轉眼，電改步入了第十個年頭。
2002年2月，國務院下發《關於印發電力體制改革方案的通知》（亦稱「五號文件」）。電力體制第二輪改革啟動，確定政企分開、廠網分開、主輔分離、輸配分開和競價上網五大任務。
如今，五項改革仍然在繼續，然而10年光陰終究沒磨出一把好劍，電力市場並沒有最終形成。
現存的市場格局讓外界甚為感慨：政企分開不到位，廠網分開不徹底，主輔分離形成新壟斷，輸配分開陷入停滯，電網統購統銷，電力調度不獨立，發電企業與大用戶不能直接交易，電力市場監管乏力……
以至於國家電監會第一任主席柴松岳在2012年「兩會」期間連連擺手，「電改沒有達到當初（2002年） 中央設計的目標」。
國研中心產業部部長馮飛直言不諱地指出，「目前電力體制非計劃、非市場，最為糟糕。」因改革滯後，電力市場化改革與計劃體制交疊，電力工業矛盾重重。「猶如一個壯漢，被捆住手腳，限制自主發展。」一位電力改革派專家說。
是什麼讓電力改革如此步履艱難？
一位體制內官員如是對本報記者評價，「目前，無論項目建設、電量交易、電價形成、發電量分配都掌握在政府部門或壟斷企業手中，根本沒有電力市場。如果不加緊推進改革，再過十年，仍是現在的格局。」
多位接受採訪的專家一致認為，未來的電改需要高層自上而下強有力的推進，否則又將進入下一個徘徊期。
改革的與未改革的
電改的成就之一是讓經濟告別「硬缺電」，但「軟缺電」揮之不去。
2002年廠網分開以來，國內發電裝機快速增長，到2011年底，9年時間新增裝機7億千瓦，相當於1949——2002年53年全部裝機容量3.5億千瓦的2倍。
廠網分開使電源建設由計劃轉向市場競爭，競爭降低火電工程造價。國家電監會《「十一五」期間投產電力工程項目造價監管情況》專項通報稱，「十一五」期間新建火電工程決算一項可減少投資約196億元。
與此相比，電網企業造價控制的內在動力有差距。報告顯示，「十一五」期間投產交流輸電線路工程單位造價比「十五」上漲17.93%。
同樣來自電監會的統計顯示，2010年主要電網企業輸配成本合計4222.41億元，較上年同期增長20.92%。而2006年，這一數據是2000億元左右。
在電改過程中，外部經濟環境發生較大變化。「以煤炭、石油為代表的一次能源價格出現大幅上漲。這是改革之初沒有預料到的。」原能源部政策法規司副司長朱成章說。朱本人深度參與第二輪電改思路論證。
基於煤價快速上漲，作為過渡方案，2004年我國出台煤電聯動政策。但該政策並沒有執行到位，自改革至今煤炭價格出現2.5倍以上的上漲，但電力銷售價格僅增長30%——40%。
改革十年來，煤價大幅上漲、輸配電成本提高，但上網電價與銷售電價卻由政府管制。基於此，火電企業盈利能力走弱，甚至虧損。
華電集團政策法律部主任陳宗法提供的數據顯示，從2008年到2011年，五大發電集團火電板塊連虧4年，累計虧損達923億元。同期，五大發電集團平均資產負債率也超過國資委85%的高限。
與多元的發電端不同，電網環節始終集中度高且透明度不足。「電網輸配電價實際上是購銷差價，是壟斷、粗
放的經營方式。」發改委內部官員說。
在電量交易中，電網統購統銷，並掌握電力調度權，這種模式使電網和電廠處於不對等的地位。正因此，發電企業尤其是火電企業改革重啟的呼聲大。
中國電力發展促進會專職顧問姜紹俊說：「應放開發電市場和售電市場，改進中間輸配電網環節的監管，建立M個賣點、N個買點的格局，多買多賣。這才叫真正的電力市場。現階段，電網統購統銷只是一個過渡階段。」
「電網公司應變成輸電公司，擔當電力輸送責任，國家核定輸電價格。電網在電力交易中獨立出來，由供需雙方自主談判。」姜紹俊說。
但現實的問題是，電網企業不斷逆勢擴張。2002年，國家設立華北、東北、西北、華東、華中五大電網公司。但目前，國家電網上收區域電網權限，區域電網被架空。此外，以國家電網收購許繼等兩家電氣設備為標誌事件，電力體制改革陷入尷尬境地。
一位不願具名的專家說：「這一輪電改，中央定了規則，有頂層設計。但企業不執行，甚至走回頭路。即便出現了問題，也沒有人被問責，這種狀況讓各個方面很尷尬。」
競價上網尚難實施
五號文件確定「競價上網」的改革思路，但實施與否仍有懸念。
2004年5月到2006年，國家在東北區域、華東四省一市曾實行競價上網改革試點，並建立多個電力交易中心。但這一期間，我國出現嚴重電荒，競價上網宣告擱淺。
國家電監會市場監管部主任劉寶華說：「競價上網是電力交易的高級形式，可以實時發現價格信號，調節實時供需，引導長期電量合同和投資。但前提條件是電力供需基本平衡，或者略有富餘不會出現大幅盈虧。」
2000年美國加州爆發電力危機，危機過後，2001年3月，美國開始實行雙邊合同主導的新交易規則。英國也用雙邊交易為主的新市場機制，取代實施10年之久的競價交易模式。
朱成章介紹，世銀出具的一份名為《美國加州電力改革與危機：發展中國家電力市場應汲取的教訓》的報告認為，電力體制引入競爭需四條件：一、是否有足夠的裝機容量；二、電網是否覆蓋全國各地；三、是否有完整的電價體系；四、電力監管機構是否有經驗。
「競爭性電力市場必須有合理的電價形成機制、電網輸送能力有較大富裕、有健全的電力法規體系等，中國不具備這些條件。」朱成章說。
取代競價上網，電力行業希望明確獨立輸配電價，開展大用戶直接交易。目前，大用戶直接交易僅在福建、江蘇等少數地方試點，交易電量僅佔全社會用電量千分之幾。
目前，大用戶直接交易難以規模化推進。主要受兩方面掣肘：一是獨立的輸配電價機制沒有形成，二是國家部門之間尚未達成共識。
輸配分開走什麼路徑？
廠網分開、主輔分離後，電改進入深水區。輸配到底分，還是不分？兩大陣營各有說辭。
4月10日，國家電網公司總經理劉振亞《中國電力與能源》一書發佈。在書中，國家電網公開表示堅持輸配電一體化和電網調度一體化。這一表態讓輸配分開再添懸疑。
中電聯人士告訴本報記者，協會內部討論認為，現階段輸配沒有必要分開。可以選擇地區做輸配分開試點，對比輸配分開的優劣，然後下定改革的決心。
「此外，若輸配分開，配電網交給地方，不利於地方電網建設、投資、運營和農網改造，有礙電網發展。」上述中電聯人士說。
作為電力行業專家，姜紹俊親身參與並見證電力體制改革全程，其認為廠網分開、主輔分離後，必須堅持輸配分開。「電網可以繼續橫向切分，形成北中南三個勢力相當的電網。配電公司下放地方後，可以調動地方發展的積極性。」
輸配到底如何分開？國家電監會選擇在蘇州和深圳開展輸配財務獨立核算試點，但這被指不是改革的核心領域。
「有一點要注意，必須放開配電網，接納新能源，鼓勵建微電廠。全世界都是這種運營模式，而我國在項目審批上設置障礙。當輸電系統和配電系統建立後，探索合同供電模式，使電力調度中立。」前述發改委內部專家說。
姜紹俊提出更為審慎的方案，作為過渡方案，在輸配分開前可逐步放開大用戶，與發電企業直接交易。「但輸配要分開核算，成本公開。」姜紹俊說。
首先，放開年用電1億千瓦時，用電負荷大約2萬千瓦用戶；兩年後放開年用電1000萬千瓦時，用電負荷2000千瓦及以上用戶；再過1~2年，放開年用電100萬千瓦時，用電負荷200千瓦及以上的用戶。
在此基礎上，實施輸配分開，成立配電公司參與市場交易，代表小用戶及居民進場購電，統銷給低壓小戶和居民。