新电改方案或将于今年3月后推出 2015年电改行情可期
来源：中国经营报 责任编辑：fangzhuangyu
时隔12年之后，“改革”的再次启动。1月15日，《中国经营报》记者从国家发改委官方网站获悉，发改委正式批复深圳市输配电价改革试点首个监管周期电网输配电准许收入和输配电价。
　　而在2014年底，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》已获国务院常务会议原则通过，日前，有消息称新电改方案有望今年3月后推出。
此外，据电厂联盟网统计，仅在日至日不到一个月的时间内，全国拟在建电厂项目达240个。有业内人士表示，这个数据亦表示现在行业处于大上电力项目时期。
对于电改，厦门大学中国能源研究中心主任林伯强在接受记者的电话采访时表示，“此次电改其核心内容是管住中间放开两头，通俗说法就是要形成‘多买方、多卖方’的竞争局面，具体的改革方案有各种，最后那种成行还不确定，有各种可能的组合。”
包括银河、申银万国在内多家券商在近期的中对“电改”寄予厚望，认为电改不仅利好电力板块，其下游高耗电也将因购电成本下降而受益。不过也有不愿透露姓名的研究员在接受记者的电话采访时对电改前景持谨慎乐观态度，“电改方案能否彻底市场化，民营资本参与竞争能否保证不被歧视等目前还有很多细节不清楚。”
　“电改”破局
根据《深圳市输配电价改革试点方案》，在独立输配电价体系建成后，积极推进发电侧和销售侧电价市场化。鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。
据，首个监管周期深圳供电局销售电量分别为778.45亿千瓦时、811.02亿千瓦时和846.71亿千瓦时，这也就意味着深圳供电局在2015年将减少近7亿元经营收入，三年累计约减收24亿元。
据悉，深圳输配电价出台仅是电改的一部分，从改革的逻辑上来讲，在制定独立输配电价、改变电网经营模式后，需要搭建独立交易平台，通过配套改革建立新电力市场。
长久以来，我国传统电力交易方式是买卖双方互不见面，由电网企业统购统销。发电企业和用户只能被动接受政府定价，没有价格谈判权。
有分析称，从目前我国的电力管理体制来看，电力消费者与生产者之间信息的交流和传递是不顺畅的，电力用户缺乏选择权和议价权。电力体制改革的核心是电价改革，而电价改革最关键的一环就在输配电价。电网具有自然垄断性，根据电网的实际成本确定输配电价对于建立一个有效的电力市场至关重要。
而电力价格改革的目的，就是让电力回归它的市场属性。
实际上，早在2002年，国务院就下发《电力体制改革方案》，提出“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的四大改革任务，但是该方案实施两年多之后便没了下文。
之所以在时隔12年之后再次重提电改，林伯强认为主要有三个原因：“一是，这一轮需求下滑，致使电力相对过剩，这就为改革提供了时间和空间；二是，电网的垄断，造成的效率问题引发了争议，国家领导层下了决心要做改革。三是环境的压力。目前居民电价是通过交叉补贴来压低的，以往改革常常导致价格上涨。”
卓创能源分析师郄婧在接受记者电话采访时表示，“此轮电力体制改革的重要目标，是通过核定电网企业的输配电价，打通电力供求两端的中间环节，最终推动竞争性电力市场的形成。”
在深圳此次改革中，电网不再作为电力交易主体，而是扮演输配电服务商的角色。政府部门以电网有效资产为基础，核定准许成本和准许收益，以成本加成的方式固定电网总收入，并公布独立的输配电价，输配电价确定后，国家按照管理公用事业的模式对电网监管，在此基础上鼓励发电、售电侧竞争。
林伯强认为，“拆分电网是这轮改革的目标，但改革还是要做些试点。中国地域范围大，各个地方的局限条件可能不同，要因地制宜，不同的地方可以采用不同的模式进行尝试。错了总结经验，对了再逐步推广。”
据悉，在深圳市电网试点后，国家发改委已批复西部电网启动输配电价改革试点，内蒙古自治区发改委正在着手制定相关方案，并在此基础上，不断积累经验，完善政策，进一步扩大试点范围，为全面推进输配电价改革创造条件。
不过有研究员对于此次电改的“前景”仍然持保留态度，一位不愿透露姓名的研究员在接受记者采访时表示，“目前深圳试点电网电价的模式，并未就售电侧细则如何做出明确的解释，此外售电侧如何引入有竞争性的民企，引入民企之后会不会产生不公平竞争；售电侧改革之后会不会引发火电企业之间的竞争，被淘汰的企业怎么处理，如何退出，地方保护主义等问题都需要彻底厘清。”
　业绩可期
与该研究员谨慎乐观态度相比，大多数券商对此则比较乐观，认为2015年将是电力改革“破茧而出”的一年，售电侧与发电侧的市场化是最具魅力的方向。
众多券商乐观的逻辑来自于国家对电力企业重视以及电力公司近年来优异的业绩，先是《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》获国务院常务会议原则通过，此后有关领导和部门多次大力提倡“一带一路”推进电力设备走出去。
此外，2014年特高压获得突破性进展，2015年特高压线路审批和建设有望再上新台阶。国网此前明确提出，2014年下半年到2015年上半年“四交四直”全部开工，并计划今明两年开工“五交五直”。市场预计会有两条交流、4~5条直流特高压线路获批，有望带来新一轮的热潮，可谓借足了政策的东风。
与此同时，受益于价下跌、水电增发、降本增效等利好因素，2014年发电企业交出了令人羡慕的成绩单——利润总额、EVA等指标创历史最好水平。华电董事长李庆奎在2015年新年致辞中称，中电投在2014年11月就完成年度利润目标，华能电力、大唐电力经营业绩也创历史新高。
数据显示2012年，发电行业在经历亏损、高负债后，首次扭亏为盈；2013年经营业绩持续改善；2014年各项经济指标创出历史新高。截至2014年10月底，五大发电集团利润总额737亿元，基本接近2013年利润总额，预计全年可能突破1000亿元。
被众多券商一致看好的国投电力此前公布的业绩预增公告称，2014年归属于上市公司股东的净利润同比增长60%以上，2013年同期盈利33.05亿元。公司表示，业绩增长的主要原因是雅砻江水电来水好，新机组投产发挥效益。
同样受益于雅砻江水电的还有川投能源，公司预计，2014年公司实现归属于上市公司股东的净利润同比增加154%，2013年同期盈利13.66亿元。
除了水电增发之外，煤价持续下跌，火电企业成本端下降，也是其业绩增收另一重要因素。华电能源1月15日披露业绩预告称，由于公司技改、节能及调整结构，预计2014年归属于上市公司的净利润1.2亿~1.7亿元，同比增加750%~1100%。
东北证券在其电力行业2015年策略指出，“2014年以来，火电行业受益于电煤成本的大幅降低，行业整体利润水平不断创出历史新高，未来煤价不具备大幅上涨的条件，火电有望继续维持较高利润率。来水偏丰叠加大中型水电持续投产，未来水电行业盈利有望得到进一步加强。2015年电力行业经营层面不存在潜在重大利空，电力体制改革的推进将释放大量制度红利。”
林伯强认为，“2015年的能源价格改革十分值得期待，2015年能源领域的价格改革或将是近几年关注度和推进力度最大的一年。电改外部环境进入理想状态，进一步推动电改的时机已成熟。”
有分析指出，因为电力行业具有盈利质量高、现金流状况佳、重置成本高、资源禀赋价值高，从产业资本定价的角度看，大型电力公司具有显著的并购价值。在电力改革契机下，发电行业具有向售电侧整合的可能性，目前已经有不少大型发电企业正在准备进入售电市场。
此外东北证券认为，“优质火电将受益大用户直购比例的提升；中将凭借成本优势在未来的电力市场竞争中充分受益；售电侧的放开将大幅降低区域小电网企业外购电成本，提升其整体盈利性，同时资产盈利的提升将很大程度上激发该类企业经营的积极性；则受益于电改推动的电网对各种电源形式无歧视接入。”
林伯强表示，“新能源和核能目前还无法在成本上与火电相比，因此目前接网为时尚早。”
　提振下游产业盈利
银河证券指出，如火如荼推进的国企混合所有制改革也有望成为点燃此轮电力行情的催化剂。国企改革对电力行业的影响，主要体现在五个方面：一是继续提升资产证券化率，资产注入将异常活跃；二是市值管理，股东诉求一致；三是提高经营效率，释放利润；四是发展混合所有制；五是产业资本估值提升。国企改革也将遵循“先试点，再推广”的节奏。国家开发投资公司作为首批改革试点的央企单位，旗下公司一定会获得资本市场的高度关注。
对此林伯强并不认同，“现在电力行业提出‘混合所有制’的产权改革，比较困难。因为大环境不同了，民营企业在能源领域的能力太弱了。要是在10年前放开，中国民营的能源公司可能会伴随中国经济的高速增长而成长，出现数家大型的民营能源公司，但现在找不到几家像样的。”
不过与国企所有制改革相比，资产注入增厚公司业绩或许更值得期待，电力央企旗下控制的上市公司较多，每家上市公司均需进行定位，在这个过程中，“小公司，大集团”的投资标的存在“质变”机会，地方国有企业改革的步伐更大、更快。其中长江电力2013年就曾公开表示已经开始着手收购母公司在建金沙江电力资产，如果收购成功，其收益将得到增厚。
银河证券在研究报告中称，“目前具有代表性的17只电力股PE和PB均值分别为14.1倍和1.6倍，低于当前沪深300的市净率和创业板的估值水平，在2015年改革、降息等多重利好刺激下，盈利水平回升将引发电力行业价值重估。”
随着电价改革的深入，其下游产业链盈利也将得到改善，申银万国证券在一份研究报告中指出，“如果未来电改全面推进，社会用电成本总体会明显下降，改善下游全产业链的盈利水平。如果用户平均用电价格每降低0.01元/千瓦时，则将会为下游企业节省成本400亿元以上。而在A股市场，有色金属、和等高耗能行业对电价变化较为敏感，有望成为明显的受益者。”
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当人心遇上仁......　《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》近日出台，标志着新一轮电改大幕开启。业已走过十年历程的电力体制改革，为何要&再出发&？改革方向是什么？又会如何影响电力和相关行业？记者采访了相关专家。
　　电改为何再启？
　　2002年国务院正式批准《电力体制改革方案》，决定对电力工业实施市场化改革。经过十余年的改革历程，电力行业破除了独家办电的体制束缚，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。
　　但与此同时，电力行业发展还面临一些矛盾和问题。其中，交易机制缺失、市场化定价机制尚未完全形成等问题仍然突出，造成了市场配置资源的决定性作用难以发挥，节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生。
　　国家能源局副局长王禹民此前接受媒体采访时表示，电力体制改革的重点就是要解决五个问题：一是要还原电力商品属性，形成由市场决定电价的机制，以价格信号引导资源有效开发和合理利用。二是要构建电力市场体系，促进电力资源在更大范围内优化配置。三是要支持清洁能源发展，促进能源结构优化。四是要逐步打破垄断，有序放开竞争性业务，调动社会投资特别是民间资本积极性，促进市场主体多元化。五是要转变政府职能，进一步简政放权，加强电力统筹规划。
　　电改如何推进？
　　电力体系庞大而复杂，电力体制改革更是一项系统工程，需权衡利弊、全盘考量、稳妥推进。&再出发&的电改到底走向何方？此次改革方案，明确了&三放开、一独立、三强化&的总体思路。
　　&三放开&是指在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。
　　&一独立&是指推进交易机构相对独立，规范运行。中国国际经济交流中心副研究员景春梅认为，这实际上是还原了电网作为专门的电力输送通道的公益属性，把买卖电的职能交还给发电企业和用户，让电力交易更加独立，消除买卖双方&直接见面&的阻隔。
　　此外改革方案还明确了三个&强化&，即进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
　　谁从电改中受益？
　　改革必然触碰利益，电改也将深刻影响电力产业链条上的每一个环节。
　　首当其冲的是电网。根据此次改革方案，电网将不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。
　　&这将改变电网公司以往靠从发电企业购电后，再出售给需求侧，从中赚取差价的盈利模式。&中国电力企业联合会副秘书长欧阳昌裕认为，对电网输配电业务实行成本加收益管制方式，将使电网更加专注电网资产运营和提高输配电服务水平；同时，有利于激励电网企业降本增效，促进电网的良性发展。
　　电改对于电力产业链上下游也将产生利好。国家发展改革委体改司巡视员王强分析，发电企业可以通过降低成本、提高生产效率的方式，增强竞争力，争取更多的发电量和收入利润；电力用户更加便利，工业和商业电力用户拥有自主选择权，增强了市场中的议价能力，用户权益可以得到更好的保障。
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电改重启向国网妥协 电网交易中心取代调度独立
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电改重启向国网&妥协& 电网交易中心取代调度&独立& 于华鹏
中国的电力体制改革将进入第三阶段。 继2002年拆分国家电力公司和2011年进行电网企业主辅分离改革后，新一轮针对&输配电&的改革进入倒计时。 经济观察报获悉，代表电改新方向的《关于深化电力体制改革若干意见》（下称&意见&）已获有关部门批复，目前相关部委和有关单位正就《意见》进行讨论，电改新方案有望年内出台。 有接近《意见》制定的人士向经济观察报透露，新电改方向已基本成型，主要涉及售电侧改革、交易中心独立、固定输配电价和大用户直购电等方面。而2002年电改提出的&输配分开&和被业界热议的&调度独立&，恐无缘本次改革。 具体来讲，大用户直购电方面改革不大；以&固定输配电价&代替现有&购销价差&的电网盈利模式改革也几无悬念；&电网交易中心独立&则主要是作为&调度独立&的温和方案予以呈现，目前讨论焦点在于交易中心的产权是否归属电网，也就是交易中心是独立还是相对独立。 而《意见》中最大的悬念来自于售电侧改革，目前仍无具体的改革思路，是配售彻底产权分离还是仅仅拿出售电侧进行剥离或混改，仍无定论。 一位接近国家能源局的人士告诉经济观察报，&目前电改大方向已经确定，难点在于如何让方案落地细化，当前对于如何实施还没有具体的方案。&也有不少业内人士表示，从现有方案看，此轮电改仍属&过渡方案&，距离改革的既定目标还有距离。 &独立&之争 今年以来，电改的推进开始逐步发力。年初，国家能源局公布《2014年能源工作指导意见》，其中明确提出将&推动尽快出台进一步深化电力体制改革的意见，积极推进电能直接交易和售电侧改革，推进输配电价改革，提出单独核定输配电价的实施方案&。这其实已经透露了此轮电改方案的基本方向和核心：电能交易改革、售电侧改革和输配电价改革。 进入6月份，习近平主持召开中央财经领导小组会议时特别强调提出，要抓紧制定电力体制改革和石油天然气体制改革总体方案。 一系列的重视促使新电改的方案出台不断加速。据了解，今年以来，国家发改委体改司频繁召集电力相关企业和专家等就新电改方案进行座谈，特别是进入6月份后，座谈会更加密集。 一位参与讨论的业内人士对经济观察报记者表示，讨论的结果就是方案几易其稿，以国家能源局最先提出的电网&调度独立&为例，在制定方案时几经博弈变为交易中心独立，此后电网企业反映强烈，又提出改为相对独立，即产权仍放在电网企业内，&电改方案的出台其实是一个艰难的博弈过程。& 调度独立被认为是电网的&七寸&，是打破电网垄断的抓手。最早正式场合提出调度独立的是国家能源局副局长刘琦，他在2012年9月份参加中国（太原）能源博览会时首度提出了要&实现电力调度、交易、结算独立运行&的电改新方向，这不仅在2002年电力体制改革方案基础上进行了新的诠释，更明确了电网企业作为以输、配电为主要业务的服务型企业的转变。 &调度之所以重要，是因为所有电能交易和输配必须通过电网进行调度，这也意味着电网一方面控制着发电企业的电力并网情况，另一方面控制着终端用户，这也是进行电能交易市场化改革一直没有推行下去的最重要原因，所有的交易必须通过电网的调度和输送完成，而一旦电网不能在新的交易价格体系中获益，将成为最大的阻碍。&上述人士表示。 按照最新的方案方向，调度独立或将以&过渡模式&出现，即交易中心相对独立，产权仍保留在电网，中心独立出来后以便接受相关部门监管。 目前，南方电网并未设立单独的交易中心，所有交易职能挂在南网总部下属市场部市场交易处，国家电网方面在2006年设立了隶属国网总部的国家电网交易中心，并分设国网总部、区域电网和省网三级电力交易中心，主要负责交易合同、购售协议的签订和电量结算和交易统计分析，同时负责参与电力市场规则的制定和电力市场交易信息发布平台的信息发布。&将交易中心相对独立出来，既照顾到了电网企业的情绪，也推进了交易体系的改革，这对于加紧推动电改破局较为关键。&上述接近国家能源局的人士表示，&推进比僵持要好。& 对此，今年2月份国务院发展研究中心课题组推出的一份有关电改的报告曾指出，可将电力交易机构从电网分离，受政府直接领导或授权，以实现公平交易，&交易机构独立可以减少电网企业对市场交易的影响和干预，有利于信息公开、公平交易和市场监管，从国际上看，市场交易与电网的资产所有、运营及调度功能分离也是比较普遍的模式，从实施难度上看，电力交易机构独立并不改变目前的行业组织结构和安全责任体系，改革难度和成本相对于输配分离、配售分离以及调度独立要小得多。& 输配难分开 另外较大程度的改革来自于输配电环节。对于2002年启动电力体制改革时提出确立的&厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网&四步走中的&输配分开&，在厂网分开和主辅分离之后的本轮改革中将会以&固定输配价格、售电侧改革&代替。 其实对于输配是否分开，一直有较大争议。主张拆分方认为，不拆分难以厘清输配电的成本，从而无法形成公平的市场化的电力交易体系，也不利于对电网的盈利水平进行监管；主张不拆分的人士则认为，拆与不拆只是垄断大小的问题，都不能解决价格垄断的本质问题。 目前的方案属于&折中方案&，即打破了现有的电网企业&统购包销&的盈利模式，又为建立独立的市场化电能交易体系铺平道路。当前，电网主要通过对发电企业支付&上网电价&，然后通过&销售电价&卖给用电企业和用户，电网在其中赚取差价。 电改新方案或推行的模式为，政府有关部门负责指定&固定的输配电价&即过网费，也与&放开两头、监管中间&的电改主方向一致。 &目前的针对固定的输配电价形成的模式主要有两种，一种是成本加利润模式，即保证8%左右的回报率的前提下定一个固定价格，还一种是收入固定模式，即通过核定一个固定的电网收入，来保证电网收益和固定的输配电价格，目前第一种模式推行的可能性较大。&一位接近发改委的人士的表示。 &不管是否主张拆分输配电，共识是目前的电价定价模式无法厘清输配电的真实成本。&一位接近原电监会的人士对经济观察报表示，原国家电监会曾在2011年出台《输配电成本监管暂行办法》，旨在通过&立法&对输配电成本进行规范和监管，但目前来看效果并未达到预期。 经济观察报从此前一份2012年国家电监会摸底输配电成本检查的明细中看到，对于输配电成本中争议最大的&其他成本&电监会给予了较清晰的明示，除应有的材料费、工资、折旧、修理费外，其他费用将包括职工福利费、财产保险费、社会保险费、研究开发费、低值易耗品摊销、办公费、水电费、差旅费、会议费、劳动保护费。 此前，在未出台《输配电成本监管暂行办法》未明确输配电成本的分类时，电网企业成本核算的主要依据是电监会在2005年颁布的《输配电成本核算办法》，该办法只对&输配电成本&进行了简单分类，如材料费、工资、福利费、折旧费、修理费、其他费用，其中&其他费用&的类别并不明晰。也因此，电网企业在输配成本的核算方式上采取&大一统&的方式，导致其他费用占比相对臃肿。 在未并入国家能源局之前，国家电监会每年都会发布上一年度的电价执行及电费结算情况通报，电监会最后一次正式发布该通报是2011年，根据当年发布的《2010年度电价执行及电费结算情况通报》，以华北电网为例，2010年的平均上网电价为0.37302元/度，同比增长为3.02%，销售电价（未含政府性基金及附加）为0.51302元/度，同比增长为4.3%，输配电价（含线损）价格为0.174.88元/度，同比增长35.71%，输配电价的增长是前两者年增长率的近十倍。 而根据《2010年电力监管报告》的数据，中国主要电网企业输配电成本构成中，&其他费用&所占的比重高达27.15%。&接近30%的费用用途不明，这在其他行业企业很难见到，搞清楚这些费用的具体流向对于电网企业本身也是一种财务明晰的表现。&上述接近电监会人士表示。&可从固定购销差价起步，建立独立的输配电价，为双边交易缴纳过网费提供标准。&上述国务院发展研究中心的课题报告指出，从长远来看，要建立基于成本加成乃至效率激励的独立输配电价，但这需要进行主辅分开、资产核算并建立相应的成本核算方法，是一个较长期的过程，并且触及电网公司的核心利益。 报告提出，当前可以从固定购销差价起步，根据现有的购销差价来反算交易双方需要交纳的过网费用，这样做既能保障电网企业既有利益，还能改变电网企业的盈利模式及行为方式，由于不能够再挤占发电企业和用户的利益，电网企业在电力交易和可再生能源接入时容易保持中立。 尴尬&供电局& 新方案方向中的售电侧改革是最大的悬念。 今年3月曾有消息传出，电网售电侧将引入民营资本进行&混改&，但此后该消息被国家电网否认。5月底国家电网公布的&混改路线图&决定，开放分布式电源并网工程和电动充换电站设施市场两个方向进行混合所有制改革，售电侧混改未出现在其中。&目前电改大方向已经确定，难点在于如何让方案落地细化，当前对于如何实施还没有具体的方案，特别是售电侧改革，通过何种模式落地还很难说。&上述接近国家能源局的人士表示。 对于售电侧改革，最大的争议来自于售电环节的产权，是将电网的售电业务彻底剥离，还是保留电网的售电业务，让民资参股，还是在不改变现有售电市场基础上准入更多的民营售电公司。&每一种方式，都会带来新的难题。&一位曾参与拆分国家电力公司的人士对经济观察报表示，&如果在现有售电市场基础上准入更多的民营售电公司，这些公司如何对抗具有先天优势的电网体系的售电公司？如果是以电网为主导混改现有售电公司的部分股权，那么不仅会让产权更加模糊，而且对建立双边或多边交易的电力交易市场并无多少益处。& 其实，最大的难题在于如果对售电侧进行&彻底&的改革，也就是将电网进行配售分离的话，对于现有的较大数量的地方供电局或供电公司来讲，将可能面临被拆分的可能。 此前，电网方面曾对地方供电局或供电公司的配售分离进行过一些尝试，主要是将地方供电公司的配电线路及设备的安装检修维护从公司分离出来，单独成立配网中心和售电中心，但这种产权并未剥离的尝试，被认为只是强化了专业管理，并未实质性地进行配售分离。 &配售分离的核心在于产权的剥离，如果产权主体不变化，独立于电网的电能交易多元化售端市场就难以建立。&上述业内人士表示。
[责任编辑：houwang]
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