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电力改革分析报告

2016年电力改革分析报告

2016年1月

一、新电改势在必行5

1、电力体制改革历史沿革5

2、为什么要继续推进电改6

（1）电力改革的真正目的6

（2）电价体系不合理8

（3）电力体制供需失衡11

（4）新能源消纳问题12

（5）新一轮电改正当其时13

3、国外电力改革经验15

（1）英国电力改革：

完全市场化的改革路径15

①第一阶段：

POWERPOOL模式16

②第二阶段：

NETA模式17

③第三阶段：

BETTA模式18

④英国电改后电价降幅明显18

⑤英国电力改革反思19

（2）日本电力改革经验：

非完全市场化的改革路径19

（3）美国电力改革：

探索最优交易制度22

二、电改之路何去何从24

1、输配电价试点先行25

2、目前国内电改的争议点26

（1）输配要不要分开26

（2）调度要不要独立28

（3）配售要不要分离29

3、新电改路径推演：

“软件工程”与“硬件工程”相结合29

（1）输配端路径推演之“软件工程”30

①节能环保更新改造30

②配网升级31

③“分布式+微电网”33

④储能未来有望推广应用36

（2）售电端路径推演之“硬件工程”38

①引入“电力批发市场”与“电力金融衍生品市场”42

4、电改“主人公”面临角色转换44

三、新电改的投资机会45

1、新电改倒逼节能环保改造45

2、高效低耗区域型火电龙头受益供需直接交易46

3、民资将在配电设备与充换电站领域实现“弯道超车”46

4、三类企业售电有望先发准入，水电不逢其时46

5、重点公司46

一、新电改势在必行

1、电力体制改革历史沿革

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：

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年至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年至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，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，然而03年以来连续三年电荒，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。

2、为什么要继续推进电改

（1）电力改革的真正目的

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。

所以电改真正目的是通过打破垄断、实现市场化电价和供需调节机制，从而形成节能环保、安全可靠、优化配置的市场化电力体制。

（2）电价体系不合理

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，04年至10年，我国销售电价共调整6次，累计每千瓦时上调1343分钱，年均上涨约4%，而欧洲各国03年至09年期间工业电价年均上涨约1047%，居民电价年均上涨约805%。

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02年电改方案提出的“竞价上网”以及03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20的平均水平。

不合理的电价体系欠缺调配功能，用电资源扭曲配置。

这种不合理的电价水平一方面造成工商业用户长期补贴居民用户，城市用户长期补贴农村用户，从而使居民与农村用户浪费较为普遍；另一方面间接导致工商业用户用电需求持续萎缩，这都抑制了电价体系发挥其应有的资源配置功能。

因此需要继续推进新一轮电改，改善这种交叉补贴的现状，并建立直购电通道与电力交易平台，发挥电价体系的调配功能。

（3）电力体制供需失衡

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。

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，“山西至湖北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多亿，2010

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。

（4）新能源消纳问题

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1292GW，占全球年装机量的305%，其中光伏电站装机1212GW，分布式光伏08GW，2010-2013年均增长278%；风电累计装机容量914GW，同比增长214%，居世界第一。

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。

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（2112、1915）均低于华中电网和华东电网（2141、2264），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，截止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%。

（5）新一轮电改正当其时

新一轮电改时点与02

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02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02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02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。

能源政策层出不穷，现有电力体制阻碍落地，新电改势在必行。

近年以来国家能源局电网、风电、光伏方面的政策如雨后春笋，密集程度之高前所未有，而现有电力体制种种问题均对能源政策落地产生阻力，因此新电改的启动势在必行。

3、国外电力改革经验

（1）英国电力改革：

完全市场化的改革路径

英国电力市场可以分为3个阶段。

在第一次改革中，实现电力公司的结构重组，以及股份制和私有化，采用的是强制型电力库模式（PowerPool）。

在第二次改革中，采用的是以合约交易为主，辅以不平衡电量交易的NETA模式。

第三次改革，将NETA模式推广到市场进程缓慢的苏格兰地区，建立统一的英国电力交易与电力输送制度BETTA。

整体看来，英国电力改革以立法稳步推进，从个别地区逐步推广到全国，在发电、输电、配电和售电四个环节打破垂直一体化的垄断局面，引入私有化和竞争，建立了公平、透明、开放的电力交易市场。

从英国电力改革的历程来看，电力改革最终打破了垂直垄断，通过“厂网分开、输配分离”促进发电和供售电领域的竞争，并合理控制自然垄断的输电行业的利润率。

①第一阶段：

POWERPOOL模式

1989年，在英格兰和威尔士，原中央发电局拆分为3个发电公司和一个输电公司（国家电网公司），分拆后的公司和原有的12个地方电力局逐步实施私有化。

在苏格兰，南苏格兰发电局和北苏格兰水电局民营化后股份全部售出，统一经营发、输、配、售电业务，各部门独立核算。

北爱尔兰电气服务部将所属4个发电厂售出，经营输电、配电和零售业务。

在进行电力重组的同时，英国电力工业开始实行市场机制，建立了竞争性的电力库（POOL）。

在POOL模式下，电力输出超过50兆瓦的电厂必须持有发电许可证，通过电力库进行公开交易（直供除外），供电公司、批发商、零售商及用户（直供除外）也必须通过电力库来购买电力。

②第二阶段：

NETA模式

电力库市场模式实际上是一个“卖方市场”,系统边际价格主要取决于发电商的报价,电力需求方很少参与市场报价,1995～1996年度Pool价格78%由NationalPower和PowerGen两家发电公司的报价决定。

由于强制电力库存在定价机制不合理、市场操纵力等问题，英国开始新电力交易制度（NETA）的建立，对电力市场的框架和行业结构进行了调整，设立了新的管理机构燃气与电力办公室（OFGEM）和新的用户组织Energywatch;在英格兰和威尔士地区，以双边合同为主的新电力交易机制完全取代了集中交易的POOL模式。

③第三阶段：

BETTA模式

1990年以来的改革，主要是在英格兰和威尔士地区，苏格兰和北爱尔兰地区没有建立竞争性的电力市场。

从2005年4月开始，英国政府决定将NETA模式推广到苏格兰地区乃至全国，称BETTA计划。

BETTA的主要特点是，在全国范围内建立统一的竞争性电力市场，统一电力贸易、平衡和结算系统;实现全国电力系统的统一运营，由国家电网公司负责全国电力系统的平衡，保障供电质量和系统安全。

苏格兰原有两个电力公司保持输电资产所有权。

④英国电改后电价降幅明显

英国电力改革打破了垂直垄断，通过“厂网分开、输配分离”促

进了发电和供售电领域的竞争，合理控制自然垄断的输电行业的利

润率，电力零售价格有了较大降幅。

⑤英国电力改革反思

虽然英国电力改革在许多方面取得了较好的成果，但依然存在值得反思的地方。

（2）日本电力改革经验：

非完全市场化的改革路径

日本电力市场化改革的目标是在确保国家能源安全、保证电力长期稳定供应的前提下，通过引入新的电力供应商（特定规模电力企业，PPS）

、建立公平竞争机制、逐步开放零售市场，以降低电价及

提高服务水平。

改革成效显著，电价降幅明显。

日本实施电力市场化改革以来，虽然发电燃料成本及国际能源价格均大幅度上升，但日本的电价却有较大幅度的下降。

东京电力公司2005年的电价水平比1996年的电价水平下降了27%。

同时，东京电力公司也采取措施积极降低过网送电费，与2000年3月相比，东京电力公司2005

年的高压用户过网

送电费下降了232%；中压用户过网送电费下降了13%。

在售电侧市场放开之前的1999年，日本工业电价为美国的37倍，英国的222倍，德国的25倍，意大利的166倍，韩国的312倍。

而在电力市场化改革之后的2003年，日本工业电价仅为意大利的083，相对于其它国家，日本的工业电价也有很大幅度的降低。

日本经济产业省评价委员会通过基于计量经济学的定量分析认为，日本电价下降的40%源自电力市场化改革。

供电可靠性维持在高水平。

电力市场化改革以来，日本供电可靠性继续保持较高水平。

东京电力公司2005年的户均平均停电时间为7min／a，停电次数为01次／a。

电力市场化改革并没有影响供电可靠性。

日本经济产业省评价委员会认为，虽然日本九大电力公司的电力建设投资自1995年以来持续下滑，在日本电力供需基本平稳的情况下，电能质量并没有受到影响。

日本新电改三步走

福岛核危机后，日本意识到当前电力体制在面对巨灾时缺乏必要的应对能力，于是着手启动新一轮电改。

1、成立一个全国性的机构来负责协调各个电力调度机构运营。

强化在全国范围的电力供需平衡与调整，跨区域电力线路的规划、运营等方面的职能。

在灾害以及供需紧张等紧急时刻，还有权力对电力公司进行适合的供需调整。

2、全面放开零售市场。

保证所有的用户可以自由选择供电商，允许电力公司依据市场竞争自由定价。

3、将发电等业务与电网环节分离。

在保证输配电网一体化的情况下将十大电力公司的发电等业务与电网环节进行法律分离，电网环节成立独立法人公司。

确保输配环节中立，并向所有电厂和用户公平开放，促进新的企业和资本参与市场竞争。

（总结起来还是“放开两头、管住中间”，并强化调度）

（3）美国电力改革：

探索最优交易制度

总体说来，美国的电力市场改革策略是：

将输电领域作为自然垄断环节独立出来，同时放开发电领域和配供电零售领域，让购售双方享受平等的输电服务，并建立电力批发市场，实现发电侧和销售侧的竞争。

自1996年美国开展电力改革起，美国实际电力价格指数在三年内下降超过10%。

随着电力改革的推进，美国电力体制逐渐形成最有代表性的三种模式加州电力市场结构。

加州电力市场以电力交易中心（PX）和独立系统运营机构（ISO）这两个非营利性组织为核心，其中PX提供电能批发交易平台，电力公司必须向PX购买以及出售电量；ISO负责输电系统的运行并保证加州电力系统的可靠；现货市场由ISO运行，发电商、中间商和零售商通过计划协调公司（SC）向ISO提交自己的电量计划、辅助服务计划和报价；ISO只接受来自SC和PX的计划和报价，也只与它们结算。

德州电力市场结构。

批发市场中，发电商、零售商和电力中介商可以通过双边合同买卖电，也可以通过实时市场进行实时交易，电量由ERCOT按照市场价格为参与者结算。

批发市场运行分为日前阶段、调整阶段、实时阶段和实时前阶段。

零售市场中，电力用户可以随时自由选择更换零售电力供应商，电力公司或电力零售商也可以向不属于自己领域的电力用户售电。

输电系统和所有的输、配电公司被严格管制，输配电价格根据成本加成利润的原则制定。

PJM电力市场结构

PJM模式比加州模式更稳定。

2001年1月中下旬,由于系统备用容量只有15%左右,加州经历了二次世界大战以来首次强制性的分区轮流停电，上百万人受到影响。

停电使一些公司损失了数千万美元。

而运用PJM模式的宾西法尼亚一新泽西一马里兰联合电力市场则一直保持稳定良好的运作，被公认为联营市场成功的典范。

其成功因素主要在于市场提供了灵活的交易机制和多样化的交易种类，为市场成员提供了充分的选择权和防范风险的手段。

二、电改之路何去何从

随着深圳输配电价试点的推出，“放开两头、监管中间”“四放开一独立”或成新电改的核心原则，“放开两头、监管中间”，意味着发电端和售电端的市场化，中间输配环节仍然需要监管。

“四放开一独立”

指输配以外的经营性电价放开、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，交易平台相对独立。

1、输配电价试点先行

新电改再次提上日程，电改预期持续发酵。

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。

2014年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，将在很大程度上推动输配电价改革。

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发改委按水、火、核、风等分类确定上网电价，销售电价由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。

2、目前国内电改的争议点

（1）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，我们认为原因主要有：

1）电网的自然垄断是其客观属性，垄断经营成本更低、效率更高，不应也不会改变目前输配一体化运转。

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，即使输配分开，也只是从大垄断拆分为小垄断，垄断属性不能发生根本质变。

2

）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，形成紧密的电力输配网，从而输配一体进一步加深，输配分离在实践操作上难度很大。

3）利益分配：

目前输配售电业务是电网公司的核心业务和职能。

厂网分离、主辅分离改革未对庞大的电网集团系统进行改革，故厂网和主辅分离改革阻力较小。

而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，所谓牵一发动全身。

4）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，故短期内输配分离缺乏财务核算的基础。

5）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。

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，我们认为原因主要有：

1）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，冒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。

2）目前，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。

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。

3、新电改路径推演：

“软件工程”与“硬件工程”相结合

我们认为新电改将沿着“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。

（1）输配端路径推演之“软件工程”

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。

①节能环保更新改造

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。

13日，在刚刚结束的中央经济工作会议（级别最高的经济工作会议，定调第二年经济政策最权威的风向标）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，这都将成为明年节能环保改造市场爆发的新预期。

②配网升级

我国配网建设较为滞后，配网升级势在必行，民资将获政策倾斜。

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