关于新一轮电改路径探索与思考

电力体制改革之前，我国的电力体制即为高度集中的计划经济电力体制，即国家以垂直一体化的模式对电力行业严格管制，发电、输电、配电和售电一体化，从初始勘测设计、资金筹划、工程建设、电站电网搭建到末端电力销售，均由国家管控。计划经济电力体制缺乏创新和活力，成为工业发展的桎梏。

我国的电力体制改革从1985年至今已近30年，大致历经四个阶段：一是1985年之前政企合一国家垄断阶段，这一时期的突出矛盾是体制性问题造成电力供应严重短缺；二是1985~1997年，为了解决电力供应严重短缺的问题，发电市场部分开放以鼓励社会投资，政企合一和垂直一体化垄断问题突出；三是1997~2000年，政企合一问题成为改革中心，国家电力公司应运而生，政府的行业管理职能变更至经济综合部门(经贸委)，垂直一体化垄断成为下一阶段的主要矛盾；四是2002 年4 月12 日，国务院下发《电力体制改革方案》（“5 号文”），成为电改的一个标志。该电改方案的四个核心要素是厂网分离、主辅分离、输配分离、竞价上网。随后按“厂网分开”原则原国家电力公司拆分为五大集团、四大辅业以及两大电网，厂网分离与主辅分离得以实现。

2003年7月，国家发改委出台《电价改革方案》，电价划分为上网电价、输配电价、销售电价，实行了两部制电价，然2003年以来连续3年电荒，加上煤炭价格的迅速上涨，“厂网分开、竞价上网”模式失效，随后电力体制改革一直停滞不前。

电改历史变革的主线是各时期的主要矛盾。电力体制历史改革看起来杂乱无章，其实质就是围绕各个阶段电力能源的主要矛盾展开的，从保障供应到节约优先，反映了电力改革背后所暗含的经济发展方向，新电改的重启也就是新常态经济下经济发展方式转型过程中所必须要解决的问题。

缘何要继续推进电改

新一轮电改需要解决上一轮电改的遗留问题。为解决当时电力体制垂直一体化垄断、政企合一的低运转效率问题，2002年电改5号文推出厂网分离与主辅分开等措施，成立五大发电集团与两大电网，电力行业一体化垄断状况有所缓解。

但是新的问题又出现，电网公司(国网与南网)接替原国家电力公司(囊括全国所有电网和发电厂)的超级垄断地位：一是独掌行业公共权力，既当裁判员负责输配调度，又当运动员负责电力销售；二是垄断输配售环节全国范围的业务规模，已达到“规模经济”的上限；三是独掌电网设备业务链条，既是主要供应商，又是独家采购商，既是批发商，又是龙头零售商。如此大垄断拆分为小垄断，供给端电企与需求端用户之间相互传导信息的通道被强行阻断，电力价格难以发挥调节作用，电力体系的市场化仍然遥遥无期……

电改真正目的是建立节能环保、安全可靠、优化配置的市场化电力系统。电力体制目前最突出的矛盾是电网企业拥有独家买卖电的特权，加之所有电价均由政府管制，使电力市场中两个最重要的主体即发电企业(生产者)和电力用户(消费者)被制度性“隔离”。从而发电市场的供给、成本变动和价格信号不能及时传导到用户，用户的需求信息也不能直接反馈给发电企业，市场机制发挥不了作用，上网电价和销售电价均不能及时调整到位，电价水平及上下游产品比价关系被人为扭曲。

我国目前电价形成主要是政府部门核定，需要改革实现市场化。价格形成是电价体系的核心内容，我国电价主要划分为上网电价、输电价格、配电价格和销售电价，目前这些电价主要是由国家发改委等部门核定形成，上网电价和销售电价均不能及时调整到位，2004~2010年，我国销售电价共调整6 次，累计每千瓦时上调13.43 分钱，年均上涨约4%，而欧洲各国2003 ~2009 年期间工业电价年均上涨约10.47%，居民电价年均上涨约8.05%。我国电价水平及上下游产品比价关系被人为扭曲，价格的调节功能受限，这与2002年电改方案提出的“竞价上网”以及2003年《电价改革方案》提出的“上网电价竞争形成，销售电价与上网电价联动”尚有较大差距，所以新电改必然要适时推出，建立合理的价格形成机制。

我国用电终端电价水平发展不均衡，形成交叉补贴。工业大用户电价偏高（电价成本敏感，电压等级与负荷率高，用电量大，电价成本降低的效应明显），居民电价较低（供电环节末端，电压等级与负荷率最低，供电成本较高，用电量较少，对电价成本不太敏感，电力浪费较为严重），居民电价与工业电价的比价小于1，远低于欧美发达国家2.0 的平均水平。

我国电能供需失衡，供需双方很难直接交易，电能资源未充分利用。直购电试点之外地区的普通工业用户都不能与电力供给方直接交易，这种供需未打通的体制下，电力资源宽松、能源资源富集的地区发电企业按计划上网，造成大量电能资源未能得到充分利用；且跨区输电通道不畅，电力资源在区域间调剂余缺能力较差，东北、内蒙古电力富余，常年供过于求，发电设备平均利用小时低于缺电的华北和广东地区。

此外，尽管我国输配电网投资建设逐年增加，但是区域间输配效率较低。近年来输配电网建设稳步增加，电网累计投资逐渐超过电源投资，但是在当前供需失衡的电力体制下，输配效率仍然较低，跨区输配通道项目上马迅速，未考虑地区之间的电力资源供需情况，“山西—湖北100万伏交流特高压试验示范工程”运行以来并未提高输配效率(山西省与湖北省均无多余的电可供外送)；又如“连接内蒙古呼伦贝尔和辽宁的±500千伏直流工程”，投资60多亿元，2010 年竣工投运以来每年可向东北地区的负荷中心输送180亿千瓦时的电量，但是内蒙古与东北电力市场均供大于求，发电机组年利用小时数逐年降低。

近年来，我国光伏、风电装机容量总量较大，增速较高。2013年我国光伏新增装机容量达12.92GW，占全球年装机量的30.5%，其中光伏电站装机12.12GW，分布式光伏0.8GW，2010~2013年均增长278%；风电累计装机容量 91.4GW，同比增长 21.4%，居世界第一。

这也导致了我国新能源丰富地区并网消纳问题严峻。一般来说，新能源丰富的地区用电负荷较小，外送通道容量有限，系统调峰能力严重不足，无法满足大规模的新能源送出与消纳要求，若新能源大规模并网，其电量在省内消纳必然会挤压其他电源的市场空间，导致火电企业全面减产亏损，所以我国一直存在新能源并网消纳问题。

数据显示，在风电资源消纳方面，2013年西北电网和东北电网风电利用小时数均低于华中电网和华东电网，东三省仍是“弃风”问题最突出的地区，其中吉林省“弃风”率居全国之首，“弃风”率近50%；光伏资源消纳方面，截至2014年8月，局部地区“弃光”限电仍然较为严重，除江苏省外，西北地区几个光伏大省中，甘肃省近年8月份利用小时数最低，个别电站弃电量达40%。

新一轮电改正当其时

新一轮电改时点与2002年类似，整体环境较为宽松稳定，对电力行业震动较小。2002年我国刚刚加入WTO 组织，固定资产投资与进出口贸易发展较快，且电力行业盈利状况整体保持平稳，故2002年推出电力改革不会对当时经济与电力行业产生较大震动，于是2002年“厂网分离、主辅分离”等改革措施有较为宽松的改革大环境。

当前时点与2002年类似，行业未出现大起大落，电力供需环境宽松，且近年来煤炭价格下跌使得行业盈利状况好转，此时切入电力改革对电力行业产生震动相对较小。另外，在新常态经济结构转型以及十八大以来各垄断行业掀起的改革浪潮背景下，新一轮电改处在较好的政治环境和政策环境中。

2014年10月23日，国家发改委下发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，新一轮输配电价改革试点逐渐升温。11月24日，国务院印发《关于取消和调整一批行政审批项目等事项的决定》，明确取消跨区域电网输配电价审核。

深圳试行独立输配电价，电网盈利模式改变。我国现有输配电价的定价模式为国家发改委按水、火、核、风等分类确定上网电价，销售电价由国家发改委审核价格范围，地方政府明确具体电价，中间的输配电价实际上是由销售电价和上网电价倒推确定。深圳试点新电价机制2015年1月1日起运行，此次试点主要是将现行电网依靠买卖电价差盈利模式，改为对电网企业实行总收入监管（准许成本+准许收益+税金之和），电网企业按照发改委核定的输配电价收取过网费。继深圳之后，西南、东北等电力宽裕地区也有望陆续推进输配电价改革试点。此外，试点方案还提出将逐步取消深圳市不同电压等级、不同用户类别销售电价之间的交叉补贴。

对于新一轮电改，目前主要存在几个主要的争论点，其一，输配要不要分开。按照2002 年电改方案，输配分离即电网仅保留输电功能，同时配电端引入市场化竞争。

时至今日输配分离仍难成行，笔者认为原因主要有：电网的自然垄断是其客观属性，而电网自然垄断属性背后的行政垄断权力，如市场准入许可权力、标准制定权力、独家电力买卖权力等，才是改革的主要矛盾；输配一体加深，特高压工程使地区之间的电力日益紧密，削弱了区域独立性，强化了国网的垄断控制和统一调度；利益分配，输配分离涉及到两大电网集团的属性定位和职能划分的根本问题，直接关系电网公司及众多单位的核心利益；财务核算，在当前两网输配电一体化和三集五大的电力体系下，各区域之间的输配电业务难以拆分厘清，财务核算工作难度高，输配成本与价格如何定、定多少都是较难解决的问题；输配一体化模式与输配分开模式相比，在电网安全运行、均等化服务、扶持可再生能源、公平竞争等方面优势明显，有助于输配电网融合与坚强智能电网建设，是现阶段符合各方利益的纳什均衡状态。

其二，调度要不要独立。各国电力体制并无定式，受本国国情影响。从国外电力体制情况来看，调度/交易/输电方面存在不同模式：英、德、法等欧洲国家实行TSO模式（交易机构单独分离，调度/输电保持一体）；美国ISO/RTO模式及阿根廷CAMMESA模式（调度/交易机构打捆分离，输电独立运营）；俄罗斯、巴西、印度等国实行调度/交易/输电三者各自独立模式。

电力调度具有较强的公共产品属性，电网调度独立出电网有利于提高电力监管力度、增强电力市场化，是未来电力体系逐渐走向成熟过程中所必须推进的改革举措。但是结合我国目前电力体系现状，现阶段并不适合将电网调度独立出来，笔者认为原因主要有：我国目前电力体系尚不成熟，电网公司之外没有权威的调度运作机构和体系，贸然推进调度独立容易出现电力体系秩序混乱、调度和电网责任模糊、电网运行效率低下、运行成本增加、电网不再稳定安全等问题；深圳正在试行输配电价核定与电网准许收入模式，在全国范围内的推广仍有较多障碍，难以一步到位，此时调度独立后电网缺乏激励机制，会进一步增加电改的阻力和难度。

其三，配售要不要分离。所有电力改革先行国家均不约而同地选择配售分开的模式，配售分开改革的目的一是电力体系市场化的必然要求，需要让更多的民营资本参与运营和增值业务，二是把维持业务运营的必要技术环节管道化，变成维护新运营模式的服务提供方，不直接参与市场竞争。

从深圳试点方案来看，售电放开、输配一体已成定局，放开发售侧，管住输配侧，形成发售供需自由调节、电网负责输配调度的电力体系。

输配端改革的“软件工程”

笔者认为，新电改将沿着“软件工程”与“硬件工程”相结合的路径推进，“软件工程”的改革，即经营性电价放开、售电业务放开、增量配电业务放开、公益性和调节性以外的发供电计划放开等制度性调整，并结合 “硬件工程”的建设即交易平台独立的模式。

在输配端路径推演之“软件工程”方面，放开两端、监管中间，并不意味着输配中间端不改革，输配端改革的主要目的是形成节能环保、安全可靠、就地消纳、就地储存的坚强智能电网。我们认为新电改将“节能环保”与“配网升级”齐头，“分布式微电网”与“储能电网”并进。

近期政策精神十分强调节能环保，或将成为新常态下电改的核心主题。在此前结束的中央经济工作会议中，中央对低碳环保的措辞之严厉前所未有，因此可以确定，新电改核心价值取向是建立低碳环保、减排节能、安全稳定、资源配置优化的绿色电力体系，新电改指导思想将由原来电改的“加快发展，保障供应”转变为“节约优先，绿色低碳”。节能环保型电企将优先享受环保补贴，未来引入电力交易平台之后节能环保型发电企业可能将优先进入竞价系统，高耗能和高排放企业在交易平台中逐渐淘汰，这都将成为2015年节能环保改造市场爆发的新预期。

在配网建设方面，配网建设主要涉及城市配网和农网自动化、继电保护和电网调度、配电变压器、柔性输电、充换电站配网、分布式微电网、系统软件等等领域，我国电力投资长期存在“重电源、轻电网”的情况，配电网建设滞后于主网建设，配网在电网建设中占比15%左右，国网配网建设几年发展较为缓慢，随着新电改在全国范围内推广落地，未来配网建设有望加速，在配网端增量配电放开、引入民营资本的政策指引下，民营资本将获得较多政策红利。

城市配网自动化空间广阔，新电改有望加速建设。配网自动化在我国处在起步阶段，截至2013年底，目前仅有29个城市中心城区推行了配网自动化试点，国内城市配网馈线自动化率不足10%，而国外配网自动化达到60%。按照平均每个城市主站投资5000万元，采集终端覆盖2万个计算，单个城市配网自动化市场容量达4.5亿元，若每年稳步推进10个城市的配网自动化改造，则每年单个城市配网自动化市场容量为45亿元。电改重启后，城市配网自动化建设有望加速，预计未来5 年是配网自动化建设的高峰期。

新电改前夕农网积贫积弱，或将成为配网设备行业新的增长点。农网配电设备主要有电容器及其配套设备、变压器、整流器、配电开关控制类设备、电力元器件等，农网主网网架薄弱，主变容量不足，互联互带能力较差，设备老化，供电半径长、线径偏小，线路损耗较大，配电变压器损耗高(约占农网损耗的60%~70%，电压合格率低于92%)。新电改启动后，居民电价将逐渐提升，而相应的配网配电建设和电力服务跟不上，则会导致用户偷电漏电、工业企业搬迁、居民生活水平下降等等一系列社会秩序和经济稳定的问题，因此我们认为农网改造将成为配网设备行业的新增长点。

2014年以来，国家能源局《关于印发实施光伏扶贫工程工作方案的通知》、《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》、《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》、国办《能源发展战略行动计划(2014-2020)》等政策密集出台高调支持分布式光伏的发展。笔者认为接下来的新电改将采取相应措施保证能源政策的持续和一致性。同时，光伏、风电等分布式电源具有分散性和间歇性的特点，对电网的电能质量、控制保护、运行稳定性均带来不利影响，而“分布式+微电网”具有微型、清洁、自治和友好的良好属性，可便捷连接终端用户，就地利用电能，内部电能可基本自平衡，且能实现并网与离网模式的平滑切换。

因此，“分布式+微电网”模式将成为能源政策落地工具的不二人选，从而有效解决新能源消纳和分布式电源上网问题。新电改将促进微电网进一步发展，有望向发达国家看齐。目前，我国微电网试点项目多为着重解决大电网供电困难的偏远农牧区、海岛用电问题，搭建技术研究和实证的平台，具备微型、清洁、友好的特征，不能完全实现自治，主要原因是国内项目大多为风电、光伏等间歇式电源，储能因技术和成本因素配置相对不足，而国外一些试点项目除包括间歇式电源外，还包括燃机等非间歇式电源，自平衡能力较强。新电改推出后，在能源政策和电网投资的激励下，分布式+微电网建设可向国外成熟模式借鉴，未来有望实现弯道超车，因此我们看好分布式、微电网配套公司未来成长预期。

而新电改放开发售与增量配电侧，储能商业化可期。目前储能成本约为5~6元/千瓦时，2014年两会期间，全国工商联上交提案，建议储能电站发电电价为1.5~2元/千瓦时。电力体制的发售电侧与增量配电侧放开，民营资本参与配售，有利于储能技术在国家的补贴下发生实质性的成本下调，则电力交易机制将发生颠覆性变化，储能将应用到大规模可再生能源并网领域，以社区、工业园和城区的微网将涌现，储能市场容量有望突破千亿元级别。

电改“主人公”面临角色转换

售电端改革的主要目的是形成市场化多买多卖、供需调节的电力体制，从目前部分地区直购电试点与电力交易平台试点的情况来看，笔者认为售电端将沿着“点对点”直购电——“点对面”全国统一的竞价交易平台——“全用户、多品种”电力批发市场——“多衍生品”电力金融市场的“硬件工程”方向发展。

2013年交易电量132亿千瓦时。作为实现电力市场化的初级模式，直购电试点十年有余，并未在全国范围内正式推广，从国家出台政策的角度来看，笔者认为直购电试行是为了不断积累经验教训，为更高级的交易模式探路，从2014年相对密集的政策推出节奏看，全新的电力交易模式或将呼之欲出。

新电改售电侧直接交易将向高级阶段发展。按交易组织形式，直接交易可以分为双边协商交易(大用户直购电)和集中交易模式(电力交易平台)。大用户直购电，其实质是放开用户选择权，是售电侧放开的初级阶段。

售电侧放开的进阶是用户与发电企业的交易价格通过竞价等市场方式形成，即电力直接交易平台形成的多方竞价交易。2014年以来，安徽、湖北、新疆等省份试运行电力交易平台，发电企业与工业用电大户通过交易平台进行竞价交易，满足了企业大额用电计划，节省了用电成本，经济效益提升明显。交易平台的陆续试行代表了未来新电改售电侧的发展方向，即进化为更为高级的集中竞价交易模式。

全国统一的交易平台将逐步由初级模式发展为成熟模式。初级模式即建设全国统一电力市场交易平台，组织开展年度和月度大用户与发电企业直接交易。基本模式即完善全国统一电力市场交易平台，逐步放开发电企业参与市场的范围，在大用户全部放开的基础上逐步放开中小用户。成熟模式即全部电厂参与竞争，开放所有用户参与交易的选择权，实现发电自主卖电、用户自主买电。

在售电侧全国统一电力市场交易平台发展至成熟模式后，笔者认为在售电侧运行市场化机制，有望发展一批售电服务型公司，将交易平台升级为电力批发市场，发展初期主要是发电企业与电力用户的电能交易，未来逐步开展发电企业之间、电力用户之间、发电企业与其他配套企业的输电权交易、绿色证书交易、电能服务交易等，从而打造一个 “能源的阿里巴巴”，在售电侧实现充分市场化格局，并最终引入发达国家业已成熟的电力金融衍生品市场。

在此过程中，电网公司中的“大佬”国家电网掌控中国四分之三的输配售调度及电力设备生产，资产属性较重，组织结构庞大，国家电网总部拥有30个直属部门，5个公司分部，27个网省公司，34个直属单位(包括旗下参股控股企业，如英大证券、许继集团、平高集团等)。

电网公司职能精简化、功能多样化。随着增量配电等业务放开，配网将逐步纳入“大用户直购电+集中交易平台”、“分布式电源+微电网”、“售电平台+衍生品市场”，实现发售两端供需市场化。从深圳试点方案可见，未来电网公司盈利模式改变已成定局，所以，电网公司更可能定位为公益公用事业型单位，售电职能将从电网剥离，电网公司将专注电网输配职能（新电改初期将在售电端只负责一部分居民用户和普通工商业用户的售电），电网企业可能转型为全国电力系统的输配、规划、投资与监督的全能型政商合一公司。

未来，电力体制改革将对电网公司转型形成激励机制。直购电、交易平台推行将压缩电网公司原有利润空间，但是从深圳输配电价试点方案来看，国家在新电改中或将通过“准许收益部分保证电网公司的利润空间，同时也将促使电网公司增加电网投资以提高准许收益的权重，并以“准许收益+政府性基金”的方式形成“激励机制”，从而保证电改顺利进行。

投资机会何在？

2015年将逐渐铺开一轮节能环保升级、分布式与微电网建设等制度性调整，打造绿色环保安全的坚强智能电网，随后在智能电网“软件工程”上统筹各区域交易平台，形成全国统一的电力交易市场，发展一批售电公司，逐渐发展全用户、多品种的电力批发市场。因此节能环保改造、农网配网改造等环节将优先受益，低成本、区域火电企业将受益于供给端直接交易。

随着电力体制改革的深入发展及竞价上网的实施，一方面需要发电企业要努力降低发电各环节的能耗和成本；另一方面，新电改核心价值取向是建立低碳环保绿色电力体系，未来电价交易体系中，可能会优先环保达标电厂电量交易。因此，高耗能和高排放类火电企业势必将提前加大力度实施节能环保改造，以应对未来新的市场竞争环境。

因此可关注能够提供降低电厂燃煤成本、厂用电率设备和技术的公司以及专注电厂脱硫脱硝环保配套服务的企业，电改明确新的改造标准和环保电价机制后，笔者预期这类企业将会有订单的集中放量，如国电清新等。

新电改一旦放开增量配电业务后，配电设备类民企有望快速切入配电网建设领域。配电设备企业产品贴近终端用户，切入增量配电网建设具备先天优势，另外新能源汽车充换电站建设将受益电改而加速，主要在两个方面，其一是电站尚未市场化，建设速度缓慢，电改开放增量配网侧后，民营资本有望进入；其二是若新电改顺利推进，充电站的运营成本有望降低，将有效提升充电站的盈利水平；可关注在充换电设备招标市场份额较高的许继电气和国电南瑞，以及在直流高压供电领域技术领军的中恒电气。

根据售电端改革路径推演，未来有望率先获得售电准入的公司具备投资机会。借鉴国外经验，一般包括供电公司、发售一体公司、电力和天然气等综合能源服务公司和不拥有发电和电网资产的独立售电公司等。

顺延我国电改目的，售电准入企业应在供给端或需求端贴近发电企业和用户，从而能实现市场化供需的电力体系，因此，有三类企业可能率先获得售电准入：第一类是处在发电供给端、有效传递供给方信息、发电高效从而有能力满足电能需求的区域型发电企业；第二类是产品贴近终端用户、渠道品牌资源较好、掌握电力用户终端大数据和需求的配电设备企业如正泰电器、四方股份、北京科锐；第三类是产品、技术、服务可架接供需桥梁的企业，比如储能技术领先公司、与电力信息化软件型公司、节能服务类公司等。