的，要符合电网发展规划，由电网经营企业按投资管理权限报批、建设和运营。可以说，发电企业的直供处处受制于电网企业，甚至出现大用户找上门来也不敢直供的现象。

深化电力体制改革五点建议

　　电改涉及方方面面，抓住关键问题，其他问题就会迎刃而解。
　　一、改造电网企业。电力体制改革的突破口，就是重组庞大的电网企业。为稳妥推进，先做实区域电网企业，最终过渡到以省为实体的电网企业。这项改革并不难，就看国家的决心。 　　我们需要的是好的、合理的电网，需要电网、电源、电力用户协调发展。实践证明，太大或太小的电网都不安全和不经济。中国以省为实体的电网就很大了，以省为实体的电网形成后，并不改变现有的电网格局。
　　但是，不同省份电网企业差异化的做法会出现比较。比较的结果，会促进电网企业之间的竞争，促进电网企业不断改进工作，降低成本，最终降低终端用户的电价。此举亦有利于降低电网建设成本。输变电施工企业相互竞争，才能降低输变电工程成本。
　　二、剥离电力调度和科研机构。调度必须公正，依托独立买家的这种体制，调度机构隶属于电网企业，就不可能做到公正，必须从体制上把调度机构从买卖双方中独立出来。国家电力调度机构可以作为国家经济运行部门的一个职能机构，用以保持全国电网联网和联络线路的安全运行。它也可以成为全国省际之间的电力交易中心，公正、公平、公开地执行国家能源政策和电力交易方案。
　　三，在清理和规范经营范围的基础上，严格约束电网企业的经营成本。原则上，不属于电网运行范围的业务都应该交出去，成本都不应该计入电网经营成本；输变电设备制造企业都应该从电网企业剥离；抽水蓄能电站如果继续交给电网企业经营的话，电网调频、深度调峰的任务也应该由电网完成，计入电网的经营成本。如果需要发电企业深度调峰或启停机调峰，说明电网的调峰能力不够，电网企业应该给予发电企业补偿并计入电网经营成本。
　　电网的运行成本与电网的结构、用电量的多少等因素有关，省际之间的差别也比较大，建议以省网公司作为基本的核算单位，电网联系紧密且经济发展水平相近的省区形成的区域电网也可以实行统一核算，要因地制宜，不搞一刀切。
　　为调动电网企业的积极性，国家经济运行部门和能源监管机构对电网企业考核线损率、电网运行成本、清洁能源发电比率、全网火电厂煤耗率等运行指标。各电压等级输变电线路建设成本也可列入考核指标。各省区的这些指标要定期向全社会公布，以起到相互促进，提高效率，降低成本，进而降低用户电价的作用。
　　四、对电网企业实行严格审计。这是防止电网虚增成本抬高用户电价的必须手段。改革后，按目前的电价水平估算，随着输变电设备折旧年限的递增和财务费用的降低，全国的电价都应该逐年下降。
　　五、部分實行竟价上网。
　　火电应该实行两部制电价，从而保障火电厂的基本收益。对水电，仍应实行“一站一核价”的原则，按年平均来水量确定基本电价，保证其基本收益。除特殊的调峰调频电厂和热电联产机组外，在保障基本电量的前提下，超发部分实行竞价上网，这样，有利于调动发电企业降低成本，提高边际利润的积极性。
　　此外，国家应继续鼓励包括风电在内的新能源发展。而改革后的新机制，会提高电网企业接收新能源的积极性和约束力。
　　作者为中国国电集团山东公司党组书记兼副总经理