电改行业分析报告.docx

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电改行业分析报告

2017年电改行业分析报告

2017年7月

适应当前形势，电改势在必行。

2002年电改5号文仅实现“厂网分开，主辅分离”，电力市场并没有有效形成。

当前电力市场新的挑战不断出现，与目前电力体制的矛盾愈发突出，主要表现在：

电力价格仍未市场化，发电企业对价格不敏感；电力需求放缓、供应过剩，有推动供给侧竞争的环境；新能源接入成能源发展趋势，需要营造新环境。

加之当前经济下行，迫切需要通过改革释放红利，增强市场活力。

新一轮的电改在这样的背景下应运而生。

顶层设计指明改革方向，配套文件持续密集落地。

2015年3月，国务院颁布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号）》，明确了“管住中间，放开两头”的体制架构，改革的重点和基本路径可以概括为“三放开、一独立、三加强”。

电改9号文的发布，标志着本轮电改的顶层设计出炉，电改大幕正式拉开。

随着6大核心配套文件的落地和更多配套文件的密集颁布，本轮电改迈出了实质性步伐。

电改试点进展良好，以点带面全面铺开。

2016年3月1日，北京电力交易中心和广州电力交易中心分别挂牌成立。

截至目前，全国成立了33家省级电力交易中心，其中广东电力交易中心在交易规则探索和交易数量上均走在全国前列。

目前，已有16家省级输配电价标准已获得国家发改委批复执行，有14个省（市）开展了售电侧改革试点，23个省市开展了电改综合试点。

截至2017年4月，我国已有16个省市公示了1300多家售电公司，多家上市公司也在积极布局售电公司。

能源局公布了106个增量配电网试点项目，PPP模式将是增量配电网投资中的重要方式。

改革进展顺利，将打破原有利益格局。

新电改的核心在于理顺电价形成机制，逐步放开发用电计划，建立电力交易的市场化机制以及独立的电力交易机构，在需求侧建立市场机制。

改革将促进发电企业提质增效，发电企业的竞争或将出现两极分化。

电改将直接影响电网企业的收益模式，电网企业需要通过各种方法提高盈利能力。

售电侧改革通过增加投资主体，带动配电网建设发展。

PPP模式将改变现有售电盈利模式，配网设备制造商有望以工程总包EPC的模式，带动设备制造收入，布局配售电一体化公司。

一、适应当前形势，电改势在必行

我国电力工业起步较晚，随着改革开放后经济的快速发展，国内用电量得到大幅提升，我国陷入了长期的电力短缺的局面。

到2002年，供用电基本趋于均衡，但电价过高的问题仍然存在，且由于垄断经营的体制性缺陷日益明显，省际之间市场壁垒阻碍了跨省电力市场的形成和电力资源的优化配置。

当时现行的管理方式已经不适应发展要求，国务院颁布了《电力体制改革方案》（又称电改“5号文”），开启了我国电力体制改革的大幕。

电改“5号文”指明了我国电力市场化的中长期路线。

按照5号文的规划，我国电力体制改革分为厂网分开、主辅分离、输配分开和竞价上网四个部分。

从实施情况来看，“厂网分开”基本实现，2002年底，原国家电力公司拆分为5大发电集团、2家电网公司和4家辅业集团；“主辅分离”则是通过重组形成了中国能源建设集团和中国电力建设集团。

1、电力价格仍未市场化，发电企业对价格不敏感

但2002年电改5号文仅实现“厂网分开，主辅分离”，随着国家电网“三集五大”的实行以及特高压网架的逐步建成，将国家电网拆分成五大区域电网的设想愈发难以实现，由于电网的“自然垄断”属性以及电网企业通过购销差价获取垄断利润的盈利模式，“输配分离”的改革阻力巨大，同时由于2002年前后的电力供应形势紧张，电力供应基本均衡，“竞价上网”很难实现。

经过十多年的发展，我国的电力工业取得了长足的进步，电力短缺的问题已不复存在，电力供应已呈现出供过于求的态势。

当前电力市场发生了新的变化，新的挑战不断出现，与目前电力体制的矛盾愈发突出。

目前我国的电价体系分为上网电价、输配电价和销售电价，销售电价分为工商业、农业和居民用电三类。

1985年后我国实行了多种电价制度，1987年发布的《关于多种电价实施办法的通知》将电价划分为指令性电价和指导性电价，但电价未能反映供需关系，导致煤电价格矛盾突出，发电企业普遍出现亏损。

为了缓解这一问题，2004年12月国家发改委出台了煤电价格联动政策，实现上网电价与煤炭价格、销售电价与上网电价联动，销售电价仍由发改委进行核定和调整。

然而由于居民电价需要保持平稳等非市场化因素，销售电价的提高幅度远低于上网电价浮动的幅度，导致电网企业持续承压，发电企业的燃料成本上升无法通过市场机制传导至用户，销售电价的交叉补贴现象严重。

另一方面，我国发电计划由政府根据上一个年度的全社会用电量对下一个年度的电力需求做出预测和各省的发电计划，再具体到各个电厂执行。

在计划发电模式下，企业的发电量并非根据电厂的发电成本、能耗水平等竞争优势来决定，而是基于政府制定的配额来制定生产计划，低耗能、低成本的机组和企业不能完全发挥优势，不利于资源的优化配置和能源结构的优化。

发电企业产出的电能仅由电网一家企业统购，发电厂之间基本没有竞争，因而企业对电力价格不敏感。

虽然我国开放了大用户直购电，但仅仅占全部用电量的很小一部分，总体来说电力价格仍未实现市场化，不能适应当前的经济社会发展。

2、电力需求放缓、供应过剩，有推供给侧竞争的环境

2002年的电力改革将方向定为“厂网分开、主辅分离、输配分离、竞价上网”，意图在发电侧引入竞争机制，但当时由于电力紧缺，并没有形成改革的有利环境，电力市场基本属于卖方市场。

为了保证在此环境下的电价水平，“竞价上网”不具备实施的条件。

自2002年以来，我国电力装机保持高速增长，“十二五”和“十三五”期间我国电力装机容量分别增长49%和31%，2012-2016年均电力装机容量超过1亿千瓦。

经过十多年的高速建设，我国“电荒”问题得到有效解决，电力装机完成了从严重不足到适度超前的过程。

而由于当前经济下行，GDP增长率降低，整体电力需求放缓，而电力装机依旧保持高增速。

由于建设惯性以及处于地方利益考虑等问题，各地仍在报批火电项目，加之新能源渗透率不断提高，而弃风弃光率却居高不下，电力供需关系发生了变化。

考虑到当前电力供应形势是供大于求，整体电力市场已经逐步转化为买方市场，电力“竞价上网”已具备实施的条件。

3、新能源接入成能源发展趋势，需要营造新环境

煤炭石油等石化资源的开采不具备可持续性，积极开发利用可再生资源是实现社会可持续发展的基本需求。

同时，由于经济增长过快导致我国石化能源消耗量巨大，环境污染问题日益突出，急需通过对新能源的有效利用来减少石化能源的消耗。

开发利用可再生能源是建设资源节约型社会，环境友好型社会和实现可持续发展的基本要求，也是我国能源发展战略的必然方向。

我国新能源发电资源丰富，新能源发电技术经过多年的发展已经较为成熟。

在政策支持下，我国已具备开发利用新能源的产业基础，发展新能源成为必然趋势。

我国现阶段新能源消纳问题是制约新能源发展的主要瓶颈，其主要原因一是新能源发电经济性还不占优，一定程度上还依赖补贴等支持政策。

其次，新能源发电具备一定的波动性，需要电网的调峰能力较强，为保证电网的安全运行，电网对新能源的消纳动力不足；最后，由于新能源发电区域和电力需求区域分属于不同的省份，需求省份出于对本省发电企业的利益保护对外送的新能源发电的消纳意愿普遍不强。

因此解决新能源消纳问题，除了在硬件方面的升级改造之外，通过电改完善市场化机制建设，从而增强新能源消纳的竞争力，提高消纳水平是当前的一项重要任务。

主要途径包括完善调峰辅助服务的补偿机制，从而增加火电机组调峰积极性，建立新能源发电的保障性收购机制，从而增强新能源发电在电力市场中的竞争力。

综上所述，由于体制因素、供需关系以及能源发展的新形势下，我国目前的电力体制已不能满足当前电力市场的发展需要，加之当前经济下行，迫切需要通过改革释放红利，增强市场活力。

新一轮的电改在这样的背景下应运而生。

二、顶层设计指明改革方向，配套文件持续密集落地

1、电改9号文发布，顶层设计出炉

2015年3月，国务院颁布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号）》，明确了“管住中间，放开两头”的体制架构，改革的重点和基本路径可以概括为“三放开、一独立、三加强”，放开新增配售电市场，放开输配以外的经营性电价，公益性调节性以外的发电计划放开；交易机构相对独立；加强政府监管，强化电力统筹规划，强化和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平。

电改9号文的发布，标志着本轮电改的顶层设计出炉，电改大幕正式拉开。

与2002年电改的环境不同，电力供需关系的改变是推进本轮电改的主要推动力量，与电改“5号文”相比，本轮电改“打破垄断，引入竞争”的核心目标是一致的，而在操作层面上，2002年的电改主要实现了在发电侧引入竞争，并未形成有效的电力市场，本轮电改的核心意在建立市场化机制，从输配电价核定、发电侧改革、售电侧放开等角度全面建立电力市场，不仅是对5号文指导思想的延续和推进，且加入了诸如针对新能源消纳等新问题的改革方案。

当前经济下行的整体环境将倒逼改革发力，随着配套文件的密集颁布，本轮电改将迈出实质性步伐，释放巨大的改革红利。

2、配套文件出台，电改试点逐步推进

电力市场整体规划：

电力市场指的是电力生产者与消费者进行电力交易，并确定价格与数量的广义场所，电力市场的关键特征是充分的竞争。

其主要由现货市场和中长期市场构成。

现货市场主要开展日前、日内以及实时电能交易和调峰调频等辅助服务的交易，中长期市场主要开展以年、季、月、周等日以上的电能交易以及调压等辅助服务交易活动。

现阶段我国处于电力市场初期阶段，主要以中长期交易为主。

建立有效的电力市场是本轮电改的核心。

推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制是电改9号文“构建有效竞争的市场结构和市场体系”的中心工作。

电力市场改革的总体思路是通过建立公平、规范、高效的电力交易平台，引入市场竞争，打破市场壁垒，在具备条件的地区逐步建立现货交易为辅，中长期交易为主的电力交易机制。

通过建立功能完善的交易市场，达到最终由市场来决定价格。

在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。

2015年11月发布的《关于推进电力市场建设的实施意见》是电力市场整体规划的纲领性文件，也是9号文的核心配套文件之一。

《意见》的总体实施路径是有序放开发用电计划和竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。

《电力市场运营基本规则》、《电力市场监管办法（征求意见稿）》和《电力中长期交易基本规则（暂行）》明确了电力市场的交易体系、监管机制等，形成了一个比较完整的市场交易及监管体系。

发电侧改革：

由于电力需求增速放缓，而电力装机却一直保持较高增速，加之新能源发电的不断接入，造成当前发电侧，尤其是火电机组的利用小时数不断降低，当前电力供给过剩的局面与计划体制的矛盾愈发凸显。

推进发用电计划改革是本轮深化电力体制改革的重点任务之一。

目前我国发电侧生产高度计划，发电企业根据政府制定发电计划安排生产，且只面对电网一家企业进行电力销售，各个发电厂之间基本不存在竞争，对电价不敏感，需要通过建立有效的电力市场，释放发用电计划交由市场来配置，从而还原电力的商品属性。

但是完全竞争的电力市场也是不可行的，这主要因为电力除了具有商品属性，还具有一定的特殊性。

它的公共事业属性要求居民、农业和其他公益性事业等价格需要保持在较低水平，同时电力系统影响国民生产生活的每一个环节，保障电力系统的安全稳定尤为重要。

当前，新能源发电目前成本仍较高，竞争力不及传统火电，需要政策保障其发展。

我国电力市场尚处于起步阶段，若完全放开发用电计划，则可能引起公共事业领域价格波动、电力系统稳定性受到影响、新能源发电发展受限等一系列问题，因此本轮电改强调“有序放开”。

总体思路是通过优先购电和优先发