电改对电力企业的影响Word文档格式.docx

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综合现有相关各种改革方案，输配电价由政府按“准许成本加合理收益”原则分电压等级核定，用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。

新的输配电价中已经不含购电成本，与现有业务模式下的销售电价相比会大大降低。

因此，新电改方案实施后两大电网的营业收入会大幅下降，以营业收入为标准的各种排名也相应大幅下降。

（二）对电网企业成本费用结构的影响

　　现有业务模式下，电网企业的成本项目构成大体包括购电费用、折旧费、电网检修运行费用、人力资源成本、营销费用、安全费用、科技开发费用以及其他管理费用等。

在电网企业的成本费用结构中,一般来说，购电费用约占80%,固定资产相关成本约占10%,人力资源相关成本约占6%,其他管理费用约占4%。

　　新电改方案实施后，电网企业的核心业务是输配电，收取过网费，购电成本在电网企业成本费用中所占比重会大大减少，与固定资产相关的折旧费用、检修运行费用等所占比重会大大上升，将会成为电网企业成本管理的重点。

　　（三）对电网企业利润的影响

　　现有业务模式下，电网企业集输电、配电、售电业务于一体，利润来源于售电收入减去相关成本费用。

较长的业务链条和极高的市场占有率给两大电网带来较大的盈利空间，使其在国资委对中央企业负责人的年度考核中都能获得A级评价。

　　新电改方案实施后，电网企业除垄断输电业务外，其他业务都要引入竞争。

盈利模式发生了质的变化，利润来自过网费与相关成本费用差。

业务领域的缩减带来收入的减少，从而利润总额也会相应减少。

　　（四）对电网企业现金流量的影响

　　现有业务模式下，两大电网从发电企业购电，通过输、配、售将电力产品销售给最终用户。

两大电网通过一系列现代化技术手段和较高的应收账款管理水平，基本做到以预收款方式从最终电力用户处收取电费。

两大电网与发电企业的谈判中处于较为强势的地位，支付给发电企业的电费基本滞后一个月按月结算。

这种预收电费和应付发电企业电费的策略给电网企业带来巨额的无息现金，降低了电网企业的财务成本。

　　新电改方案实施后，业务模式的转变会导致电网企业的营业收入大幅下降，由于竞争的加剧，继续向电力用户预收输配电费也存在一定的难度，发电企业的电费更没有占用的可能。

因此电网企业的现金流会受到极大的影响。

　　3新电改方案对电网企业财务管理的影响

（一）对电网企业投资管理的影响

　　现有业务模式下，电网企业持有巨额无息现金流可以满足投资所需要的资金，投资项目中财务成本低，投资形成的全部固定资产所计提的折旧在销售电价中会得到完全补偿。

新电改方案实施后，由于电网企业现金流的减少，输配资产投资所需要资金需要支付一定的成本，导致输配电资产投资成本增加。

　　深圳市电网输配电价改革的试点方案中，对“究竟哪些资产可以算作是输配电成本”进行了严格限制，除了电力行业管理部门认定符合规划的包括线路、变电设备以及其他与输配电业务相关的资产外，未经政府投资主管部门或国有资产管理部门审批、企业自行建设的输配电资产、从电网企业分离出来的辅业、多经及三产资产全部被排除在输配电固定资产之外。

　　综上所述，新电改方案实施后，由于电网企业投资项目财务成本会增加，投资形成的固定资产折旧能否计入输配电价中的准许成本具有一定的不确定性。

由于输配资产投资大，回收期长，如果折旧不能计入输配电价中的准许成本，则会给电网企业带来巨大的财务负担。

因此输配电项目资本预算将会是电网企业财务管理的重要内容。

（二）对电网企业融资管理的影响

　　由于新电改方案会对电网企业的现金流带来重大冲击，电网企业要可持续发展，还需要不断进行投资，投资就需要去筹集资金。

电网企业要想方设法去筹集低成本、低风险资金。

　　现有业务模式下，电网企业“不差钱”。

短期融资券作为目前主要融资方式，具有成本低、期限短的特点。

新电改方案实施后，需要采取多元化融资方式，以达到降低融资成本和风险的目标。

由于电网企业不属于公众公司，不能使用发行股票、权证、可转债、优先股等新型的融资方式，但可以选择公司债等融资方式。

　　（三）对电网企业成本管理的影响

　　现有业务模式下，购电成本在电网企业成本中所占比重高，是电网企业成本管理的重点。

新业务模式下，输配电资产折旧在总成本中所占比重高，是电网企业成本管理的重点。

在折旧方法和折旧年限一定的条件下，这折旧成本大小由输配电资产建设成本决定。

因此输配电建设项目成本控制将成为电网企业成本管理核心

新电改博弈售电的放开直接影响到的是电网公司的盈利模式

新一轮电改正在征求意见之中，按照原定的计划，将于年底开始实施。

但目前实施时间仍是未知数。

　　一位来自电力系统的人士告诉21世纪经济报道记者，经过数次修改和征求意见，已初步形成的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（征求意见稿）》（以下称“征求意见稿”）已发至各相关单位。

　　这份征求意见稿由国家发改委牵头制定。

去年，十八届三中全会的决议中提到了关于国有资本继续控股经营的自然垄断行业改革和市场决定价格机制都直接指向了电力行业。

新一轮电改于是启动。

　　早在2002年，国务院颁发的《电力体制改革方案》（以下简称5号文）对电力改革步骤分为五步推进：

即“政企分开、厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”，这对电力行业影响巨大。

　　十多年过去了，但在一些领域，电改并没有达到5号文设计的目标。

2002年底五大发电集团成立，“厂网分开”基本实现，发电环节实现独立；

“主辅分离”虽在2011年逐步落地，但至今仍争议颇多；

“输配分开”和“竞价上网”两项内容仍没有实质性进展。

　　新一轮电力体制改革已经迫在眉睫，6月份召开的中央财经领导小组第六次会议中明确提出了，要抓紧制定电力体制改革，启动能源领域法律法规立改废工作。

　　21世纪经济报道记者获悉，经过多轮征求意见和反复修改的征求意见稿，没有将“输配分开”列入讨论范围，对于外界热议的可能拆分电网公司的做法也并未提及，而是以“放开两头、监管中间”为原则，围绕“四放开一独立”展开——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。

　　售电放开

　　一位不具名的电力系统内部人士对21世纪经济报道透露，新一轮电改将会在售电侧强化竞争机制，形成市场化的售电新机制。

　　从电力系统的发、输、配、售四环节来看，继发电放开后，售电将成为第二个被放开的环节，而这一步迈了十年之久。

　　今年全国两会期间，国家能源局副局长史玉波接受媒体采访时就曾公开表示，当下电改将“放开售电侧，让用户选择售电商进行交易”。

　　售电放开改革从某种意义上会改变电网的盈利模式。

在此之前，电网的主要收益来自上网电价与销售电价之差，这部分收益直接构成了电网主要的盈利来源。

售电侧分离后，输配电价将会取而代之，成为电网的主要收益。

这与过去电网所习惯的盈利模式完全不同。

　　针对售电放开，目前五大发电集团态度不明。

根据今年6月份国家发改委召集五大发电集团研讨电改的情况看，当时发电企业主要担心售电放开后收益不稳定或会受损。

　　虽然发电集团对此项改革态度并不积极，但对于政策设计者来说，更担心的是，如果一旦放开，这些发电企业在部分售电市场上将形成垄断局面。

　　可供参考的是在发电侧的改革。

虽然5号文中规定了，每个发电企业在各电力市场中的份额原则上不超过20%的比例，但是现实中，仍有企业远超过这一比重。

　　有相关人士建议，此次售电放开也需要考虑这一点，规定售电企业的市场份额。

　　除了发电企业参与售电外，其他几类开放售电的主体还包括工业园区、公共服务行业和节能服务公司等。

　　大型工业园区成为拉动地方经济发展的有效力量，若允许工业园区参与售电业务，有可能会产生一批由园区管理者直接组建的售电公司，直接与园区内大用户进行直接交易，这会催生出一种全新的交易模式。

也让大用户直购电在未来的售电市场中可能占据一定份额。

　　华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣认为：

下一步应该增加大用户直购电市场化试点，并且加以规范。

　　另一个不可忽视的力量是公共服务行业和节能服务公司。

根据国家发改委公布的调查数据显示，截至2012年底，全国从事节能服务的企业为4175家，其中节能服务公司名单总数已达3210家。

　　此次售电侧放开，将会为节能服务公司打开了一项新的业务领域，也是一次不错的发展机会。

　　除上述外，分布式电源用户、其他社会资本等在符合一定资质条件下，也可以成立售电企业的方式成为新的售电主体。

　　在接受21世纪经济报道记者采访时，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强建议应当对售电放开进行试点，他认为，售电侧放开最需要考虑电价会降低还是上涨。

“今后拆分售电一定要增加一道成本。

若售电引入市场竞争，电价会变低吗？

只能说可能会。

”

　　中国能源网首席信息官、董事总经理韩小平告诉21世纪经济报道记者，由于各地的资源配置都不一样，因此售电公司如何开展售电业务，还需要详细规划。

　　输配电价如何核定？

　　售电放开后，电网公司的收入将以输配电价取而代之，输配电价如何定价对其影响巨大。

然而怎样算清楚输配电价，一直是阻碍电力改革进行的一大问题。

一位参与电力改革的能源局官员曾公开表示，电网的输电成本一日算不清，电网就一日不可能支持电改。

　　自2002年提出直购电试点以来，国家发改委就与电网开始商讨输配电价的核定。

之后，在2005年发布的《输配电价管理暂行办法》第四条中提出，电网输电业务、配电业务应逐步在财务上实行独立核算。

但输配定价问题仍一直没有解决。

　　而今，在售电侧进一步放开的情况下，输配电价面临新的改革机遇。

为了保证国网公司的收入在改革初期不会出现太大波动，初期在输配电价的核定方法会有过渡原则。

一位电网内部人士对21世纪经济报道记者称，输配电价将采用过网费的形式，在起步阶段由平均购销差价形成。

　　针对如何独立核算输配电价？

中电联副秘书长欧阳昌裕认为可以通过地方的销售电价减去上网电价，形成一个固定的输配电价，每年进行一次核算，不出四五年就能完全摸清该地区的输配电价的成本。

　　这样的核算方法或许可以保证，在过渡阶段，电网的收益波动不会太大，但随着改革的逐步推进，输配电价终将拥有更加市场化的核算方法。

一位知情人士透露，随着改革的深入，输配电价的核算方法最终将采用“成本+合理收益”的方式确定，并会逐渐趋于市场化，以保证电网收益逐步趋向稳定。

　　除此之外，对市场放开的还有电网的增量配电业务。

这次改革方案没有涉及存量输配电资产的拆分，主要是考虑到资产庞大、涉及利益太多，改革难以推进，因此只在新增的配电业务中允许各投资主体进入。

而对于增量配电业务，部分发电企业、尤其是分布式电源投资企业的积极性最高。

　　交易平台独立运行？

　　根据“四放开一独立”的原则，此次电改受到影响的还有现有的交易模式，而对于国网而言，这或许是争议较大的一环。

　　目前，中国电力交易中心隶属于国网。

“国家电网交易中心”于2006年10月全部完成组建，是电网公司归口负责电力市场建设、电力交易组织和电力市场服务等工作的职能部门。

其工作职责是负责电力市场体系建设和管理；

负责季度、月度电力市场交易计划管理；

组织电力交易；

交易合同、购售协议签订的组织工作，并进行电量结算和交易统计分析等。

　　根据知情人士透露，交易平台独立已被提出多年，此前一直因为不具备独立条件而夭折，此次电改是否会真的将交易独立似乎并不明确。

而若真将交易与其他业务分开，意味着将电力交易系统交予政府直接监管。

　　如果交易中心独立，直接受到影响的便是电力调度。

国务院研究室综合经济司司长范必曾表示：

“电力调度在组织和协调电力系统运行和电力市场交易中具有举足轻重的影响力。

”那么，如果交易独立，那么调度是否也应独立出来？

　　“应当将调度机构从电网企业中分离出来，组建独立的调度交易结算中心，负责电力市场平台建设和电力交易、计量与结算，组织和协调电力系统运行，确保电力调度交易的公开、公平、公正，还有电网的无歧视公平开放。

”范必认为。

　　韩小平则告诉记者，调度是容易出现腐败的环节，它是一个核心利益，要把调度独立出来，是很关键的一步。

　　但调度是涉及买卖双方的，如果调度独立，即会增加很多成本。

“因此要谨慎一些，运用试点，核算收益。

”林伯强说。

电力体制改革过渡期交易市场特点及对发电企业影响

国家加快推动能源消费供给和体制革命为电力工业发展指明了方向，作为能源革命的重要内容，新一轮电力体制改革已经箭在弦上，电力市场化改革意义深远，深刻认识和理解电力市场的新特点，采取措施积极应对，将为集团公司未来健康发展打下坚实基础。

　　党的十八届三中全会提出，要发挥市场在资源配置中的决定作用，完善主要由市场决定价格的机制，推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域改革。

今年6月13日，中央财经领导小组召开第六次会议，专题研究我国能源安全战略，习总书记在会上强调“要坚定不移推进改革”，推动能源消费、供给、技术、体制四个革命，要求国家发改委等有关部门“抓紧制定电力体制改革的总体方案”，并要求在今年底前拿出新电改方案。

新一轮电改已剑在弦上，迫在眉睫。

双辽电厂外景（高莹陈伟胜摄）

　　一、对电力市场化改革的总体判断

　　按照第六次中央财经领导小组会议精神，新一轮电改大方向是：

还原电力商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定价格的机制。

具体措施可能包括：

放开上网侧和售电侧，核定独立的输配电价，逐步取消发电量计划，建立独立的电力交易平台，培育并成立若干个独立的售电商，发电企业的电量、电价逐步由市场供需双方协商或竞争形成。

新一轮电改最显著特征是市场化，具体到发电侧，就是今后计划电量急剧减少，交易电量大幅增加，最终实现全电量市场交易。

　　根据改革形势判断，2015年，电力行业将正式进入改革过渡期，其标志是计划与市场双轨运行。

发电企业将面临全新的市场环境和市场模式，这将对企业生产经营带来巨大挑战。

为此，我们必须认真研究未来交易市场特点及规律，早做准备，为最终参与市场、把握市场争取主动。

　　二、电力交易市场的主要特点

　　电力市场交易是今后发电企业主要售电形式。

根据以前东北竞价市场和华东模拟竞价市场实践经验，结合国家有

　　关推进大用户直接交易相关规定，以及目前电力改革确定的原则，我们认为，未来的电力交易市场将呈现以下特点：

一是以大用户交易为主袁其它用户交易为辅遥根据我国目前用电市场现状，工业用户用电具有量大、持续时间长、负荷较稳定等特点，最符合市场交易条件，今后很长时间均会是市场交易的主力，是发电企业最大的市场“买家”。

预期未来国家会根据改革需要，逐步降低工业大用户参与市场交易的准入门槛，电压等级由目前的35千伏放开到10千伏用户（用电量约占全社会用电量30%），一些高新工业园、产业园也会整体纳入直供范围，大用户直接交易电量将急剧增加。

另外，在售电侧改革到位、独立的售电商成立后，居民、商业用户用电也可以成片打捆方式通过售电商参与市场交易。

二是以双边协商交易为主袁多边竞争价交易为辅遥市场交易首先遵循的是协商自愿原则。

在这一原则下，今后的电力市场将鼓励发用双方优先进行一对一的协商交易，特别是发电企业与大用户之间的交易更多的会采取双方协商方式进行，量、价均由双方协商确定，只要协商交易结果通过安全较核，履行了交易规则设定的普遍义务，交易即视为有效交易。

对协商不成的大用户及其它众多零散用户则采取多边竟价交易形式。

　　三是以虚拟交易为主袁物理交易为辅。

发电企业与用户的市场交易并非该电厂电量的点对点直接交易，在绝大数情况下，只是一种“纸面”交易，当交易达成后，电厂将发电量输送到电网的电力池，由电网进行再分配。

因此，这种交易一般情况下不会改变电网原有输电格局和潮流走向，在同一用电网内，理论上不受交易双方距离限制。

今后，随着交易体系逐步完善，特别是电力辅助服务交易市场建立以后，不排除个别电厂与用户在购买辅助服务且不影响电网安全前提下，开展点对点的物理交易。

　　四是以年度季度交易为主，月度及临时交易为辅。

因电力即发即用、不能贮藏特点，为平衡电力需求，维护电网安全，国家将鼓励发电企业与用户协商建立长期稳定供售电关系，签订长期合约，一般应会以年度或季度为交易时间单位，在交易市场成熟后，甚至会出现电力期货交易。

对计划外用户新增电力需求则一般采取月度或日前临时交易形式。

　　五是以省内交易为主袁跨省跨区交易为辅遥目前，我国电网是以省级电网构架为主体，已形成了省为实体电力经营格局，每个省级电网均是一个独立的价区和经营管理单元，因此，今后的电力市场交易更多是同一省内发电方与用电方的交易。

在联系紧密的大的区域电网，如东北、京津唐电网，则有可能实现跨省大用户直接交易。

　　六是以平台交易为主袁平台下撮合交易为辅。

为规范市场交易行为，保证交易的公平、公开、公正，改革后很可能会成立省级独立的交易平台，原则上所有市场交易均应通过交易平台进行。

但在过渡阶段，有些地方的市场交易有可能在政府主导下，在平台下撮合进行，甚至不排除个别地方由政府进行指定交易。

　　七是以火电交易为主袁水电交易为辅。

由于各种电能属性差异及电源结构特点，加上水电、风电等可再生能源有全额收购的法律保障（可能实行配额制），参与市场交易的发电方只能以火电为主。

但在云南、四川等水电富裕地区，为减少弃水，水电也具备参与市场交易的客观条件。

　　在当前电力供大于求、供需严重失衡形势下，开展市场交易必然导致上网价格普遍下降，这是市场决定价格的具体体现，只有通过市场调节，电力供需形成新的基本平衡后，上网电价才会回到合理水平。

但一些上网电价较低的老水电如参与大用户直接交易、火电上网电价较低的电源输出省（如宁夏、内蒙）等地电厂参与跨区市场交易则可能出现涨价情况。

　　三、电力市场交易模式与计划模式区别

　　在市场模式下，电力将还原能源一般商品属性，与计划模式下特殊商品相比，有本质区别：

　　一是准入门槛不同。

计划模式下，电厂能否发电更多取决于当地政府意志，一些未核准机组、一些地方环保不达标电厂，只要地方政府许可即可发电。

但在市场模式下，市场准入标准是统一公开的，不可能出现例外情况，这意味着部分现在能正常发电的电厂今后有可能不能进入交易市场，目前，一些省就规定未核准机组、能耗不达标电厂不能参与大用户直接交易。

　　二是量价形成机制不同。

计划模式下，电量由政府参照“三公”原则进行分配，火电上网电价执行国家批复的同一标杆价。

但在市场模式下，电量、电价均由双方协商或市场竞争形成，量价合一且是一个“变数”，电厂能发多少电，能以什么价格销售取决于每次交易结果。

　　三是电费结算方式不同。

在计划模式下，电厂所发电由电网统购统销，电费由电厂与电网进行单一结算。

在市场模式下，电费将由电厂与用户进行直接结算，电网另与用户结算输电费用与政府基金附加等。

四是赢利方式不同。

在计划模式下，电价、绝大部分电量都是锁定的，其赢利方式主要是通过控制燃料成本及其它成本提高度电边际利润。

而在市场模式下，电量、电价都是变数，电厂要想实现预期赢利，只能“薄利多销”，否则，将不能获取交易电量，也就没有售电收入，更谈不上赢利了。

　　五是与其它发电企业关系不同。

在计划模式下，由于电量电价均由政府决定，电价是一致的，利用小时也相差无几，电厂与电厂之间没有直接竞争关系或是有限的竞争关系。

但在市场模式下，电厂与电厂之间是直接的竞争对手，是一种你多我少、你有我无的关系。

同一区域不同集团电厂之间要想再进行有效合作可能性很小。

　　六是与电网关系不同。

目前，由于没有核定独立的输配电价，且电力调度及交易均由电网控制，客观上使电厂与电网形成了利益争夺关系，而电网处于绝对优势地位。

但市场化改革后，电网定位为提供单一输电服务并按国家核定标准收取固定输电费的独立第三方，与发电企业没有直接利益冲突，但电网公司在市场交易中的地位依然重要，交易的安全校核、电量实时平衡等仍由电网负责。

　　四、电力市场化改革对发电企业的影响

　　电力市场化改革是对现有电力行业体制机制的一场革命，将完全颠覆现有的电力市场格局，对发电企业经营工作更将带来全方位的深层次影响。

　　一是经营方式将彻底改变。

以往那种依靠有保障的电量电价靠政策吃饭的局面将不复存在，企业要想多发电多挣钱，必须主动到市场上“找米下锅”，工作重心要由过去的单纯打固定靶（计划电量）转移到打难度更大的移动靶（市场交易电量）上来。

　　二是经营难度会大大增加。

可以预料，在市场化条件下的电力市场竞争将空前激烈，要想在激烈的竞争市场中以合适的价格竞得尽可能多的交易电量，实现发电效益最大化，电厂经营者必须有较高的经营决策水平、成本控制水平、对外协调水平，同时，对企业内部生产经营各环节协同配合水平也提出了更高要求。

　　三是经营风险将急剧加大。

在市场准入方面，不符合准入条件机组将不能参与交易，面临关停风险;

在交易决策方面，如交易报价决策不当极有可能出现无电可发风险;

在电费回收方面，由于直接与用户结算，一些用户出现拖欠电费现象风险极大;

在履约方面，发电企业如因设备或其它原因导致不能按时足额向用户提供交易电量，将承担违约及处罚责任。

　　四是经营效益会明显降低。

在竞争性市场条件下，电厂售电价格高低取决于电力供需状态。

目前电力市场普遍供大于求，市场竞争必将导致上网电价出现较大程度降低，交易价格将会通过市场调节自动与燃料市场价格联动，度电效益较现在明显降低。

　　五是经营状况会出现分化。

由于不同发电企业其发电成本不同，管理水平也不尽相同，其市场竞争力也不同。

在取消量价政策保护后，不同省之间、同省不同类型企业之间、同省同类企业之间，其经营差距会明显拉大，发电企业面临重新洗牌可能。

　　五、应对电力市场化改革的建议

　　一是转变观念理念袁切实增强市场意识遥要充分认识到，今后“市场”将是左