——新电改年终大盘点
自2015年3月中共中央电改9号文颁布以来，中国电力市场的深层次构架正在发生重大变化。纵观中国改革开放近40年的历史，各领域的市场化改革都是推动经济活力得以激发的重要手段，而市场化亦是发挥“价格”在宏观经济中的调控作用的根本保障。电力作为一种自然垄断属性极强的商品，其市场化过程必然存在来自物理属性、国家能源战略安全、既得利益集团利益的多重阻碍。而本轮电改的非凡之处，正是在于其冲出重重阻碍，以极快的速度开展着各项工作。
本文以国家能源战略为最高指引，以电价和超额收益为主线，总结了电改9号文颁布近两年来的电改工作情况。并希望通过深入的分析和梳理，指明未来产业和金融投资未来的前景与方向。
本轮电改的战略意图
电力作为能源最重要的组成部分，其体制改革必然关乎国家能源战略。从能源战略的角度看，能源独立性、能源安全性、能源经济性、能源清洁性及能源使用便利性是五大不可或缺的目标。电力作为我国具有100%独立性的能源(煤炭资源我国不依赖进口)，作为使用最为便利的能源(目前可以驱动除汽车以外几乎所有的设备)，已经满足了能源独立性和能源使用便利性的两大战略目标。因此，本轮电改核心针对能源安全性、能源经济性和能源清洁性三大目标。
尤其是能源经济性目标，是打破电网垄断后直接希望获得的利益。之所以本轮电改启动安排在了2015年3月这个全社会用电量增速显著放缓的时间点上，正是因为符合“市场化+供过于求=价格下降”的客观规律。之所以本轮电改能获得各地方政府的极大配合与支持，“降电价”是一个极其重要的因素，因为降电价可以直接降低工业企业运营成本，尤其能够大幅提升高耗能产业的整体盈利水平。
从能源安全性的战略目标看，分为三个方面。一是常规调度运行的安全性，二是战时能源供给的连续性，三是价格被操纵的可能性。从常规调度运行安全性的角度看，本轮电改后电力调度机构既具备了更强的独立性，又仍在国家的高度管控下。从战时能源供给连续性的角度看，本轮电改中将不容易被全局性攻击的分布式能源的系统性建设放在了极为重要的位置;而随着输配电价的核定，“分布式能源相比集中式能源的价格优势等于输配电成本”的概念在数值上进一步得以明确。从价格被操纵的可能性角度看，本轮电改的启动时机选择了电力明显过剩的2015年，政策中否定了“发电企业直接投资与用户相连或与其投资的配电网相连的专线”的区域性发输配售一体化模式，并通过大规模特高压建设、分布式能源建设等方式减少电网阻塞及其所可能导致的价格异常。
而从能源清洁性的角度看，本轮电改中通过“优先发电”的制度性安排，给予风电、太阳能、生物质、水电、核电等清洁能源以不同程度的优先考量。
综上所述，本轮电改政策统筹考虑了国家能源战略的所有重要目标，从而有助于我国在2020年全面建成小康社会后，以更强的能源基础在国际社会中发挥更大的引导作用。
本轮电改的基本内容
在2002年启动的上一轮电改中，“厂网分离、主辅分离、输配分开、竞价上网”为四大核心任务，而受制于种种原因，“输配分开”、“竞价上网”两大任务并未完成。而本轮电改中，绕开了“输配分离”这个有较强阻力的政策目标，提出了市场化程度更高的以下目标：(1)在输配电成本核算的基础上放开其他竞争性环节电价(包含发电环节竞价上网目标，亦包含售电环节市场化目标)，(2)有序向社会资本开放配售电业务(售电环节全面放开，配电环节开放电网存量资产以外的部分)，(3)有序放开公益性、调节性以外的发用电计划(形成电力交易市场)，(4)将电力交易机构、电力调度机构从电网职能中独立出来(仅保留电网的“输电权”)。
纵观全球各国的电力体制改革方案，我国本轮的电改方案与美国最具活力的PJM电力市场最为接近，在管制自然垄断特征最为明显的输配电环节的同时全面放开发电与售电环节，从而在保障电力安全性的同时鼓励竞争，兼顾能源的安全性目标和经济性目标。
在本轮电改完成后，参与电力交易市场的大用户电度电价=电力交易价格+输配电成本(含线损和交叉补贴)+政府性基金，而不参与电力交易市场的中小用户电价=电力交易价格+输配电成本(含线损和交叉补贴)+政府性基金+售电公司竞争性收费。其中，对于特定用户而言，“输配电成本(含线损和交叉补贴)+政府性基金”是相对固定和不变的部分，前者按科学的方法论由成本加成所得并被严格监管，而“电力交易价格”和“售电公司竞争性收费”则是充分市场化的。因此，在本轮电改的目标达成后，电价的组成将不再包含垄断性利润。届时，电力在我国将被正式冠以“市场化”的称号。
本轮电改的推进情况
自2015年3月份电改9号文公布以来的近两年时间，本轮电改以超出绝大多数人想象的程度快速推进。本轮电改的推进情况，可以从方法论、电力交易中心设立、区域试点三个方面加以观察。
在方法论层面上，电改9号文为核心纲领性文件，2015年11月推出的6个配套文件为相对具体的结构性文件。在输配电成本环节，2015年6月的试行办法提出了如何核定输配电成本;在电力市场环节，2015年12月三个有关电力市场的征求意见稿交代了电力市场如何组织、运营、交易、监管;在配售电环节，2016年10月的两个正式文件分别规定了售电公司的准入退出及增量配电市场的放开办法。
在电力交易中心设立层面上，继2016年3月北京、广州两大国家级电力交易中心成立后，各地区域性电力交易中心陆续成立。截止16年11月末，除海南以外的省份均已成立电力交易中心。
在区域试点层面上，分为输配电价改革试点、售电侧改革试点和电力体制改革(综合)试点。输配电价改革试点方面，从2014年的深圳、2015年的蒙西、湖北、安徽、云南、贵州、宁夏，到2016年上、下半年的两大批试点，已经涵盖几乎全部的省份。售电侧改革试点方面，继重庆、广东、新疆兵团之后，2016年下半年又将福建、黑龙江、浙江、吉林、江西等列为试点省份。电力体制改革(综合)试点方面，在山西、云南、贵州、广西以后，2016年下半年有接近20个省份的方案获得批复。除了上述以省级行政单位为主体的分项改革试点外，以园区为单位的增量配电业务试点也从2016年8月开始展开，11月末第一批105个园区的试点方案已获批准。
综上所述，本轮电改的速度可以用“如火如荼”加以形容。而根据刚刚颁布的电力十三五规划，最终本轮电改完成的时间大约在2020年。在本轮电改全面完成前，有如下几个标志性时间节点：(1)2016年底前完成电力交易机构组建工作，(2)2017年底前完成输配电价核定工作，(3)2018年底前推出现货交易试点，并完成售电侧市场竞争主体培育工作，(4)2020年基本取消除优先发电以外的非调节性发电计划，并全面启动现货市场。
之所以本轮电改能以极快的速度得以推进，我们认为有以下几大理由：(1)在改革方案中，对于在技术和利益上较难开刀的“输配分离”目标进行一定妥协，(2)高举“降电价”大旗，从而获得地方政府的大力支持，(3)中央改革办督查组出手督导，(4)适逢国家电网高层换届。正是在上述因素的共同作用下，电改已经成为一股不可阻挡的历史潮流。
本轮电改对各方利益的影响
电网公司是电改中的核心改革对象。在上一轮电改完成后，虽然“厂网分离”、“主辅分离”的目标已经完成，但电网仍然享受着上网电价与销售电价之间的超额利润。本轮电改的核心是改变电价的决定公式，从而改变了电网的盈利模式。在本轮电改完成后，电网只能根据输配电价核定公式获得受管制的合理利润。根据目前已经公布的七个省份的输配电价核定结果，各试点省份电网在每一度电中损失了几分钱的利润。而在本轮电改中，暂时还没有改变的是基于容量的大用户基本电费。
在发电侧，在本轮电改前，火电、水电及其他类型的发电形式以各自的标杆电价将电力出售给电网。本轮电改完成后，则所有电力均将完全竞价上网。对于原先标杆电价较低的水电而言，本轮电改将大幅提升其电价水平，从而对其盈利带来较大的正面作用。对于火电而言，由于目前我国电力供给曲线的边际位置在火电的位置上，故而对于整体火电而言，电改对其影响并不显著。比较有争议的是新能源：新能源的发电分为两部分，一部分是保障性收购部分，另一部分是参与市场交易部分;前者的电价保持不变，而对于后者，新能源标杆电价原先在火电标杆电价以上的电价部分作为补贴保持不变，但其余部分在电改后将有非常大的概率参与竞价上网;对于不少限电严重地区，参与竞价上网意味着市场交易部分电量的整体电价将低于新能源标杆电价。
在售电侧，售电公司是本轮电改的新生产物，亦是本轮电改的新增赢利点。在售电侧改革速度最快的广东省，我们看到了2016年3-5月的售电侧出现了超过0.1元/度的不合理的超额利润，正是售电侧新增盈利点的真实写照。但从本轮电改的意图和国际经验来看，售电侧终将是充分竞争的。随着规则的完善和市场的充分竞争，从6月开始，广东省售电侧试点中的售电公司利润开始逐月下降。从长期来看，缺乏电力综合服务支撑的售电业务较难成为一个超额利润的聚集点。
在配电侧，随着2016年11月末105个园区增量配网试点的获准，配电侧出现了新增赢利点。配电侧的盈利模式在于：以较低的资产价格买入成熟园区的配电资产，以其区域垄断地位辅以售电和电力综合服务业务，从而获得超额利润。上述“配售一体化+电力综合服务”模式，获得了产业资本及金融资本的一致认可。但该模式的缺点在于，配电网的经营范围不具备扩张性，而低价获取增量配网资产所必须的要素(“地方关系”)亦缺乏跨区域的复制性。
对于用户侧，本轮电改后将享受因电网盈利模式变化、发电侧竞争及售电侧竞争而获得的电价下降。而用户电价将在电改后具备更强的波动性，能更好的反应电力市场供求关系的变化。
在本次电改中，还有一类特殊的主体将登上历史舞台，这就是“接近于用户侧且具备经济性条件的分布式电源”。上述分布式电源分为两种形式，一种是紧贴用户侧的分布式电源，一种是位处配电侧(园区)的分布式电源。其中，用户侧分布式电源与发电侧电源的价格竞争平衡条件为：用户侧分布式电源电价=发电侧电价+输配电成本(含线损及交叉补贴)+政府性基金;配电侧分布式电源与发电侧电源的价格竞争平衡条件为：配电侧分布式电源=发电侧电价+输电成本(含线损及交叉补贴)。根据已经公布输配电价的七个省份，10KV大工业用户的输配电成本(含线损及交叉补贴)均值约为0.168元/度，而各地的政府性基金均值为0.054元/度，两者合计约0.222元/度;而110KV以上输电成本均值为0.096元/度。故而用户侧分布式电源与配电侧分布式电源由此相比发电侧电源拥有越60%和26%的价格优势(注：发电侧电价取各当前省份脱硫煤电价的中值0.37元/度)。
综上所述，本次电改利好水电、利好配售电公司、利好分布式能源、利好电力用户，利空电网公司、利空严重限电地区集中式新能源，对火电和不限电地区集中式新能源相对中性。考虑到水电多为存量资产，故对于新进入的社会资本而言，未来最大的增量空间在于：紧密结合地方配网资源与低成本分布式能源，形成“发配售一体化+电力综合服务”的商业模式。
本轮电改启动至今近两年的时间，我国执政当局不仅在战略意图上清晰、正确，在工作开展技巧上巧妙、得当，而且在执行力上强大、高效。在可以预见的未来，本轮电力体制改革必将获得巨大的成功。而中国的能源战略目标将在本轮电改后获得极大的提升和夯实。
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自2015年3月中共中央电改9号文颁布以来，中国电力市场的深层次构架正在发生重大变化。纵观中国改革开放近40年的历史，各领域的市场化改革都是推动经济活力得以激发的重要手段，而市场化亦是发挥“价格”在宏观经济中的调控作用的根本保障。电力作为一种自然垄断属性极强的商品，其市场化过程必然存在来自物理属性、国家能源战略安全、既得利益集团利益的多重阻碍。而本轮电改的非凡之处，正是在于其冲出重重阻碍，以极快的速度开展着各项工作。
本文以国家能源战略为最高指引，以电价和超额收益为主线，总结了电改9号文颁布近两年来的电改工作情况。并希望通过深入的分析和梳理，指明未来产业和金融投资未来的前景与方向。
本轮电改的战略意图
电力作为能源最重要的组成部分，其体制改革必然关乎国家能源战略。从能源战略的角度看，能源独立性、能源安全性、能源经济性、能源清洁性及能源使用便利性是五大不可或缺的目标。电力作为我国具有100%独立性的能源(煤炭资源我国不依赖进口)，作为使用最为便利的能源(目前可以驱动除汽车以外几乎所有的设备)，已经满足了能源独立性和能源使用便利性的两大战略目标。因此，本轮电改核心针对能源安全性、能源经济性和能源清洁性三大目标。
尤其是能源经济性目标，是打破电网垄断后直接希望获得的利益。之所以本轮电改启动安排在了2015年3月这个全社会用电量增速显著放缓的时间点上，正是因为符合“市场化+供过于求=价格下降”的客观规律。之所以本轮电改能获得各地方政府的极大配合与支持，“降电价”是一个极其重要的因素，因为降电价可以直接降低工业企业运营成本，尤其能够大幅提升高耗能产业的整体盈利水平。
从能源安全性的战略目标看，分为三个方面。一是常规调度运行的安全性，二是战时能源供给的连续性，三是价格被操纵的可能性。从常规调度运行安全性的角度看，本轮电改后电力调度机构既具备了更强的独立性，又仍在国家的高度管控下。从战时能源供给连续性的角度看，本轮电改中将不容易被全局性攻击的分布式能源的系统性建设放在了极为重要的位置;而随着输配电价的核定，“分布式能源相比集中式能源的价格优势等于输配电成本”的概念在数值上进一步得以明确。从价格被操纵的可能性角度看，本轮电改的启动时机选择了电力明显过剩的2015年，政策中否定了“发电企业直接投资与用户相连或与其投资的配电网相连的专线”的区域性发输配售一体化模式，并通过大规模特高压建设、分布式能源建设等方式减少电网阻塞及其所可能导致的价格异常。
而从能源清洁性的角度看，本轮电改中通过“优先发电”的制度性安排，给予风电、太阳能、生物质、水电、核电等清洁能源以不同程度的优先考量。
综上所述，本轮电改政策统筹考虑了国家能源战略的所有重要目标，从而有助于我国在2020年全面建成小康社会后，以更强的能源基础在国际社会中发挥更大的引导作用。
本轮电改的基本内容
在2002年启动的上一轮电改中，“厂网分离、主辅分离、输配分开、竞价上网”为四大核心任务，而受制于种种原因，“输配分开”、“竞价上网”两大任务并未完成。而本轮电改中，绕开了“输配分离”这个有较强阻力的政策目标，提出了市场化程度更高的以下目标：(1)在输配电成本核算的基础上放开其他竞争性环节电价(包含发电环节竞价上网目标，亦包含售电环节市场化目标)，(2)有序向社会资本开放配售电业务(售电环节全面放开，配电环节开放电网存量资产以外的部分)，(3)有序放开公益性、调节性以外的发用电计划(形成电力交易市场)，(4)将电力交易机构、电力调度机构从电网职能中独立出来(仅保留电网的“输电权”)。
纵观全球各国的电力体制改革方案，我国本轮的电改方案与美国最具活力的PJM电力市场最为接近，在管制自然垄断特征最为明显的输配电环节的同时全面放开发电与售电环节，从而在保障电力安全性的同时鼓励竞争，兼顾能源的安全性目标和经济性目标。
在本轮电改完成后，参与电力交易市场的大用户电度电价=电力交易价格+输配电成本(含线损和交叉补贴)+政府性基金，而不参与电力交易市场的中小用户电价=电力交易价格+输配电成本(含线损和交叉补贴)+政府性基金+售电公司竞争性收费。其中，对于特定用户而言，“输配电成本(含线损和交叉补贴)+政府性基金”是相对固定和不变的部分，前者按科学的方法论由成本加成所得并被严格监管，而“电力交易价格”和“售电公司竞争性收费”则是充分市场化的。因此，在本轮电改的目标达成后，电价的组成将不再包含垄断性利润。届时，电力在我国将被正式冠以“市场化”的称号。
本轮电改的推进情况
自2015年3月份电改9号文公布以来的近两年时间，本轮电改以超出绝大多数人想象的程度快速推进。本轮电改的推进情况，可以从方法论、电力交易中心设立、区域试点三个方面加以观察。
在方法论层面上，电改9号文为核心纲领性文件，2015年11月推出的6个配套文件为相对具体的结构性文件。在输配电成本环节，2015年6月的试行办法提出了如何核定输配电成本;在电力市场环节，2015年12月三个有关电力市场的征求意见稿交代了电力市场如何组织、运营、交易、监管;在配售电环节，2016年10月的两个正式文件分别规定了售电公司的准入退出及增量配电市场的放开办法。
在电力交易中心设立层面上，继2016年3月北京、广州两大国家级电力交易中心成立后，各地区域性电力交易中心陆续成立。截止16年11月末，除海南以外的省份均已成立电力交易中心。
在区域试点层面上，分为输配电价改革试点、售电侧改革试点和电力体制改革(综合)试点。输配电价改革试点方面，从2014年的深圳、2015年的蒙西、湖北、安徽、云南、贵州、宁夏，到2016年上、下半年的两大批试点，已经涵盖几乎全部的省份。售电侧改革试点方面，继重庆、广东、新疆兵团之后，2016年下半年又将福建、黑龙江、浙江、吉林、江西等列为试点省份。电力体制改革(综合)试点方面，在山西、云南、贵州、广西以后，2016年下半年有接近20个省份的方案获得批复。除了上述以省级行政单位为主体的分项改革试点外，以园区为单位的增量配电业务试点也从2016年8月开始展开，11月末第一批105个园区的试点方案已获批准。
综上所述，本轮电改的速度可以用“如火如荼”加以形容。而根据刚刚颁布的电力十三五规划，最终本轮电改完成的时间大约在2020年。在本轮电改全面完成前，有如下几个标志性时间节点：(1)2016年底前完成电力交易机构组建工作，(2)2017年底前完成输配电价核定工作，(3)2018年底前推出现货交易试点，并完成售电侧市场竞争主体培育工作，(4)2020年基本取消除优先发电以外的非调节性发电计划，并全面启动现货市场。
之所以本轮电改能以极快的速度得以推进，我们认为有以下几大理由：(1)在改革方案中，对于在技术和利益上较难开刀的“输配分离”目标进行一定妥协，(2)高举“降电价”大旗，从而获得地方政府的大力支持，(3)中央改革办督查组出手督导，(4)适逢国家电网高层换届。正是在上述因素的共同作用下，电改已经成为一股不可阻挡的历史潮流。
本轮电改对各方利益的影响
电网公司是电改中的核心改革对象。在上一轮电改完成后，虽然“厂网分离”、“主辅分离”的目标已经完成，但电网仍然享受着上网电价与销售电价之间的超额利润。本轮电改的核心是改变电价的决定公式，从而改变了电网的盈利模式。在本轮电改完成后，电网只能根据输配电价核定公式获得受管制的合理利润。根据目前已经公布的七个省份的输配电价核定结果，各试点省份电网在每一度电中损失了几分钱的利润。而在本轮电改中，暂时还没有改变的是基于容量的大用户基本电费。
在发电侧，在本轮电改前，火电、水电及其他类型的发电形式以各自的标杆电价将电力出售给电网。本轮电改完成后，则所有电力均将完全竞价上网。对于原先标杆电价较低的水电而言，本轮电改将大幅提升其电价水平，从而对其盈利带来较大的正面作用。对于火电而言，由于目前我国电力供给曲线的边际位置在火电的位置上，故而对于整体火电而言，电改对其影响并不显著。比较有争议的是新能源：新能源的发电分为两部分，一部分是保障性收购部分，另一部分是参与市场交易部分;前者的电价保持不变，而对于后者，新能源标杆电价原先在火电标杆电价以上的电价部分作为补贴保持不变，但其余部分在电改后将有非常大的概率参与竞价上网;对于不少限电严重地区，参与竞价上网意味着市场交易部分电量的整体电价将低于新能源标杆电价。
在售电侧，售电公司是本轮电改的新生产物，亦是本轮电改的新增赢利点。在售电侧改革速度最快的广东省，我们看到了2016年3-5月的售电侧出现了超过0.1元/度的不合理的超额利润，正是售电侧新增盈利点的真实写照。但从本轮电改的意图和国际经验来看，售电侧终将是充分竞争的。随着规则的完善和市场的充分竞争，从6月开始，广东省售电侧试点中的售电公司利润开始逐月下降。从长期来看，缺乏电力综合服务支撑的售电业务较难成为一个超额利润的聚集点。
在配电侧，随着2016年11月末105个园区增量配网试点的获准，配电侧出现了新增赢利点。配电侧的盈利模式在于：以较低的资产价格买入成熟园区的配电资产，以其区域垄断地位辅以售电和电力综合服务业务，从而获得超额利润。上述“配售一体化+电力综合服务”模式，获得了产业资本及金融资本的一致认可。但该模式的缺点在于，配电网的经营范围不具备扩张性，而低价获取增量配网资产所必须的要素(“地方关系”)亦缺乏跨区域的复制性。
对于用户侧，本轮电改后将享受因电网盈利模式变化、发电侧竞争及售电侧竞争而获得的电价下降。而用户电价将在电改后具备更强的波动性，能更好的反应电力市场供求关系的变化。
在本次电改中，还有一类特殊的主体将登上历史舞台，这就是“接近于用户侧且具备经济性条件的分布式电源”。上述分布式电源分为两种形式，一种是紧贴用户侧的分布式电源，一种是位处配电侧(园区)的分布式电源。其中，用户侧分布式电源与发电侧电源的价格竞争平衡条件为：用户侧分布式电源电价=发电侧电价+输配电成本(含线损及交叉补贴)+政府性基金;配电侧分布式电源与发电侧电源的价格竞争平衡条件为：配电侧分布式电源=发电侧电价+输电成本(含线损及交叉补贴)。根据已经公布输配电价的七个省份，10KV大工业用户的输配电成本(含线损及交叉补贴)均值约为0.168元/度，而各地的政府性基金均值为0.054元/度，两者合计约0.222元/度;而110KV以上输电成本均值为0.096元/度。故而用户侧分布式电源与配电侧分布式电源由此相比发电侧电源拥有越60%和26%的价格优势(注：发电侧电价取各当前省份脱硫煤电价的中值0.37元/度)。
综上所述，本次电改利好水电、利好配售电公司、利好分布式能源、利好电力用户，利空电网公司、利空严重限电地区集中式新能源，对火电和不限电地区集中式新能源相对中性。考虑到水电多为存量资产，故对于新进入的社会资本而言，未来最大的增量空间在于：紧密结合地方配网资源与低成本分布式能源，形成“发配售一体化+电力综合服务”的商业模式。
本轮电改启动至今近两年的时间，我国执政当局不仅在战略意图上清晰、正确，在工作开展技巧上巧妙、得当，而且在执行力上强大、高效。在可以预见的未来，本轮电力体制改革必将获得巨大的成功。而中国的能源战略目标将在本轮电改后获得极大的提升和夯实。
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索比光伏网 https://news.solarbe.com/201612/27/106581.html
