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发改委年底拿出新电改方案 各方仍在博弈
2014年10月20日企业观察报
消息称电改方案力度没有报道那么大 不会拆分电网
传新电改方案出台在即:将允许民资进入配售电领域
电改攻坚市场化还原
电力体制改革又开始新一轮热炒，有关方案也正在讨论之中。业界专家认为，虽然阻力和挑战决定了改革不可能一蹴而就，但当下是改革的最好时机。电网盈利模式逐渐改变，也已是板上钉钉的趋势
企业观察报记者张起花
国庆节前后，有关新的深化电力体制改革方案已起草完成的消息频见报端。消息称，方案已递交到国务院，有望于近期获批出台。新一轮电改再引热议。
自2002年“厂网分开”实施以来，电改一直是“只闻楼梯响，不见人下来”，今天终于迎来实质性推进的信号。中国电力企业联合会副秘书长欧阳昌裕在接受企业观察报记者采访时说：“新一届党和国家领导人对体制改革的重视程度和推进力度，为新电改方案的顺产提供了非常好的时机。习近平总书记在今年6月份的中央财经领导小组会议上明确提出，要抓紧制定电力体制改革总体方案，并对发改委提出要求，在今年底拿出新电改方案。”
电改是一块异常难啃的“硬骨头”，而今年习近平总书记亲自过问，被业内外人士解读为新一届政府推进电改的决心。不少专家认为，政府反复强调，改革是中国最大的红利。而反腐运动也让人看到了政府的强大勇气和决心，有这样的勇气和决心推进电改，中国电力体制就不怕改不动，不怕理不顺。
当前媒体讨论最多的所谓“新电改方案”提出“四放开、一独立”，即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。上述改革明显会触动电网企业利益链，将会破除电网公司所掌控的巨大权势。
对此，中国人民大学经济学院教授吴疆对企业观察报记者透露：“国家发改委综合改革司早已编制‘关于进一步深化电力体制改革的若干意见(征求意见稿)’(以下简称‘征求意见稿’)，并广泛征求意见。其中最大的亮点是确立了电网企业新的盈利模式，电网企业不再以上网及销售电价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。”
电改再次上路，自然被寄予厚望。但中国人民大学经济学院教授吴疆强调说：“有关电改方案的讨论仍在继续，正经历着上下、内外、左右各利益相关方的博弈，处于百家争鸣阶段。”他认为，电改是一个复杂的事情，目前各媒体报道的“方案已递交国务院，有望于近期出台”的言论过于乐观，而公开谈论的所谓方案内容也只是部分被业界专家各自认可的征求意见稿中的内容，电改方案在年底前出台有较大难度。
本报记者致电国家电网[微博]、南方电网及发改委相关负责人，得到的回答均是方案正在审定中，尚无定论，不便说太多。
市场化，还原电能商品属性
毋庸置疑，电改涉及问题很多，而且每个问题都有复杂的背景，牵涉多方利益，电改方案必然经历多方互动和博弈。
不过吴疆认为，从具体操作层来讲，当下的电改时机比以往任何时候都要好。除了政府高层领导的重视和推动外，相比油气、铁路等领域的改革，电改还有其他方面的一些利好因素作为催化：
首先，电改已经有过一次“厂网分离”的改革经验，发电企业也进行过拆分，有一定的改革基础；
其次，这些年舆论对电改的充分讨论，更有利于电改决策的科学化；
其三，目前我国已经有非常多的关于电改的研究报告及研究方案，积累了重要的理论支撑。
企业观察报记者在采访中发现，虽然新电改方案的神秘面纱还未揭开，是否会在年底露面也仍然未知，但无论电力企业内部人士还是业界专家，都对此轮电改充满信心，一致表示市场化的改革方向毫无悬念。
中国电力企业联合会副秘书长欧阳昌裕分析，按照十八届三中全会要求，我国要建立统一开放、竞争有序的市场体系。具体而言，就是要解决企业自主经营、自负盈亏的问题，解决消费者自由选择的问题，解决市场要素畅通流动问题。具体到电力行业，上述三方面问题每个都待破解。
我国电力企业的投资权、定价权被政府掌控着；生产要素的跨省、跨区域流动也有着方方面面的限制；电力资源的配置很大程度上通过行政审批来实现，而不是靠市场机制；电网公司统购统销的经营模式没有调动起企业发展的积极性，还剥夺了消费者的自由选择权。加上政府监管不到位，引发出诸如弃风、圈地等负面怪病。“所以，此番改革的方向，一定是破除政府过度干预，改革政府行政配置资源体制，建立完善的电力市场。”欧阳昌裕说。
此观点恰恰与今年6月份习近平总书记就推动能源生产和消费革命提出的5点要求相吻合。其中重要的一点是，“推动能源体制革命，打通能源发展快车道。坚定不移推进改革，还原能源商品属性，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能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体系”。
电能的属性一部分是其内在特质规定的技术性，如不可大规模储存、产供用的同时性等，这决定了电网存在的必要性，也是其容易形成垄断的原因；另一部分则是由社会附加的，主要表现为社会性和商品性。社会性即电力资源是确保国家经济发展、社会稳定的保障性、基础性资源；商品性即电力资源可以作为一般商品在市场上自由交易。
对于电能属性的认识与实现，深刻影响到电力市场化改革的方向和推进方式，影响到改革的路径选择，市场模式及政府监管手段等诸多方面。欧阳昌裕分析，研究电能的三个属性可以得出结论，电网应该保留其社会属性和技术属性，发挥电网设施的基础性平台作用，采取统一监管模式，并采用独立的输配电价。而发电侧和售电侧完全可以放开，引入竞争机制。发电侧早在2002年厂网分离的改革中就已经放开了，目前，关键是售电侧的放开。
据企业观察报记者了解，目前流传出来的电改征求意见稿强化售电侧的市场竞争机制。对此，中国法学会能源法研究会常务理事、副会长兼学术委员会主任吴钟瑚表示，配电侧和售电侧放开是我国电力产业朝着市场化竞争方向发展的重要风向。输配分开，适当引入竞争，有利于用户端选择权的强化，也有利于电价成本的降低。现在关键看放开多大，取决于改革的力度有多大。如果仅仅是少量民资入股，那么就不会形成太大影响。如果形成若干配电商和售电商，并有一系列配套措施出台，比如价格制定、市场监管、成本核算等，那么此轮电改将取得很大成效。
分类管制，取消电网购售电业务职能
在我国，电网企业目前是发电企业与用户之间产品传输和市场交易的唯一纽带，所有市场上的电力交易和输配必须通过电网公司。可以说，我国电网公司通过这个渠道控制了电厂和用户的两端。
中投顾问能源行业研究员宋智晨接受企业观察报记者采访时表示，电网公司在电力行业所处的地位非常关键，电网垄断既是保障电力行业稳健发展的重要因素，也是阻碍行业竞争效率提升的罪魁祸首。
在很多业界专家看来，电网的盈利模式和生存之道是我国十多年来电力体制改革的最大障碍。此轮电改，关键是要取消或弱化电网企业从事购售电的业务职能，适当引入竞争，让发电企业与用户实现直接而高效的交易。此前，吵得沸沸扬扬的“拆分电网”传说也正是基于这样的认知。
对此，欧阳昌裕表示：“售电放开是大势所趋，这意味着未来卖电不是电网公司一家，而是多家。未来的发电企业，甚至是电商企业都有可能成立售电公司，卖电给用户，用户选择将越来越多元化。”但他认为，这并非易事，输配环节、销售环节都需要有全面系统的规划，能否取得实质性突破，主要看国家层面的改革决心和配套改革措施。
无论接下来改革的挑战如何，目前看来，配、售电放开必然会改变电网的盈利模式。企业观察报记者在采访中发现，这似乎成为业界专家们的共识。吴钟瑚直言：“电力改革的方向是市场化，而关键点在于形成多买家多卖家的格局。目前，电网公司统购统销的运营模式不利于这种格局的形成，是接下来电改的重中之重。”
当前，电网的盈利模式是差价模式，即电网公司从发电厂按照上网电价收电，并进行调度、结算。然后，电网再按照销售电价将电卖给用户，上网电价和销售电价之间支出和收入的差额，即低进高出的差价是电网公司的收入。但现在，这个价差已经高到存在不合理之处。所以，业内专家认为，电网公司的收入模式将变为准许收入模式，也就是说将电网作为一个与道路、管道一样的公共资产、公用设施，只收取过网费，且采取独立的输配电价，并严格监管。
“如此一来，电网公司便与发电企业及售电企业没有了利益之争。国家对其考核角度也将发生非常大的改变，电网公司需要无歧视地对所有顾客开放，包括发电公司和用户，维持好电力系统的安全、稳定运行，做好政府委托给它的其他任务，比如电力普遍服务，特殊供应等。”欧阳昌裕表示。
对于竞争性电力市场的形成，欧阳昌裕还提出，要改变过去我国电力项目重审批、轻规划的做法。“最好是通过强化国家统一规划调控，让规划内各项目以公开招投标的市场竞争方式寻找到合适的投资方来操作，如此方能避免目前存在的诸如圈地、寻租等不良现象的发生。同时，也有利于电力项目投资效率的提高及布局的科学与合理。”
改革不易，小步快走为上策
12年前，我国的电力体制改革打破了原国家电力公司集发、输、配、售为一体，垂直运营、高度集中的格局。中国电力体制实现厂网分离，成立了国家电网、南方电网两家电网公司以及国电集团、大唐集团等五大发电公司，以及葛洲坝(9.80,0.46, 4.93%)集团和水利水电建设总公司等四家辅业集团。
改革激发了五大发电企业以及众多地方、外资、民营发电企业多家办电厂的竞争格局。年新增装机量由改革前的2000万千瓦增加到近1亿千瓦。国家发改委能源研究所原所长周大地对企业观察报记者表示，上一轮电改缓解了我国经济快速发展过程中长期存在的电力短缺问题，但遗憾的是，改革只解决了发电侧的多卖家问题，输配分开却没有实行，电价改革也相对滞后。在各利益方激烈博弈的背景下，电改陷入进退两难的僵局。
也正因为此，各种指责声不绝于耳。发电企业认为电网企业利用交易和调度权制造了不公平、不公正的电力市场环境。电厂诉求调度独立，不受制于电网企业。工商业用电户认为电网独家卖电是垄断，剥夺了其选择权，制造了高价。
矛头直指电网改革，并一度引发甚为激烈的拆分大讨论。时至今日，在我国电力资源供应能力相对过剩的背景下，周大地认为，我国需要通过新一轮电改解决输配环节的不科学性，使得电力项目的投资、建设，电力资源的调度和使用更加优化、更加高效，最终达到不断推进改革的终极目标。
如果改革已成定局，方向也已明朗，那么此轮改革该按照怎样的节奏推进？吴疆分析，过去十多年时间里，各种电力改革的口号层出不穷，比如竞价上网、大用户直购电试点等，但最终仍是雷声大雨点小。这说明电改牵扯的利益相关方博弈比较激烈，不那么容易推进。所以改革不能急于求成，在大的改革方向和原则没有错的情况下，允许电改慢慢推进，无论怎么改革，只要不后退都值得肯定。
欧阳昌裕认为，当前改革最大的阻力实际上不仅是来自于企业，更多的是来自于利益攸关的政府相关部门。因为电改实际上也意味着动他们的命门，比如与审批相关的部门等。此外，改革涉及相关冗余机构的裁撤、人员的剥离，这些问题处理不好，会增加改革的成本，并留下严重后遗症，影响社会稳定。
所以，关于改革的节奏方面，他认为要注重顶层设计，统筹规划，分步实施，切忌休克式改革。也就是说，急不得，最好是小步走、不停步，三五年内有较大变化，八年、十年有根本性变化。
同时，电改也不能单打独斗，要兼顾其他行业，综合考虑其上下游相关产业的改革节奏。要和我国整个经济体制改革协调，推进改革过快容易陷入无序境地，最好先试点示范，然后通过总结经验，有成熟的方略后推而广之。欧阳昌裕强调说：“改革态度、思想认识要积极，操作还是要稳妥。”
电力体制改革方案有望在近期获批出台
2015-07-13
在停滞了十年之后，经多方消息证实，由国家发改委牵头起草的深化电力体制改革方案，已于10月中旬递交国务院，有望在近期获批出台。
早在今年6月召开的中央财经领导小组第六次会议上，国家主席习近平明确提出，要抓紧制定电力体制改革总体方案，并对发改委提出要求，在今年底拿出新电改方案。
此前，国家发改委向相关部门发放的征求意见稿曾提出，以“放开两头、监管中间”为原则，除了输配电价由国家核定之外，发电厂和用户之间可以直接制定电价进行交易，并允许民营资本建设配电网，成立售电公司等。
由于电力改革牵涉面广、利益错综复杂，最终出台的改革方案内容目前尚难定论。
电网反垄断
本轮电改的重点之一的“管中间”，其核心是如何破解电网的垄断问题，这也是上一轮电力改革的未尽之事。
据悉，上报国务院的电改方案，此前曾经过多轮征求意见和反复修改，但最终没有将“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。
曾就职于国务院电力体制改革工作小组办公室、现任招商证券研发中心执行董事的彭全刚对《中国新闻周刊》表示，在本次改革中，呼声最高的是电网改革。改革的目标，是电网企业盈利模式从“赚取购售电差价盈利”向“收取过网费盈利”转变，其中的重点是售电业务分离和核定输配电价。
不过，国家电网内部人士告诉《中国新闻周刊》，一两年的短期内，输配电还难以分开。该人士还表示，即使输配分开，配电公司也只不过由形式上的大垄断变成了以地区为单位的小垄断，能否真正提高效率仍然存疑。
根据国际经验来看，在输配电体系中并不存在统一的竞争模式，输配一体化的模式并不在少数，美国、英国、法国、日本、俄罗斯等国家均采用了输配一体化的模式，纵向的拆分并不是唯一的出路。此前，国家电网公司总经理刘振亚公开表态，认为应坚持现有输配一体化、调度和电网一体化的格局。
此外，电网公司如何改革，还取决于政府对于电网企业性质的划分，如果被界定为公用事业服务型公司，那么对于电网的进一步改革，其拆分力度可能较小。今年8月，国家发改委官员在上海召集专家召开电改座谈会时也曾提及，改革后的电网将实现公用事业化，这意味着短期内电网输配分离不太可能实现。
国家能源局副局长王禹民早在今年3月就已经为电改绘下蓝图：电改在于体制和机制上的双重改革突破。简单地说，就是输电的不卖电。即由政府制定出台独立的输配电价，电网企业负责把电网这条“公路”建好，按输配电价收取“过路费”，用于电网投资建设和维护。同时逐步放开上网电价和销售电价。
2002年国务院颁布的《电力体制改革方案》为电力体制改革规划了一条市场化的中长期路线：通过厂网分离、主辅分离、输配分离、竞价上网四步改革措施逐步构建起竞争性的电力市场。
十二年过去了，在整个电力行业中，中国现有的电力行业格局基本维持了“五号文”改革规划，只完成了“厂网分开、主辅分离”，而“输配分开、竞价上网”曾小范围试点都均告失败。
电网企业仍然居于行业垄断中枢的地位。目前，国内的电网系统由国家电网、南方电网以及部分区域性的小电网公司组成，全面控制电力系统输电、配电与售电，在发电侧，各家发电厂只能以上网电价将电能卖给两大电网，电网是垄断的买方，在售电侧，电网再通过各地方供电系统将电能加价配售给各用户，电网是垄断的卖方。因此，在整个电力纵向产业链上，两大电网公司处于核心控制地位。
广发证券分析师郭鹏对《中国新闻周刊》表示，在这样的市场结构下，政府不得不对电价进行管制，制定上网电价与销售电价，否则电网公司有可能会利用其垄断优势，进一步施压发电厂与消费者，压低上网电价的同时提高销售电价，扩大其垄断利润。
在上一轮电力改革中，我国曾进行过区域电网建设运营的尝试，但并不顺利。2010年后，国家电网公司开始对控股的五大区域电网公司进行拆分，到2011年5月，最后一家区域电网公司—华北电网也被国家电网公司分拆。各区域电网公司被拆分为国家电网公司的区域分部，失去了独立的市场主体资格。此后电网系统没有继续推进区域电网建设的尝试。
“如何放两头”
发电环节和售电环节，这“两头”预料将引入更多市场竞争。在新一轮电改中，短期来看，大用户直购电依然是改革的突破口。
今年4月，国务院总理李克强在国家能源委会议讲话指出，要加快电力体制改革步伐，推动供求双方直接交易，提供更加经济、优质的电力保障，让市场在电力资源配置中发挥决定性作用。中投顾问能源行业研究员宋智晨对《中国新闻周刊》表示，大用户直购电制度是电力行业市场化改革的重要举措，产生之初便被赋予了推动售电端改革的重要使命。
广东作为全国试点，早已推进大用户直购电多年，是实现大用户直购电最早的省份。从2013年底起，广东采用电力用户与发电企业竞价交易的模式。仅今年前7个月，累计有30家电厂与86家用电大户达成了交易协议。集中竞价交易电量16.2亿千瓦时，为企业节省了近千万元电费。
从长远看，随着用户用电资格的不断放开，未来将有望产生服务于中小用户的售电公司，这些售电公司将逐渐与现有的电网公司产生竞争，并且最终实现售电端的市场化。
不过，从全国范围看，直购电推行十余年，进展缓慢之极。年度交易电量估计不足200亿千瓦时，在全国5万亿千瓦时的用电市场中，占比不到0.5%。
大用户直购模式分离了电网公司的交易权，最终方向是将售电和输配分开，因此，电网企业普遍对此持反对意见。前述国家电网人士表示，直购电交易规则越来越明晰的情况下，售电侧引入竞价机制也将顺理成章；然而，另一方面，也应该考虑到电网企业所承担的社会责任。因此，即使直购电自主定价也应该将政府行政收费和电价交叉补贴设计进去。
多位业内人士预估，改革将是在增量的配电建设领域引入民间资本参股，这样的做法既不会影响目前的电力系统格局，同时还有助于电力系统配电建设新增部分提高效率。
事实上，通过2003年的“一次电改”，发电环节市场化发展速度较快。按照《电力法》的规定，只有发电允许民间资本进入，而输电、配电、售电均不允许。
2003年启动的厂网分离改革，从原国家电力公司拆分出华能、国电、大唐、华电、中电投，目前这五大集团的装机总量在全国装机总量中的占比已经下降至47%左右，此间，地方国有发电企业成长迅猛。
发电领域的投资主体逐渐开始多元化，中外合资企业、民营企业也开始参与到电站建设中来。目前为止已经出资设立电厂的包括香港华润、台湾台塑，中国神华、珠江，河北建设，江苏国信等。
目前，国有企业主要以投资大型火电、水电等电源项目为主，装机容量占绝对优势。民营企业受资金规模等限制，多数难以承担大型发电项目的建设，传统上主要投资小水电、小热电等小型发电项目，单个企业装机容量相对较小。截至2012年末，民营发电企业装机容量在全国总盘子中的占比不足10%。
对于民营资本进入发电领域，前述国家电网内部人士建议，第一，不能心急。民营资本要想从国网业务中分一杯羹的话一定要谨慎；第二，投融资方式、金融模式、新业务创新这一块还是有一定想象空间的。
与发电相比，在目前的电力体系中并没有独立售电企业，售电长期与输配电捆绑在一起，为国有电网所垄断。消息人士称，计划在配售端引入民间资本，这一点有可能是未来《深化电力体制改革若干意见》的核心之一。国家能源局今年初公布的《2014年能源工作指导意见》提出，积极推进电能直接交易和售电侧改革。
以推进大用户直购电的方式打破电网垄断，已成为学界和业界的共识。新的国家能源局成立后，大用户直购电已经成为改革推进的重点，目前已经在10多个省份展开试点。
直购电改变了传统用电模式，即由用户向电网购电，然后按照国家统一价格向电网企业缴纳电费，改由发电企业和用电企业进行合约交易及集中双向竞价，同时向电网企业缴纳一定的过网费，其售价一般低于电网购电价格。
改革好时机
当前供电能力相对过剩为启动二轮电改提供了难得的契机。
近年来，电力装机容量不断扩大，而经济增速面临下行趋势，中国的装机容量所提供的发电能力已经可以满足甚至超过经济用电的需求。2013年，国内发电设备平均利用时间为4511小时，基本已经降到了1999年受亚洲金融危机影响的水平。
过去十年中，电力改革的停滞与电力供求的不平衡有着重要的关系。2002年推动的电改未能贯彻和此后数年出现的缺电现象也有关系。受亚洲金融危机影响，浙江省电力供应由紧变松，率先在国内引入竞价上网报价系统，试行择优调度上网。此后，经济回暖，国内多省出现拉闸限电情况，浙江省在缺电的情况下，竞价上网难以为继，最终自行消亡。
国家能源局近期统计显示，今年9月全社会用电量增速等数据创下一年半以来的第二低，全年用电量增速或低于5%。从目前国家能源局及上市公司公告情况来看，2013年国家发改委共核准发电项目比2012年下降了近七成。10月末，由经济日报社中经产业景气指数研究中心和国家统计局中国经济景气监测中心共同编制的2014年三季度中经电力产业景气指数显示，三季度全国发电量同比增长2.5%，为2012年四季度以来的最低增长水平。
广发证券分析师郭鹏对《中国新闻周刊》表示，电力需求弹性很小，基本上是刚性需求，如果在电力资源供不应求的情况下推进电力系统的市场化，势必带来发电端可以大幅提高报价，用电端成本快速提高的后果，提高企业整体成本，削弱我国产品竞争力，拖累经济发展。对于政府来说，这无疑是不可以接受的。
本届政府强烈的改革意愿，也使得本轮电改将获得更大的政策支持力度。
考虑到电力改革是整个能源系统改革的重要环节，在能源专家武建东看来，对于能源改革的战略重点以及先后顺序而言，必然是优先二次能源，次后一次能源；先电力产业，后油气产业。前者程序简单、定价机制易行；后者牵涉国际、定价机制全球化。因此，电力体制改革必然成为能源战略改革的第一步，具有战略性、机遇性、前沿性、跨越性的特点。
考虑到目前国内发电能力已经趋于饱和，下一步，环保要求与能源的可再生性就成为了下一步发电端发展的核心。对于存量发电机组来说，环保改造是主要的发展方向，而国家也在上网电价方面对于环保改造有所倾斜与疏导。
此外，从电力系统投资结构看，电源投资与电网投资比例的国际平均水平为0.8:1，而我国在2007年以来电源投资与电网投资的比例长期高于1:1，电网建设相对投入不足。未来预计配电系统将加快改造，尤其是加快高耗能变压器更换。同时加强配电网智能化建设，降低人工成本，这些都将给民营资本带来新商机。
二次电改，还有可能带来电价的持续回调。目前，中国的居民电价与大工业电价相当，商业电价大约是工业电价的180%，如此定价安排背后的考虑是，用高负荷率的工商业用户补贴低负荷率的居民与农业用户，因此，电力成本的降低，电价下调对工商业大用户来说很有意义。
从国际经验看，成功的电改往往会引导电价下行。1988年英国首相撒切尔夫人执政期间，发表了《电力市场民营化》的白皮书，拉开了英国电力行业改革的序幕，其核心内容是对电力行业实行私有化，并引入竞争机制。在整个90年代，英国通胀一路上行，但是电价却比电改前下降了近四分之一。
不过，最终的电改方案改革力度多大，还取决于本届政府的改革决心。发改委电力市场改革研究专家组成员、华北电力大学能源与电力经济咨询中心主任曾鸣对《中国新闻周刊》表示，此前的电改进展不顺利，与包括政府管理、审批机制等在内的市场环境不配套有很大关系。本轮改革推进速度也要看市场能否发挥核心作用。
习近平总书记在近40多天内四次就国企改革作出指示，一切迹象表明国企改革顶层设计方案随时可能出台。
中信证券认为，2015年1季度顶层设计方案出台传闻推动预期达到高点，但国企改革文件出台一再落空，6月5日深改组十三次会议后市场预期降到低谷。但7月17日习近平总书记一天之内两次强调国企改革，预示顶层文件或将发布。
兴业证券认为，由于国企改革涉及公司数量多、分布在不同行业、不同区域、改革进程不一，只有试点公司改革方向相时明确，因此，当国企改革政策有突破、主题升温时，试点公司更容易形成联动效应。
华创证券认为，对于央企改革而言，三类央企会优先进行改革：
1类是行业内龙头地位突出的公司，可能存在整合其他企业的可能性，例如钢铁行业中的宝钢股份、有色行业的中国铝业;
2是大集团小公司格局的上市公司，公司业务和旗下其他上市公司业务有部分重合，也存在集团对内部业务结构进行重新定位划分的可能性，例如宝钢集团下的八一钢铁、韶钢松山，五矿集团下的五矿发展、中钨高新、株冶集团，中冶集团下的中国中冶、锌业股份;
3类是公司原有主业由于种种原因已增长乏力的公司，例如安泰科技、北矿磁材等，部分企业已开始进行改革。
国金证券认为，根据国资委确定央企改革第一批试点的原则以及最终确定试点集团的特点，建议从四个特点选择重点关注的集团：
1、集团性质以竞争类为主，且是产业的龙头公司;
2、集团具有一定改革基础及经验;
3、集团改革方向相对较为明确;
4、管理层改革积极性较高或有相关表态;
建议关注以下四个集团:中国电子信息产业集团、中国诚通控股集团、中国船舶重工集团、中国国电集团公司。4大集团可能改革方向以及重点关注个股如下：
第二批试点央企预测
重点受益股
地方国企改革
安信证券认为，随着国企改革顶层规划的落地，此前公布国改方案细则的浦东新区、广州市、江苏省将率先加快改革进程，另外齐鲁证券和中信证券分别建议对福建和东北的国企改革予以关注。重点关注个股如下：
齐鲁证券认为，重点关注盈利水平一般且市值较小的标的，这些公司更有动力时产业进行整合，将大概率在国企改革中受益，对于大股东持股比例较低的上市公司，民资注入的机会增加，重点建议关注：福日电子、漳州发展、福建武夷、厦门空港、福建金森;对于经营状况良好，业绩突出的优质会司，员工持股、股权激励与混改等措施推行可能优于其他标的，建议重点关注建发股份、紫金矿业、兴业认券、象屿股份、厦门钨业、福能股份。
中信证券认为，东三省国企改革有望成加快推进，习近平总书记选择在东北地区强调国企改革，一是东北经济下滑严重，二是东北地区国企问题重重，严重制约了实体经济发展，加快推动东北地区国有企业改革，既释放改革加快的信号，也有助于支撑实体经济。建议关注关注吉林森工、本钢板材、时代万恒、哈空调、凌钢股份。
解读新电改：售电领域放开尚需时日 存众多利益博弈
2015-07-17
新电改至今最权威解读，你真的看懂了么？
时隔12年，电力体制改革在中国全面深化改革的背景下，再次拉开帷幕。2015年3月15日“九号文”的发布，成了今年上半年领域最具看点和最吸引力的重大事件之一。
本轮电改的驱动因素，实际上是老矛盾与新问题的结合。经过十多年的发展，中国的电力工业基本解决了国内的硬缺电问题，企业的经营管理能力得以显著提高，整个系统较为健康地运行。但是，电力行业仍然面临着一些问题，具体可以归纳为两方面，一是遗留问题趋于严重，二是新的挑战不断出现。
这两点问题，构成了推动新一轮电力改革的核心动机，随着中国经济增速放缓，电力总体需求增速进入一个相对平缓期，进行适当、适度改革的行业环境基本具备；同时，对中国垄断行业的改革呼声越来越高，改革的大环境也已形成。可以说，进行新电改的时机业已成熟。
新一轮电力体制改革的主要内容及配套文件解读
9号文出台
2015年3月15日，中央办公厅印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号，以下简称9号文)，这一政策的发布，标志着中央政府摒弃了5号文的工作思想，正式开启了新一轮的电力改革。该文件共分为4个大项，其中第一、二、四项主要是介绍电改工作的重要性、总体思路、以及相关的督促要求等，而第三项则提出了改革的具体任务，共计7大条，28小条，可大致概括为“三放开，一独立”，具体内容分别如下：
放开输配以外的经营性电价。在电价方面，政府的计划是，在不同的行业，给予不同的管理模式：一方面，作为用掉全社会85%电力的大户，工商业的电价未来将由发受双方自行商定，不再以上网及销售电价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。另一方面，考虑到居民、农业、以及公用事业的用电量虽然比重很小，但是用户人群众多，具有广泛的社会影响，故这部分电价仍将由政府继续管控。
放开公益性调节以外的发电计划。在电量方面，9号文采取的是与电价管理同样的“双轨制”办法。工商业直接交易的电量和容量将不再纳入发电计划，由市场双方自行决定。但政府仍将保留一定的“公益性、调节性发用电计划”，以“确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，确保维护电网调峰调频和安全运行，确保可再生发电依照规划保障性收购。”简而言之，就是政府在放开交易电量的同时，还将继续掌控一部分计划发电量，来确保电力的廉价、安全、清洁等基本要素。
放开新增配售电市场。一个市场化的行业，其最明显的特征往往有两条：一是交易的市场化，二是投资主体的多元化，电力行业亦然。本轮电力改革的重要任务，除了放开电价与电量之外，还要有序放开配售电业务，培育新的市场主体。之所以选择有序放开，主要是由于在相关政策尚不完善，社会资本参与效果未知的情况下，全盘放开的时机尚不成熟。此外，政府在配电领域还提出了“放开增量”的限制，观望意向较为明显：只有当增量部分开放的效果较好时，存量部分才有可能继续被推向社会。
交易机构相对独立。电力行业的交易机构可以视作证券行业中的交易所，目前中国的电力交易机构均由电网公司建立，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，电力市场交易信息发布平台的信息发布。交易中心的相对独立，实际上是针对“调度独立”的一个妥协，即电力交易离不开电网调度，但调度只负责技术问题，电网不能完全考虑自身的经济利益。至于“相对”二字，指的是交易中心的产权仍保留在电网，但“独立”的定位，又使其便于接受相关部门监管。
9号文的发布，彻底动摇了电力行业现有的利益格局，但它还只是一个纲领性的政策，并未提出具体工作的执行思路。因此，在其发布后不久，一系列配套文件密集出台，开始将文件中的要求一一细化，使得其能够得到具体落实。
配套文件一：消化现有清洁
自9号文出台后，新电改对风电、光伏等新的影响备受关注，这类电源因价格高，可控性差，一直以来靠着电网分配的发电小时数获取收入，但如果在一个完全自由竞争的市场下，失去政府的保护，这类电源将毫无竞争性，面临出局之虞。就在各方猜想新电改会以何种方式保障可再生并网时，3月23日，发改委同局联合下发《关于改善电力运行，调节促进清洁多发满发的指导意见》。该文几乎与九号文同时落地，是新电改的第一个配套文件。
与此前《可再生十二五规划》、《战略行动计划(2014-2020)》不同，这一文件对清洁的要求并不在于新增多少装机，而更多侧重于对存量资源的消化。由于环境原因，中国近几年清洁投资建设的力度较大。至2014年底时，其水电、风电的总装机量，以及光伏的新增装机量都已达到世界第一。然而，清洁想要在结构中占据较高比重，不仅要有足够的装机量，还要有一定的利用小时数。虽然中国清洁装机完全有能力达到“十二五”规划的要求，但由于利用小时数偏低，很多机组没有得到充分的利用。电改第一个配套文件目的就在于，试图鼓励政府以市场手段来解决清洁发展中的“三弃”症结，从而让现有装机能够转化为相应的发电量。
配套文件二：以平缓负荷曲线容纳可再生
1号配套文件一个值得关注的细节是，这是官方首次将需求侧管理与清洁联系到一起，事实上，在之前几年的相关文件中，无论是《电力需求侧管理办法》、还是《关于开展电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》，其中都没有提及可再生。出现这一转变的原因是：中国近几年间的电力形势已经发生了较大变化。在2011年前后，中国处于缺电状态，电源及电网容量不够，无法满足连创新高的电力负荷。而现在虽然电力充足，但清洁电太少，由于负荷曲线峰谷差大，而可再生随机性强，难以持久并网(见图3)。所以在政府看来，以价格手段削峰填谷，将负荷曲线平缓化以消纳清洁，在现有储能设施不足的情况下，是最为现实的选择。
2015年4月9日，发改委联合财政部对外公布《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》，这是9号文的第二个配套文件，在某种意义上讲，第二个配套文件属于第一个文件第三大项的延伸。在中国当下的电力市场环境下，需求侧管理的经济方式有两种，一是抑制高负荷时用电，即制定峰谷电价；二是鼓励低负荷时用电，也就是给予奖励。政府虽然在文件中给出了制定尖峰电价的建议，但财政部的加入却又预示了补贴政策出台的可能，总而言之，具体政策还将由地方政府根据自身情况制定。
配套文件三：推进国网经营区
尽管9号文配套政策出台的密集程度超出各方预期，但严格来讲，前两个文件主要侧重于消化清洁，并没有触及“三放开一独立”的这一核心。实际上，业内最关心的问题还是输配电价改革以及售电公司的成立细则，本轮电改所带来的投资机遇，尽藏于此。在各方的期待下，2015年4月16日，国家发改委对外发布《关于贯彻中发[2015]9号文件精神，加快推进输配电价改革的通知》，是为9号文的第三个配套文件。
第三个配套文件的最大亮点在于，这是政府首次在国网经营区开启输配电价改革。纵观之前的两个试点，深圳属于南网，内蒙试点属于蒙西电网，都绕开了国网庞大的经营区域，而此次却一次性纳入了3个国网辖区试点，可以说是一次突破性的进展。这四个试点省份的共同点是电力供需均较为宽松，而且都有一定的外送能力(见图5)，这种安排，可能是为了避免重蹈电荒阻碍电改的覆辙。
而其差别则在于：这四省分处于华东、华中、西北、南方四个不同的电网区域内，电源类型各异，具备一定的代表性(见图4)。如果试点期间，相关工作顺利，那未来的输配电价改革推广很有可能以这四省为基础大范围铺开。
配套文件四：打破远距离输电症结
第三个配套文件向国网区域的推进，使得电力改革开始触及市场化的核心内容。但是，省级试点的一个缺失在于，它所制定的输配电价，只有在电压低于220kv，也就是整个交易在省内完成时，才会迅速而有效的落实。如果电压继续升高到500kv以上，触及到跨省送电的问题，复杂程度会大幅升级。
在这样的背景下，2015年5月8日，国家发改委发布《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》，该文件被称为新电改的第四个配套文件。
至此，各级电压输配电价的核定机制已基本成型，其核准权也被一分为二：地方政府拥有≤220kv输配电价的绝对掌控权，而500kv以上专项工程的输配电价则由中央政府接管。对政策制定者而言，该文填补了一个重要空白：我国是一个跨省送电非常频繁的国家，大容量远距离的输电工程遍布各地。在省级输配电价试点即将开启之际，跨省输配电价的制定，以及其利益分配的方法，对意图核算输配电价的省政府而言，显然是一个无法回避的问题。
新电改对各利益方的影响
新一轮电改的推进，从很大程度上打破了原有的利益格局，发电企业、电网企业、终端用户等都会受到不同程度的影响，当然，既有利益格局的变化，也带来了新的市场机会。
1、发电企业：命运分化
9号文对于工商电价，以及非公益性发电计划的同时放开，使得电厂在上网电价与利用小时数上获得了双重的解脱。而其所面对的目标也从电网企业和地方政府转变为了下游用户，而地方政府与下游用户的诉求是不同的，前者希望平衡辖区内各电厂的经济利益，而后者只想获取优质可靠的电力。这种诉求的转变，加之宽松的电力需求形势，使得各电厂未来的命运将呈现出正反两极的分化：高效机组的利用小时数将迅速攀升，利润大幅增加，而没有竞争力的中小老旧电厂将不被下游接纳，最终或是以政府发电计划度日，或是直接被市场淘汰。
2、电网企业：艰难转型
电网是本轮电力改革中遭受冲击最大的一方，从某种意义上讲，9号文的“一独立三放开”，其实质就是剥离掉了电网公司的定价权、定量权、交易权。这些权力的丧失，使得电网由电力的贸易商转型为物流商，盈利模式发生了根本改变，从而直接影响到了收入——发改委的文件表明，深圳2015年的平均输配电价为0.1435元/千瓦时，较2014年低出0.01元/千瓦时，而且未来两年还将继续下降，有分析就此指出，深圳在未来三年内的收益累计将减少24亿元之多。
深圳电网公司的情况，未来将来在全国各地上演。如果电网公司没有寻找到新的业务突破口，那么未来数年，随着输配电价下调，收入大幅减少不可避免。届时其投资输电通道，尤其是大容量远距离线路的积极性也很有可能随之下降。
对电网企业而言，新电改的实质，就是一次放权让利的蜕变过程，无论以何角度审视，电企都是最大的输家。
3、售电公司：前景未明
在新电力改革中，有两个问题最受各方关注，一是未来电价的走势，二是配售电领域的放开，其中后者因为涉及到全国5.5万亿度电的销售，被称为新电改的最大红利。
但是，仅以售电数字，就断言售电市场的光明前途，未免过于简单直接。事实上，尽管呼声甚高，但目前为止，政府并没有出台与售电公司相关的配套政策，仅删去了《电力法》中“供电营业机构持《供电营业许可证》向工商行政管理部门申请领取营业执照，方可营业”一项，使创办售电公司的流程稍加简化。虽然9号文表示要“建立市场主体准入和退出机制”，但相关的细则却一直未能出台。
与政策的按兵不动类似，作为开展售电业务最重要的证明，售电牌照至今仍未在国内下发，至于获取其所需要的具体条件，政府也未予透露。这使得国内很多所谓的“售电企业”迟迟无法开展售电方面的工作。由于相关的细则没有出台，不确定因素太多，也就很难判断未来的行业状况以及市场格局。
在2000年前后，社会资本也曾经掀起一股开办加油站的浪潮，很多公司虽然领取了营业执照，却被后续繁琐的各类手续及牌照拖住了脚步，时至今日，民营加油站也未能给投资者们带来预期中的巨大市场，不少当初志在必得的投资者，现今深陷亏损泥沼难以脱身。
售电公司的热潮是否会重蹈加油站的覆辙？一切都有待于事态未来的发展。
4、下游用户：近跌远涨？
谈论电改对下游用户的影响，在一定程度上，就是讨论未来电价的涨跌问题。电价跌，则用户受益，涨则反之。
从短期来看，电价下行是必然结果。未来的电力贸易将分为两种模式：直接交易与计划发电。在直接交易中，由于当下电力供应宽松，处于买方市场，加之输配电价下降，工商用户必将从中获益颇多。随着煤价逐年下滑，煤电联动将启动，电价下调也是必然趋势。4月8日全国电价的下调就是明证。
但是，电价中长期的走势却显得不甚明朗。最大的不确定性来自于可再生。由于环境约束，中国政府一直急于寻找煤炭的清洁替代品，其中以风电、光伏为代表的清洁都是其重点关注的目标，有观点认为，这类发电成本高，而且扩张趋势明显，如果未来大规模接入，很可能会抬高电价。
然而2014年的数据显示，中国风光发电量之和占全年发电量比重不到4%，如此微弱的比例，使得可再生完全起不到拉高电价的作用。
事实上，即便是可再生实现了较高的比重，电价的上涨也未必是必然结果。按九号文规定，风电光伏是应包括在“公益性、调节性发用电计划”中的，属于政府定价，而未来风光发电设备的成本，在技术进步与市场竞争的双重因素下，必将呈现出逐年下降之势，届时政府将基于“看成本给电价”的原则，将其上网电价进行下调。如果其成本降幅足够，那么未来风电光伏的发电成本接近甚至低于煤电，并非是一件不可想象的事情。
。相关结论
1、电改大幕刚刚开启，未来还有很长的路要走。
总体而言，尽管新电改的出台政策颇为密集，但目前看来，在前四个配套文件中，第一、二、四个文件都只是针对9号文的某一条要求的细化，只有3号细则触及了9号文最为核心的问题之一——也就是“一独立三放开”中的输配电价改革部分，而在“有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立”上，现有的文件对此均未提及。因此可以断定，本次电改尚且处于初期阶段。配套文件未来仍将密集推出，整个改革体系构造完毕远非一日之功，需要长时间的积累。
2、售电业务不会一蹴而就，后续还将有众多的利益博弈和制度设计。
作为市场最为感兴趣的内容，售电领域的放开也尚需时日，实际上，售电公司在电力交易时，必然要以直接交易的模式购入电力(见图8)，如此方能赚取计划发电与直购电间的电力差价，而直接交易模式又离不开输配电价以及发电计划的放开，这就决定了，售电领域很可能将是“三放开”中最后一个被彻底落实的内容。事实上，与售电本身相关的文件未必会很复杂，但其需要大量的准备工作。总之，在首个售电公司正式投运之前，各方还有很长的路要走。
3、需求侧管理将获实质性利好，服务公司未来将有巨大发展空间。
尽管售电公司可以通过吃差价获得一定的盈利，但对用户而言，售电公司之间的产品差别并不会相差很大。即便售电公司可采取各种方式优化服务，例如缩短收款期、降低不合理网损等，但更大的业务空间，必然是通过业务增值来实现。这些业务包括需求侧管理与检测、合同管理、综合节能、以及用能咨询等增值服务，为用户减少消费实施管理或提出建议。(见图9)
中国现今实行的是阶梯电价与分时电价制度，用电越多电价越贵，如果售电公司能够牵手服务公司，将可以通过专业化的管理，最终使用户实现用电越多越便宜。除此之外，还可以通过实行需求侧管理，使得用户避开尖峰电价期，减少在用电上的花费。不难想象，在电力同质性强的前提下，这类附加服务的出现，必将成为各售电公司的核心竞争力。技术允许者，还将以平日积累的大量用户数据(例如电力消耗曲线、用户用能习惯、用户能量消耗结构等)，为用户提供高品质的信息挖掘服务。
可以预见，这类增值服务将成为决定售电公司成败的最大因素之一，而专业的服务公司，将从此轮大潮中获得广阔的发展空间
