以2002年《电力体制改革方案》出台为标志，我国电力体制改革已有10年。十年来，电力市场化改革虽取得“厂网分开”、电力工业在规模和技术上实现跨越式发展、发电容量成本得到有效控制以及电网企业供电服务质量不断提高等重要的进展和成效。但客观地说，改革并未达到预期目标。近年来，国内外经济、社会发展和生态环境约束已经发生重大变化，电力市场化改革正处于关键阶段，如何进行好下一步改革至关重要。

一、我国电力工业面临的困境和出路

我国电力工业发展受到多重约束，正面临前所未有的复杂局面和严峻挑战，突出体现在三方面：一是我国电力需求快速增长、气候变化和国际能源市场价格高涨，使得我国能源电力安全问题日趋严重;二是在全球气候变暖和能源低碳化革命的境况下，我国一直以煤电为主的电力工业正力图优化电源结构，但由于多煤少油缺气的能源资源结构特点、大规模风电(及核电、燃气发电、分布式能源发电)等低碳电源发电并网给电力系统安全运行和经济运行带来的冲击以及电力工业体制机制不畅等诸多约束，成效欠佳、举步维艰;三是由于近年来大型矿难连续性爆发，煤炭生产造成的地下水下降和土地下沉，水电开发造成大规模库区移民和地质灾害的潜在风险，以及日本福岛核电事故引发公众对核电安全的质疑和恐惧等，各类电源建设都可能对生态环境乃至人文环境等人类生存环境产生重大且不可逆转的影响，更使依赖不断加大电力投资建设来满足持续快速增长的电力需求的传统电力发展模式，遭遇四面楚歌。

目前，无论是政府部门、电力企业，还是专家和学者，乃至电力用户，都有一个共识——要应对这样复杂的局面、破解发展困境，唯一的出路是要跳出以往的电力工业发展模式、重启电力市场化改革;但迟迟未能重启电力市场化改革的关键问题是缺乏一个能够得到各方共识的可操作性方案。

二、我国电力改革的成效、问题及根源分析

增量改革既是我国经济改革的成功经验，也是我国电力改革的成功经验。上世纪80年代，为鼓励非国有资本投资电源建设，国家出台了对新建发电机组实行还本付息电价的政策，这项政策同时隐含了对执行还本付息电价的新建发电机组要按核价电量调度的承诺。这一发电市场准入机制和新增装机上网电价机制的改革，有效地促进了电源建设投资，缓解了我国经济快速发展与电力供应严重不足的矛盾。

自2002年《电力体制改革方案》颁布以来，我国电价改革取得了一定成效，但市场化改革初试，远不及预期。2002年，实施“厂网分开”的电力体制改革，进一步激发了发电企业投资、建设电源的积极性。十年来，全国发电装机容量从2002年的3.6亿千瓦增加到2011年的10.6亿千瓦，年均增长11.4%，电力工业为我国经济的跨越式发展提供了有力支撑。火电标杆上网电价机制及区域电力市场统一容量电价机制，有效激励了发电企业降低火电机组的投资成本，实现了约束火电机组容量成本的目的。但竞争性的区域电力市场尚未真正建立起来，部分地区出现电源投资过度的问题，“输、配分离”和“配、售分离”以及输配电服务独立定价等改革计划尚未实现。