电力行业改革分析报告.docx

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电力行业改革分析报告

2015年电力行业改革分析报告

2015年6月

渐进性改革是现实选择，改革及其衍生影响可能重塑行业生态。

现行体制下，只要用电量不下行，投资仍能维持，但重心可能加速向清洁能源与用户侧转移。

全球以电力为核心的能源变革已经开始，更多的分散电力供应涌现，加上多样的用户需求与选择被激活，可能催生极其丰富的供给创新，这将给现行管理体系带来巨大的挑战。

新的能源体系，需要建立对应的，新的生产关系。

在能源服务、新能源发电运营管理、新能源汽车能源管理等领域，产业界自下而上探索出一些具有更大的扩张边界的新业态，可能加速行业变革的进程。

渐进式改革是现实选择：

渐进式改革可能性更大，改革将是一个长期过程。

改革及其衍生影响可能重塑行业生态：

改革对电力投资、公用事业运营、新能源的影响首当其冲。

未来电力供给侧将开始真正竞争，而需求的选择权放开可能给用户侧带来繁荣。

服务市场的市场化、围绕分布式/储能/需求响应及金融创新等衍生影响，将加速行业变迁。

不用太担心行业投资，但行业侧重转移加快：

电力行业的投资属性有其特殊性，只要用电量能支撑，行业投资总体就具备支撑。

但同时，投资侧重加速向两个方向转移，即，电力供给向清洁能源转移，行业价值与创新向用户侧转移。

在此背景下，装备企业面临向服务制造转型、海外转型与总包转型的选择。

能源变革的核心是电力，新的能源体系需要新的生产关系：

全球新一轮能源变革的核心是电力，电的应用会更广泛、更多样，并有希望作为大能源体系下价值分享与实现的主要载体。

随着更分散的能源供给格局形成、更多样化的用户侧需求被激活，

现行垄断、集中的管理模式可能遇到更大的挑战。

新的能源体系，可能需要建立相应的新的生产关系。

互联网+能源端倪初现：

具有互联网业态的产业创新初现端倪，能源服务的互联网有望较快出现，面向终端用户的新能源汽车充电管理、智慧家居等业务可能快速发展，而微网与虚拟电厂也可能在解决爆炸式增长的分散电源运营方面取得成功。

一、渐进式改革是现实选择

1、改革开动

电力系统是迄今最大的人造系统，而中国电力系统是全球最大的电力系统。

就其现状而言，国内电力系统仍在较健康地运营。

推动本轮改革的核心驱动要素，是遗留问题趋于严重，并且新挑战不断出现。

遗留矛盾趋严重：

在中国电力行业快速发展的同时，行业遗留问题和矛盾不但没有化决，部分反而变得越来越严重。

遗留问题主要体现在：

1.电价体系的僵化导致发电企业的稳定持续发展能力脆弱，导致周期性缺电与过剩反复出现；

2.发电与输电关系不协调，区域性电荒与窝电并存；

3.输电网与配用之间不协调，配用电设施长期落后；

4.行业社会化程度低，成本高。

新挑战不断出现：

清洁能源快速发展，以微网和分布式发电为代表的多元、分散的供应体系正在形成，行业不仅需要对应的电价和利益导向的支撑体系，也更需要对应的管理模式与新的行业参与方关系。

我国缺少中长期稳固的能源政策，国内电力工业，早期有很长的阶段纠结于弹性系数，到后期形成了“电力要适度超前”的行业共识。

而对于电力在能源战略中的定位，以及行业长期的发展模式，仍然缺乏一以贯之的清晰战略和规划。

毋庸置疑，电力是未来能源变革的核心。

从能源安全的角度，优化或重构符合国家能源安全战略的电力体系，越来越有必要。

外部条件已具备：

国内经济增速放缓，电力能源总体需求增速进入一个相对平缓期，进行适当、适度改革的行业环境基本具备；同时，对国内垄断行业的改革呼声越来越高，改革的大环境也已形成。

2、但还没有普适模式

世界主要发达国家，从上世纪90年代先后对其电力系统进行了改革，我国在1998-2002年中，也进行了改革的尝试。

但国外的改革尝试，并没有得到普适模式，美国部分区域的改革甚至已宣告失败。

而12年前国内的改革试探，也没有找到能形成共识的改革方向。

并且，过去10年中又涌现出了新能源、新负荷、能源安全等新问题。

3、现行体系尚能正常运行

电力系统在2002年厂网分开后，通过超常规发展，基本解决了硬缺电问题，经营管理能力也得以显著提高，国内电力系统，尚能较健康地运营。

电力系统产业基础较好，作为最重要的基础配套和事关国民生计的行业之一，过去一直是纳税人投入的重点领域；另一方面，电力行业各企业的管理水平提升，运营效率得以显著提高。

此外，我国电网标准已经开始逐步融入国际标准，电力装备制造企业已基本完成国产化体嗲，具备了较强的国际竞争力。

考虑后续数年一些经营波动的影响，数据统一采用至2011年

4、渐进推动是国内外实践的共同特点

以我国上一轮改革为鉴：

我国上一轮电力体制改革在1998年国务院机构改革的大背景下推进，如果考虑电力部公司化改造，那一轮的改革的真正启动时间在1995年，前后历时近8年；2002年发布的电力体制改革方案的形成，前后历时也近5年。

以海外为鉴：

从国外改革历程看，英国、法国、日本等代表性国家，都是逐步探索和扩大的过程。

例如英国，从1990年推动POOL模式到启动BNETA模式，前后达15年之久；法国的用户选择权，也是多批次逐步推动；日本从放开高压用户到放开大部分用户，也花了10年时间。

渐进式改革是本轮改革现实选择：

电力是必不可少的能源方式，是现代文明的重要基础，也关系到我国的能源安全，动一发而牵全身；国内仅直接服务电网的员工就超过200万人，改革也直接关系数百万家庭的生计。

不可否认，在发电、售电等可竞争领域引入竞争，确实加强了服务，提高了效率。

纵向切割、横向切割的激进改革模式，对于解决行业核心新老矛盾，效果并不经得起推敲。

从操作层面考量，可能渐进性改革更适合我国国情。

改革需要更全面的涉及交易、竞争、监管机制，设计能较好的反应商品价格的价格体系。

改革不是一蹴而就的，更可能是逐步摸索和推动的过程。

因此，不能预期改革在短期有一揽子计划式的突破。

二、改革及其衍生影响将重塑行业生态

什么样的机制土壤，决定了什么样的生态，体制的影响深刻而久远。

某种意义上讲，国内央企的管理体制、成本与盈利模式，都注定了2002年电力改革后发电与电网企业的大扩张就是一种必然。

同样，电力行业在这一轮体制改革中的选择，将会很大程度决定未来行业的发展方向与发展方式。

1、电价体系重构，对新能源、电力投资、公用事业影响首当其冲

电价是电力行业最基本也是最重要的经济杠杆，是调整各市场参与者利益、实现资源优化配置的主要经济信号，电价是电力改革下一步的核心之一。

电价体系的梳理或重构，将对公用事业运营、新能源发展产生直接影响，为其服务的装备体系，也会相应地，可能出现巨大转变。

标杆电价为上网电价主要管制模式：

我国的电价管制，在上网电价方面主要体现为标杆电价，在输配电价的指导思想上为“成本加收益”模式。

上网电价主要为标杆电价模式、煤电价格联动及少量的经营期电价等，其中标杆电价为主要模式。

标杆电价突破了国家高度集中的行政审批模式，也实现了从个别成本定价过渡到社会平均成本定价的跨越，并从事后定价过渡到了事前定价模式。

目前，国内电价的支付对象均为电网公司。

输配电价有望逐步走向成本加收益管制模式：

我国目前还没有独立输配电价，仍按照购销电价差倒扣来确定输配电价平均水平的过渡阶段。

逐步向成本加收益的方式过渡是未来的发展方向。

广义上讲，电网成本由折旧费、运行维护费和资本成本三部分组成，其中折旧与运维费用统称准许成本。

折旧费占比最大，是电网企业准许成本的关键因素，折旧率标准对核定电网企业成本影响重大，目前我国电网企业折旧费用占输配成本约40%。

运维费用目前按照材料费用、修理费用、薪酬、其他分别统计归算，运维费用是准许成本的难点，也是关键之一。

到目前为止，国内还没有对运维费用的核定做出明确而具体的规定。

2、供给，大分化

现行上网模式仍主要是计划模式：

目前发电企业的年度发电量计划仍以计划分配为主，每年由政府经信委（发改委）、发电集团、电网公司三方撮合（主要企业的发电小时数相差不大，机组效率高就明显多发的情况不多见）。

发电企业的效率差别，主要体现为盈利能力的差别，并没有体现在市场占有率上；发电企业的竞争，更多体现煤炭等资源、装机、建造与运营成本控制、资本、运输等方面。

放开用户选择权，意味着竞争可能转移到市场占有率上来：

放开用户的选择权是各国改革的共同选择，即使最保守的改革，也在发电侧实施了市场化的竞争。

国内的直购电交易，就是放开用户选择权的初期尝试。

如直购电规模推广，就可能使发电企业的分化加剧，理论上看，未来发电企业的竞争，应该会更强的体现在市场占有率上（效率高的企业可能愿意略微降低价格来提高利用小时数），因此，发电板块可能出现更大的分化。

能源过剩区域先行：

放直购电可能在内蒙、新疆区域取得效果，大范围推广条件可能并不具备。

在发电企业、用户、电网三方的交易中，用户希望的是得到相对便宜的电力与更好的服务，在用户侧响应等市场并未发展和健全的情况下，这与主要发电企业、电网企业的利益是有冲突的。

真正有动力接受直购电的，可能是能源富余的区域，与机组效率没有充分发挥的民营企业或自备电厂等力量。

综合能源服务商是趋势，燃气等公用事业企业面临前所未有的扩张机会：

由于用户的终端重叠度高，自由化程度较高的国家，国际大型能源企业多数选择多元化业务发展模式，也同时经营天然气销售等业务，部分企业在能源、环境服务领域也有较大的业务占比。

国内的能源体系，受部门利益束缚，在终端销售、服务领域，电力、燃气甚至供热多是分割的。

如果电力销售与服务业务能逐步放开，现有以燃气、供热为主业的企业，可能迎来前所未有的扩张机会。

3、售电放开，牌照背后的增值服务是第三方企业生存的关键

20世纪90年代以来的电力市场改革，主要包括三个方面的内容：

建立发电侧竞争市场、放开售电侧市场、实行政府监管下的电网公平开放。

售电放开包括两个方面的内容，一是构建多个售电主体，允许符合准入条件的企业逐步从事售电业务；二是放开用户自由选择权，允许用户自由选择售电公司。

售电改革可能采用1+N模式：

美国等在售电侧放开中，一般会设立默认售电商，为没有选择社会化售电商或没有售电商服务的的用户售电，以保证用户的供电稳定。

如欧盟各国要求指定一家供电公司或售电公司在政府管制下作为默认供电商，而日本、法国等均指定原一体化的供电公司为默认供电商。

售电企业靠什么盈利？

承接售电业务的企业，售电机构也有望通过直购电与用户分享购电成本降低的价差，并可能在费用收取、常规巡检与基本服务等业务领域有所作为。

而优秀的到户资源，还增值业务入口，售电放开可能催生更多样化的创新。

第三方售电主体未未来面临压力，增值服务与用户价值挖掘才是关键：

当前阶段，对用户而言，供电质量主要仍然在配电网公司掌握中，实际的供电质量与售电公司关系并不特别大。

售电公司可采取各种方式优化服务、缩短收款期、降低不合理网损，但更大的业务空间一定需要业务增值实现。

民营企业有望为用户侧带来活力：

承售电侧放开前期，参与的售电企业不会多，可能是大型民营企业和拥有发电业务的大型国企为主，到后期可能参与者会变分散。

而就经营来讲，民营企业有更大的成本控制、服务、增值创新的优势；民营企业也更可城镇，中高压客户是争夺主要对象：

发电，开发区。

注：

售电公司替换率数据主要为2010年数据，其中德国采用2007年数据

4、新建配网准入，逐步推动

配网不是不能盈利：

在当前输电、配电、售电、用电一体化模式下，行业利润的纸面数据，造成一种配网永远不可能盈利的惯性认识。

配网企业的盈利情况，一方面与当前一体化产业模式下主要企业集团的产业链利润分配核算有关，同时也与公用事业企业的成本核准、补贴方式有关。

如配网单独核算、独立发展，配网企业可能出现比较强商业模式变化过程，（例如从成本中心转换为成本加成的盈利模式），