(2)探索推进电力市场建设。改变过去“省为实体”下构建省域电力市场的思路方向（电监供电[2004]8号），贯彻国发[2002]5号文的精神，以培育跨省的区域电力市场为基本取向，推进电力市场建设。主要内容包括：一是培育区域电力市场。2003年6月，国家电监会印发《关于建立东北区域电力市场的意见》（电监供电[2003] 15号），正式启动建立区域电力市场的试点工作。2003年11月，国家电监会印发《华东电力市场试点方案》（电监市场[2003] 42号）， 先后展开月度和综合竞价模拟运行，2006年开展两次调电试验，目前已经基本具备正式试运营的基础条件。2004年3月，国家电监会正式启动南方电力市场建设（电监市场[2004]6号），2005年1月印发了《南方电力市场建设方案》。2005年11月，南方电力市场进入模拟试运行。目前，华北，西北、华中的区域电力市场建设方案框架也已经明确，在市场模式、监管机制等方面进行了有益探索。二是展开大用户直购电试点。2004年3月，国家电监会印发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》，正式启动大用户直购电试点工作。2004年9月，吉林碳素厂与吉林热电厂的直接购电启动，截至2006年底的直购电量达4.5亿kwh; 2006年11月，广东台山直购电试点签约，预计年直购电量约2亿kwh。截至2006年底，向国家电监会正式提出要求开展直购电试点申请的省份有12个，有关省市对大用户直购电表现出极大的积极性，目前国家电监会正在积极协调有关单位完善试点方案。三是建立健全规范电力市场的规章规则。2003年7月，国家电监会印发《区域电力市场建设的指导意见》（电监市场[2003] 21号），以规范电力市场建设工作；随后陆续印发《电力市场运营基本规则（暂行）》、《电力市场监管办法（试行）》、《电力市场技术支持系统功能规范（试行）》、《关于规范电力市场秩序保证电力供应有关问题的通知》、《关于促进电力调度公开、公平、公正的暂行办法》等有关电力市场监管规章和市场运行规则，并对东北、华东、南方等区域电力市场建设和规范运营作出了具体规则规定，初步形成了规范区域电力市场建设和运营的规章制度体系。
(3)稳步推进电价改革。2002年实施电力市场化改革后，以发挥市场机制作用为基本取向，开始展开新一轮电价改革。主要内容有：一是确定电价改革目标和电价管理体制、管理方法。2003年7月，国务院办公厅印发《电价改革方案》（国办发f2003] 62号），明确了电价改革的方向和任务。2005年3月，国家发改委颁布《关于印发电价改革实施办法的通知》（发改价格[2005] 514号），同时一并印发《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》、C《肖售电价管理暂行办法》。二是与区域电力市场建设相适应，启动上网电价改革。2005年针对不同区域电力市场模式，分别采取不同的上网电价形成机制：东北电力市场采用两部制上网电价，华东、南方电力市场采用单一制上网电价。三是建立煤电价格联动机制。2004年12月，国家发改委印发《建立煤电价格联动机制的意见》 （发改价格[ 2004]2909号），2005年5月、2006年6月两次按照煤电价格联动机制调整电价。另外，在2006年6月调价时还对价格结构进行适当调整。四是逐步推行差别电价政策。2004年6月，按照国家产业政策要求，对不同类别企业实行差别电价。2004年9月国家发改委会同国家电监会下发《关于进一步落实差别电价及自备电厂收费政策有关问题的通知》（发改电[2004] 159号），2005年11月国家发改委下发《关于继续实行差别电价政策有关问题的通知》（发改电[2005] 2254号），2006年9月，国务院办公厅转发国家发改委《关于完善差别电价政策的意见》（国办发[2006] 77号），差别电价实施机制逐步得以完善。五是规范可再生能源发电价格管理，建立其成本费用分摊机制。2006年1月，国家发改委印发《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号），同年6月全国开始实行可再生能源电价附加费政策，征收标准为0. 001元/kwh。六是加强跨区域交易的电价监管。2005年2月，国家发改委、国家电监会印发《关于促进跨地区电能交易的指导意见》（发改能源[2005] 292号），对跨地区电能交易价格作了具体规定；2006年底国家电监会开始受理跨地域输电价格核准申请，此项工作步人实施阶段。
(4)建立电力准人监管体系。国家电监会成立之后，很快着手启动电力业务许可管理工作。主要包括：一是建立电力业务许可管理组织体系。国家电监会组建电力业务资质管理中心，区域电监局（电监办）也陆续组建电力业务许可管理机构。二是初步建立电力业务许可制度体系。2005年1月国家电监会颁布《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》（电监会6号令）；2005年10月颁布《电力业务许可证管理规定》（电监会9号令），对发电、输电、供电核心电力业务实施许可管理，标志着电力业务许可制度建设进入了全面展开的新阶段；2005年12月颁布《电工进网作业许可证管理办法》（电监会15号令），供用电监督资格证管理办法正在研究起草之中。目前，电力行业许可已经涵盖了投资、建设和运营许可以及一些重要电力设备、从业人员资质的许可，基本形成了较完整的电力业务许可体系。三是全面启动电力业务许可证审发工作。截至2007年底，全国累计颁发发电类电力业务许可证3 133个，输电类电力业务许可证38个，供电类电力业务许可证1 147个；累计颁发承装（修、试）电力设施许可证为5 890个，其中一级209个，二级472个，三级l 244个，四级1 348个，五级2 617个；累计换发电工进网作业许可证737 768个，新发电工进网作业许可证138 400个。随着许可证持证率大幅度提高，对市场准人的持续性监管也逐步强化，许可证的功效已经逐步显现。
(5)建立适应市场经济体制要求的电力管理体制。主要包括：：一是构建电力监管体系。2003年3月，国家电监会正式挂牌成立，根据国务院授权，行使行政执法职能，依照法律、法规履行全国电力监管职责。从我国电力监管实际出发，经国务院批准，设立国家电监会派驻机构：在东北、华北、西北、华东、华中、南方6个区域设立电监局，在太原、济南等11个城市设立电监办。派驻机构由国家电监会实行垂直领导，依据国家电监会授权，履行电力监管职责，基本形成了电力监管的组织体系。二是按照社会主义市场经济体制要求，构建新的电力管理体制框架。国家电监会的成立，既是电力管理体制改革的重大举措，也是我国基础设施产业实行新的管理体制的一个创举，形成了政府部门行政管理、监管机构依法监管、行业协会自律服务的新型电力管理体制雏形。三是推进电力法制化管理。2005年2月，国务院第80次常务会议审议通过《电力监管条例》（国务院令第432号），标志着政府对电力行业监管步入了依法监管的新阶段。目前，《电力法》修改工作正在征求意见，《能源法>也进入了立法程序，《电网调度管理条例》、《电力供应与使用条例》及《电力设施保护条例》的修订工作已经启动，适应电力市场化需要的电力法规体制得以逐步完善，为全面深化电力市场化改革创造了条件。
电力体制改革的核心，是按国发[2002]5号文确定的市场化改革方向，通过深化改革从制度上更好发挥市场配置资源的基础性作用。为实现电力行业又好又快发展提供制度保障。2007年4月国务院办公厅转发的《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》（国办发[2007] 19号），是“十一五”电力体制改革的指导性文件。该文件充分肯定了国发[2002]5号文确定的电力体制改革方向和总体目标，针对解决电源结构不合理、电网建设相对滞后、市场在资源配置中的基础性作用发挥不够等突出问题，对“十一五”电力体制改革做了全面部署，提出了8项重点任务。
主要有：一是加快处理厂网分离遗留问题，逐步推进电网企业主辅分离；二是加快电力市场建设，优化调度方式，着力构建符合国情、开放有序的电力市场体系；三是继续深化电力企业改革，培育合格的市场主体；四是继续深化电价改革，逐步理顺电价机制；五是研究制定输配分开方案，稳步开展试点；六是稳步推进农村电力体制改革，促进农村电力发展；七是做好电力法律法规修订相关工作，加快电力法制建设；八是进一步转变政府职能，完善核准制度，健全监管体系。
二、改革的成效及主要问题
1．改革的成效
(1)电力基本摆脱了短缺局面
改革30年来，我国电力行业取得了长足发展扭转了困扰我们多年的电力短缺局面，基本实现了电力供需平衡。主要表现在：
一是装机规模迅速扩大。改革开放以来，我国发电装机容量持续快速增长，2006年达到62 370万kw。与此同时，发电量也持续增长，2006年达到28 499亿kwh。目前，我国发电装机容量和发电量仅次于美国，居世界第二位。
二是输配电能力不断增强。1978年底全国35kv及以上输电线路约23万公里，公用变压器主变容量为12 555万kvA。截至2006年，全国35kv及以上输电回路长度达到103.O万公里，公用变压器主变容量为181 525kvA，分别是1978年的4.8倍和14.5倍。截至2006年底，除西北电网与华中电网以直流背靠背联网外，其他均通过500kv输电线路实现区域联网，全国六大区域实现了联网。截至2006年底，基本形成了北、中、南三大“西电东送”通道，累计输送能力达3 400万kw。
(2)电源结构逐步改善
长期以来，煤电始终在我国电力装机中占据最重要的地位。改革开放以来，燃煤机组在我国电力装机中的比重也呈上升态势，由1978年的70%增加到2006年的78%。2006年水电占21%，核电和可再生能源装机（不含水电）分别占1.1%和0.4%。近几年来？随着新建大容量、高参数的大机组陆续投产，30万kw及以上的机组已经成为主力机型，2006年所占装机容量突破一半达51%。
(3)电力生产供应效率逐步提高
随着电源规模结构的不断调整，供电煤耗逐年下降，2006年为367 g/kwh，比2000年降低25 g/kwh；发电厂自用电率呈不断下降趋势，由2001年的6.24%下降到2006年为5. 5g%。输电线损率呈下降趋势，由1981年的9%下降为2006年的7. 04%。
(4)发电领域实现投资主体多元化，竞争格局初步形成
目前发电领域已呈现主体多元化，竞争格局初步形成。但从所有制性质看，2006年全国6 000kw及以上的发电企业有4 000余家，而国有及国有控股企业约占90%，国有经济占绝对主导地位。从市场结构看，按照可控容量和发电量计算行业集中度，前八位企业约占全行业的45%，属寡头垄断的市场竞争格局。
2．主要问题
(1)电力市场配置资源的基础性作用还远未发挥
尽管我国“厂网分开”改革已经基本完成，发电领域已经初步实现了充分竞争，但是，由于电价、输配电体制等改革还未完成，电力市场化改革仍然处于起步阶段，市场配置资源的基础性作用还远未发挥。主要表现在：一是绝大多数发电量按照“计划指标”上网，竞价上网的电量很少。二是输配电体制改革还未破题，仍然采用输配一体的区域独家买电和卖电经营模式，电力市场开放程度较低。中央电网企业通过“上化”、“上收”代管的地方电力企业，输配电体制改革还有倒退的趋势。输配电体制改革的滞后，单一电力购买方的格局无法建立真正意义上的电力市场，形成有效市场竞争，导致厂网分开的效果不能充分体现，市场配置资源的基础性作用难以充分发挥；同时，输配电一体化垄断经营模式，也不利于建立公平公正的电力市场交易秩序。目前，在电网规划、建设、农网改造资产的产权归属、供电营业区的划分以及并网、趸售电价、上网电量、电费结算等方面，中央电网企业和地方电力企业的关系还没有完全理顺，地方电力企业对中央电网企业的不公平竞争等问题反映比较突出，极大地影响了社会资本投资电网的积极性。三是没有形成独立的输电、配电价，难以发挥价格机制的作用；四是产权主体单一。尽管发电领域实现了投资主体多元化，但绝大多数仍属国有，产权主体多元化程度较低。输配电领域基本是中央企业独资经营。
(2)电力发展水平仍然较低
尽管我国电力工业总量规模已居世界第二，但是从人均指标看，电力发展的任务还十分艰巨，电力供应仍然处于低水平的均衡。2007年我国装机容量达到71 329万kw，人均0.54kw。而2006年美国装机容量为10. 76亿kw，人均装机3.6kw，美国是我国人均装机的近7倍；日本2006年装机2.6亿kw，人均装机2kw，日本人均装机是我国的近4倍；韩国2006年装机约为6 500万kw，人均装机1.33kw，韩国人均装机是我国的2.4倍。
电网投融资渠道单一，电网建设明显滞后。在目前的输配电体制下，电网投资建设资金基本都由电网公司筹集，缺乏多方面吸引社会资本的机制和途径。电网建设资金不足，电网与电源建设不协调，发展明显滞后。跨区域输电网络仍然不能满足西电东送等的需要；城市配网网架基础薄弱，很多地方线路陈旧、设施老化，存在“卡脖子”现象，影响电力系统安全和供电服务质量；农村电网建设历史欠账较为严重，难以满足社会主义新农村建设的需要，一些边远地区还存在一定的“无电村”和“无电户”。尤其是，配网建设明显滞后。“十五”期间，我国500kv以上电网年均增长率18. go-/o，220kv年均增长率6.8%．llOkv及35kv年均增长率4.4%；lOkv及以下的电网发展速度仅为4. 6%，电网结构不平衡比较突出。
(3)电源结构不合理，节能减排压力较大
