电力体制改革分析报告.docx
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电力体制改革分析报告
2016年电力体制改革分析报告
2015年10月
一、电力改革是大概率事件4
1、体系尚能正常运行4
2、遗留矛盾更严重4
3、新挑战不断出现6
4、外部条件已具备7
二、国外主要改革模式介绍8
1、电力行业业态变迁历程8
2、英国改革模式11
3、法国电力改革13
4、美国电力改革14
5、日本电力改革17
6、发展中国家电力改革18
三、渐进式改革可能是现实选择18
1、还没有普适模式19
2、横向、纵向拆分难以解决新老问题19
3、改革难以一步到位，渐进性式是较好的选择20
4、售电侧、电力交易、直购电可能是切入点21
四、电价体系是下一步改革的核心之一23
1、电价体系可能很大程度决定电力设备、公用事业、新能源三板块未来投资能力23
2、国内电价体系介绍25
3、电价水平与电价政策28
五、影响深远，电气能源行业可能进入新时代31
1、不用太担心电力行业投资31
2、行业投资侧重可能有所变化33
一、电力改革是大概率事件
1、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。
这一方面因为电力系统基础较好，作为最重要的基础配套和事关国民生计的行业之一，过去的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。
我国电网标准已经开始逐步融入国际标准，电力装备制造企业也已经具备比较强的竞争力。
2、遗留矛盾更严重
但与此同时，电力体系遗留的问题和矛盾在行业高速发展中，不但没有较好解决，反而变得越来越严重。
遗留问题主要体现在：
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：
依靠现有模式很难从根源上解决发电企业发展能力，从长远来看，公用事业单位应具有基本的自我造血能力，如果煤价不出现快大跌，发电企业很难依靠现有盈利水平可持续投资和发展。
尽管煤炭资源的当前价格水平给发电企业留出了较大的盈利提升空间，但梳理电价体系、构建能使发电企业成为真正意义的公用事业企业，是在下一个周期到来前不能不面对的问题。
发电与输电关系不协调，区域性电荒与窝电并存；输电网与配电网之间不协调，配用电设施落后：
上一轮改革后，发电与输配电业务分开，发、输协调成为新问题，并一定程度地加大了区域性电荒与窝电并存情况，新能源特别是风电业务受到影响。
长期以来电力工业体系“重发、轻输、不管用”的现象有着深厚的机制背景和行业特点，在多方面复杂的因素共同作用下，配用电长期严重滞后的情况并未改变。
行业效率较低：
我国以相对粗放的方式，建造了世界上最大，但效率相对低下的电力工业体系。
电力大多数配套产业都已具备市场化条件，但全系统总体社会化水平，仍然相对较低。
历史遗留的大量多经与集体制企业为电网企业
承担了大量的设备生产、科研、劳务等产品，由于并未参与市场公开竞争，加之早期电网财、物权分散，又缺乏监管，造成电网、多经及集体制企业经营不规范，增高了电网建设的成本。
3、新挑战不断出现
发展方式转变需要相应的管理和电力架构支撑：
高效清洁能源利用是未来的趋势，而要真正以市场化而不是靠部委与政府“批条子”方式提高系统效率、促进经济务实的新能源产业，不仅必须有公开、透明的电价体系，还必须有能无歧视地响应参与者需求的电力系统。
而电价体系的真正梳理，在现行电网的结构与模式下又很难有实质性的进步。
与其余专业性较强的行业一样，依靠行政力量厘清成本、提高效率，很难有实际效果。
分布式带来的不仅仅是电力系统节约了多少发电能量，而是电力系统管理的变化。
随着未来分布式电源接入低压电网，大量的低压电网将变成了有源电网，电力流将从传统单向变为双向，过去相对简单的电力调动和电网管理，已无法适应需要。
能源安全的需要：
对我国这样一个能源消费大国，能源安全的重要性已超过以往任何时期。
中国的能源安全，或许更多的不用考虑某类资源的何时耗尽那样久远，而是过度对外依存，长期势必造成其价格暴涨而影响国内相关产业的承受力。
我国缺少中长期稳固的能源政策，在2002年电改之前，电力能源政策的讨论主要纠结在对电力投入超前度上。
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“电力需要适度超前”的行业共识。
而对于电力在未来中国能源战略中的定位，电力系统的长期发展模式，国内仍然缺乏一以贯之的清晰战略和规划。
4、外部条件已具备
电力供应趋于缓和：
国内上一轮电力改革在电力需求放缓的背景下推出，而海外主要国家的改革，也一样在电力需求放缓、经济发展进入一个平稳时期的情况下启动。
当前国内经济增速放缓，能源需求增速进入一个相对平缓期，进行的适当、适度改革的外部条件，也基本具备。
大的改革环境：
同铁路、油气、通信等国有垄断领域一样，垄断一体化经营的行业，效率问题得到越来越多的重视。
在行业快速发展时期，电力领域采用的管制与计划手段配置资源，虽然在一定时期将有限的人力、物力和财力集中起来加快建设和投入，对促进行业快速发展有积极的作用，但在行业发展趋于成熟稳定后，原有的资源配置模式就可能造成资源的浪费和经营效率的低下。
二、国外主要改革模式介绍
1、电力行业业态变迁历程
电力的工业应用历史并不太久，在19世纪后期才在欧洲、美国一些城市得到应用。
电力行业的发展与管理模式，一方面与行业的技术进步、物理结构与应用有关，另一方面与行业的管制与经营模式有关。
总体来看，电力行业大致经过了三个阶段。
早期自由竞争：
早期的电力行业，是以城市或工业区域为中心的
分布式小系统，这一时期的电力工业与其余商品没有本字画区别，生产企业可以自行决定价格，市场竞争程度很高。
后期垄断经营与政府管制成为主流：
随着各种电力技术的发明及相关领域技术的快速进步，电力行业飞速发展，并推动了第二次工业革命，电在经济社会发展中越来越重要，并成为全社会较基础的一种能源消费方式；同时，技术进步也使得交流电网大范围互联成为可能，通过大系统集中供电成为主流。
二战后，电力工业的自然垄断特性与公用性等特征逐渐被重视，许多国家开始承认其自然垄断特性并认可其垄断管理模式，并在其后很长时期内认为垂直一体化的垄断经营管理是最合理的模式，这一阶段，国有垄断经营和严格监管的私有垄断经营为两种主要模式。
近几十年开始重构和引入竞争：
由于垄断经营体制下监管与管制的局限性越来越明显，上世纪80年代末英国等发达国家启动了引入竞争、推动私有化为主要内容的改革，取得了控制电价、减轻财政负担等社会和经济效果，并在全球推动了电力行业改革的浪潮。
全球电力市场发展的大背景
全球上一轮电力改革是在全球经济发展到一个时期和经济学思潮大变化的背景下出现的。
二战后，世界上许多国家电力系统以国有垄断经营体制为主，或实施严格监管的私人垄断经营，一体化垄断经营对促进行业快速发展发挥了重要作用。
但随着电气化的普及，电力及终端能源消费增速趋缓，到80年代之后，发达国家电力市场的供求关系逐渐发生了变化；同时，电力企业长期在垄断体制下经营，普遍效率低下，电力发展所需的资金和补贴使财政负担越来越重。
而与此同时，西方经济学理论出现变迁，新自由主义逐步取代凯恩斯国家干预主义，并从理论上论证传统自然垄断产业引入竞争的可行性，这对电力行业垂直一体化自然垄断的观点带来了巨大挑战，以
英国为代表的发达国家，先后开始以引入竞争、打破垄断为主要内容的市场化改革。
在上世纪90年兴起的电力改革大潮中，具有代表意义的是英国、法国、北欧、美国、日本等电力市场。
2、英国改革模式
英国电力改革推动较早，改革也较激进；英国电力市场从早期POOL模式改进为NETA、BNETA模式。
POOL模式中所有交易均需通过Pool实现，Pool以电力库购买价格PPP购电，以电力库销售价格PSP售电。
由于Pool中的电能价格存在不确定性，因此交易双方需通过签定金融差价合同CFD或EFA共同承担价格风险。
金融差价合同只是买卖双方的事情，合同内容与电力交易中心无关。
NETA模式：
为克服Pool模式中存在的问题，新的电力市场模式（NETA）于2000年12月开始运行。
设计NETA模式的出发点是：
降低批发电价，保证即时和长期供电可靠性，促使价格透明，用户真正参与价格的制定过程；促进发电市场公平竞争，鼓励对环境型发电项目进行投资。
BEATA模式：
为了缓和供需矛盾，英国电力管理办公室
（OFGEM）提出了新的改革设想，即对英格兰电力体制进行改革，建立统一的英国交易输电协议BETTA。
该模式的实施始于2005年4月，其主要优点在于：
1、进一步消除垄断，降低运行成本。
国家电网公司（NGC）不再负责整个不列颠地区的运行，而只是英国输电系统的拥有者之一。
2、提高了英国电力批发市场的竞争程度，促进了苏格兰地区的竞争；市场参与者可与任何地方的其他参与者签订合同，自由交易。
3、促进可再生能源发电、资源合理配置；苏格兰地区的可再生能源发电商能够与全英国的供电商直接交易，在提高发电量和发电设备利用率的同时，降低可再生能源发电成本。
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，这也是世界各国电力改革的共同趋势。
3、法国电力改革
法国电力改革较英国改革晚，甚至某种意义上讲，法国电力改革是在欧洲一体化下被动改革的产物。
欧洲市场内，自由竞争是一个重要原则。
欧盟于1996年和2003年分别就开放电力市场做出规定，确立了欧洲电力市场的法律框架。
电力市场也必须实行全面竞争。
这样法国电力公司需要调整自己的市场结构，为进入欧盟其他国家能源市场创造条件。
鉴于此，政府和公司从长远上制订了电力改革的目标。
讨论法国电力的改革，其实就是在讨论EDF的改革。
EDF集团拥有法国94%的发电装机，100%的输配电业务，集中发电、输电和配电业务于一身。
法国模式并不是不改革：
EDF仍然是一体化企业集团，但输电、
配电业务以子公司形式独立运营，且受到国家严格监管，EDF与法国政府签订合同，承诺家庭用电电价涨幅不高于通胀率，并承诺逐步提高公司运营效率。
4、美国电力改革
美国在进行电力体制改革之前，主要存在着以下问题：
1、只允许拥有电网的电力公司投资建电厂，不允许其余投资者投资。
2、在管理模式上公用电力公司采取垂直管理，电网不对外开放。
3、在电价机制上以政府管定价为主。
这样形成了公用电力公司的垄断地位，美国政府在上世纪末接连堆出了几部法案，以推动电力体制的改革，美国最有代表性的三种模式：
1、PJM模式：
将PX（电力交易中心）和ISO（独立调度员）整
合为一个的实体，提供优化的日前中央调度。
2、Nevada和ERCOT模式：
建立一个ISA（IndependentSystemPXAdministrator），与CAO（ControlAreaOperator）、RTO（RegionalTransmissionOperator）交易中心），核心功能是提供ISO和Market相互协调。
3、加州模式：
分别设立PX和ISO两个独立的实体负责系统调度和安全运行。
美国加州电力市场失败的同时，作为美国东部电力市场代表的PJM市场却运行稳定、不断取得成果，并成为世界范围内电力市场化改革比较成功的一个典型。
加州模式：
加州是电力行业改革重组的先驱，早在二十世纪八十年代就已经开始酝酿建立电力市场。
1996年8月加州立法机构通过一项关于改革电力行业、引进电力零售竞争的法案－1890号法案，随后，加州电力调度控制中心（ISO）成立，加州电力改革全面展开。
1998年，电力交易中心（PX）和电力调度控制中心（IS0）同时开始运作，并成为加州电力市场的核心。
然而在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。
PJM电力市场模式：
PJM电力市场指宾西法尼亚一新泽西一马里兰联合电力市场，是北美最大的电力联营体。
PJM目前负责美国大西洋沿岸中部5个州及1个特区电力系统的运行与管理。
作为区域性ISO，PJM负责集中调度美国目前最大、最复杂的电力控制区，其规模在世界上处于第三位。
PJM控制区人口占全美总人口的87%（约2300万人），负荷占75%，装机容量占8%。
PJM模式是公认的联营市场成功典范，其成功因素主要在于：
1市场的改革和发展循序渐进，有利于平稳过渡
2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
3系统运行及规划集中化管理和协调，有效地保证了供电的安全性和可靠性；
4通过制定统一的市场交易规则、系统可靠性准则、输电服务定价规则来促进地区间交易，实现州间开放。
5、日本电力改革
20世纪90年代，由于日本的电价水平普遍高于欧美一些国家，另外一些传统的垄断行业相继打破垄断,通过引入竞争降低了其服务价格。
因此,日本也开始电力工业引入竞争机制，日本电力市场改革有自己的特点：
1）先立法后改革：
两次实施改革都是修改电力法后的第二年；
2）维持九大电力公司的垂直一体化体制：
利于保持供电稳定下大力发展核电和应对负荷的急剧变化。
3）进行了改革量化分析：
相对于厂网分开体制，垂直一体化体制可节省10%的费用。
6、发展中国家电力改革
同一时期，一些国家发展中国家，如阿根廷、智利、巴西等，由于政府投资能力不足，基础设施薄弱，政府期望通过改革引入竞争、吸引国内外私有投资进入电力工业，以加强电力基础设施建设，也取得了一些成就。
三、渐进式改革可能是现实选择
各国电力市场改革，通用的做法是将垄断限制在较小范围，保留真正意义上的垄断环节，对具有明显公共性质的全国性（区域性）电网，实行政府监管下的经营，将电力行业的其它环节（发电和售电）放开竞争。
1、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。
但外国的改革尝试，并没有得到普适模式；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。
而且，过去10年汇中又涌现出了新能源、新负荷、能源安全等新问题。
2、横向、纵向拆分难以解决新老问题
对照外国改革改革实践，以及国内电力体系现状，有几种改革思路呼声较高：
除逐步放开一种是在现有区域网基础上，进行横向切割；二是根据电网层级横向分割，将输配电网分离/开。
两种模式背后，都有其理论、实践及利益群体的支撑。
纵向切割困难较多：
理论上看，横向切割有助于厘清输配电成本、削弱电网垄断，但也存几个比较严重的问题：
1、可能会增加交易成本。
2、还可能引起安全稳定问题，印度、美国的大停电，都有资产、管理权限分散的问题，特别是调度系统。
3、部分配电网可能失去发展能力，现行模式中，工业用电回补了居民用电，东部/东南发达区域回补了中西部区域。
过去分散在地方政府的大量地方配电资产、部分趸售代管配电网都呈现出“低投入、高电价”典型特征。
横向切割解决不了现行问题：
按照已有的区域网结构，进行横向分割，可能阻力相对较小，也是相对比较稳健的选择；但以5个新垄断，取代现有的1个大垄断，并不能解决中国电力体系所面临的新老问题。
3、改革难以一步到位，渐进性式是较好的选择
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。
我国上一轮电力体制改革是在1998年国务院机构改革的大背景下推进的，如果考虑电力部公司化改造，那一轮的改革的启动时间在1995年，前后历时近8年；2002年版本的电力体制改革方案形成，前后历时也近5年。
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；目前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。
4、售电侧、电力交易、直购电可能是切入点
售电市场放开可能较大：
电力行业发电侧、售电侧的自然垄断特性较弱，因此国外所有改革探索中，基本都从售电、发电市场的准入
与竞争开始。
改革得最保守的法国、日本，也都实现了售电侧的放开与发电侧竞争的放开。
发电侧更市场化可能是大方向：
我国发电业务较早实现了民营准入，但发电在上网调度中仍然沿用计划经济时代的分配法，发电企业的效率差很难体现在市场占有率上。
结合现有用户结构与行业特点，逐步推动大用户直购电，放开发电定价与政府主导的电量分配，可能是较现实的思路。
调度、配网是电网的去向尚不清晰：
输电网的自然垄断非常明显，即使是改革最激进的英国，也把输电网作为管制性业务（其余为竞争性业务）。
配网是电网与用户直接交互的物理基础，电力行业对下游用户的垄断是通过配网实现的，配网资产规模巨大、管理难度高，因此相比发电、售电侧市场，配网业务的改革难度会更大。
调度是整个电力行业的发令员和裁判，由于电力的瞬变、光速传播、不能规模存储等特殊物理特性，决定了一个交流电力系统能最好只能有一个裁判，并有很强的指挥权。
美国813大停电，印度2012年大停电，引发了业内对海外松散式改革调度架构的反思，国内一体化的调度模式认可度大大提高。
因此，关乎电网企业核心利益的配网、调度改革难度可能也更大。
四、电价体系是下一步改革的核心之一
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，也会从某种程度决定包括电力投资、电力公用事业、新能源发展三个领域未来的走向。
1、电价体系可能很大程度决定电力设备、公用事业、新能源三板块未来投资能力
电价已成为电力行业投资的主要驱动因素之一：
从电力投资的资金来源来看，改革开放之前，所有的电力投资基本上依靠国家拨款；1980年后，国内实行“拨改贷”、取消拨款，资金有偿使用，但国有资金仍为主要来源，银行贷款仅占20%~30%；
1990年以后，资金来源发生了比较大的变化，国家资金为辅，银行贷款为主；2000年后，国家资金投入较少，电力投资来源主要为企业自筹和银行贷款，其中银行贷款为主。
过去几年，行业主要企业负债率稳定下来，国家直接投入比例很低，行业投资的主要来源，是电价中各成分返还的支撑。
2、国内电价体系介绍
电价管制由来已久：
我国政府历来对电价体系有较严格的管制，前后分别由物价局、计委、发改委等主管部门履行价格管理职能。
自2002年厂网分开以来，上网电价、销售电价及购销价差等都由我国政府主管部门实施管制和监督。
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。
标杆电价为上网电价主要管制模式：
内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，市场化定价比例非常低，其中标杆电价为主要模式。
国内电价的支付对象目前均为电网公司。
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。
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，未来的方向是逐步向成本加收益的方式过渡。
在成本加收益管制模式下，电网企业的准许收入由准许成本、准许收益和税金构成，输配电价则通过准许收入与电量的比值获得。
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。
3、电价水平与电价政策
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，电价一定是电力改革的核心之一。
电价并不便宜，但用户可承受涨价空间大：
国内电价绝对水平较全球主要发达国家来讲，处于中低价；较美国、加拿大等能源丰富国家高，但显著低于日本、欧洲等国家。
电价主要涵盖燃料成本、折旧与维护、薪酬支出等大类成本项，考虑到国际一次能源价格特别是煤炭等价格差别并不太大，总体薪酬
水平应低于发达国家，再考虑之前拨款建设模式下纳税人的免费投入，国内电价或许并不“便宜”。
但如果考虑到当前电价也涵盖了较快的投资建设、环保与清洁能源扶助需要，以及用户可承受能力，未来电价仍有较大上涨空间。
现行模式的问题：
对大部分垄断一体化经营企业，由于几乎不可能论证其各类建设、投资、花销的合理性、必要性，因此一般来讲，高折旧、高摊销、过量建设和维护都是这类企业的共同特点。
在垄断一体化经营大企业中，成本加成管制模式的最大问题，是很难厘清这类企业的合理成本。
在行业快速发展期，高折旧与一体化垄断有利于集中力量投入，但行业发展进入成熟期后，可能会出现延续高折旧高投入推高成本的情景。
理论上讲，可能所有国有垄断主导的行业，成熟期后效率都将十分低下。
向可持续发展的公用事业企业转型：
国内资源与能源价格体系改革的方向是还原能源的商品本质，厘清成本构建真正可持续发展的公用事业企业。
预计伴随电力体制改革的，可能还有供热、水、气等公用事业体系的改革。
五、影响深远，电气能源行业可能进入新时代
1、不用太担心电力行业投资
电力投资的投资驱动因素有别于其余投资性板块:
作为广义的投资驱动板块，电力行业在2009年之后的一轮调整中仍能保持一定投资规模并稳中有升的主要因素，是国内电价体系的支撑。
即，随着国内用电规模的不断提升，以及电价的缓慢提高，现有电价体系下所返还用于建设、维护的部分资金，已经能在很大程度满足电力系统正常的运行维护和基本建设投资。
这种依靠行业自身业务支撑的投资模式，与建筑、铁路等直接中央/地方投入或通过银行贷款为主拉动的投资有比较大的不同。
两部制电价、阶梯电价的推广有利于提升行业投资能力：
国内销售电价结构中，仅对大工业用户按照两部制电价计费。
两部制电价是成熟市场中最常见的计价方式，如对一般工商业及其他类别用户也用两部制计价，电费收入可能还会有所提升。
此外，阶梯电价也有望提高总体电价水平。
只要行业管理模式不出现大的调整，行业现有投资规模就可以维系：
总体来看，国内电价仍处在可承受稳步涨价的基数水平，而要引导用户节能节电，培育清洁能源产业，终端电价显著下调的可能性不大。
用电量方面，尽管高耗能产业、普通工业不景气影响了用电量需求的增长，但总体来看，我国用电量水平还处在较低水平，城镇化还会推动用电量的持续增长。
而且从发达国家的能源消费比较来看，电力作为高效二次能源、清洁能源载体、智能世界的神经，仍维持着相对较快的增速。
此外，随着电动汽车应用和各行业自动化、智能化水平的提升，新的负荷还会不断出现。
因此，只要行业的管理与管制模式不出现大的调整，国内电力行业现有的投资规模是能够支撑的。
德国、法国电改时期的投资下降主营是需求增长的停滞：
投资出现了停滞甚至略微下滑，但其投资受影响的根本原因，更多的是这几个代表性国家在改革时期所伴随的经济停滞，这一点可以从其用电量看出。
如果电力消费还在向上，总体投资不会萎缩（当前国内公用事业企业的成本设计与考核体制
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