解读新电改方案：不要高兴得太早

作者：胡学萃

总的说来，从2002年国务院发布5号文，到新方案签发日期3月16日，已经过去了整整13年！这样一份多方博弈较量之后的文件，有一些期待、但也留下了悬念。

期待一：“四放开”变成“三放开”

根据媒体之前的披露，新方案要实现“四个放开”：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。此次新方案中，关于“放开”的表述是：“放开新增配售电市场、放开输配以外的经营性电价、放开公益性调节性以外的发电计划。”

这个变化意味着，只有新增的售电业务才会放开，原有的售电业务继续。也就是说，政府在准入相关售电主体时，要求新增的装机和机组才有资格。

期待二：售电主体会是谁？

文件明确了，有5类企业将成为新的售电主体，他们分别是：

1、高新产业园区和经济开发区成立售电主体。如果这些园区自己发展分布式的话，那就厉害了，意味着他们以后不用向电网买电都可以满足一半甚至更多的正常运转所需要的电量了。

2、社会资本投资组建售电公司。这就意味着，民营企业将来可以投资组建卖电公司，批发零售也好，总之以后消费者再去买电，可以选择买国网公司的、也可以选择买私营公司的了。谁便宜、谁供电更稳定可靠，就买谁的。

3、供水供气供热等公共事业公司。尤其是供热的公司，冷热电三联供的企业，有希望在将来独立面向用户进行交易了。

4、节能服务公司。这可是一大块市场，节能服务公司将可以为用户提供更加系统的集成解决方案，再结合合同能源管理，节能服务公司在给用户提升能效的同时，通过双方协商，按照用户需求卖电、节电并分享收益。

5、符合条件的发电企业。这一条完全是发电企业尤其是国有五大发电集团的福利，这么多年受制于电网公司的日子将一去不复返。

期待三：节电方案可以赚钱了。

文件中专门有一条，建立辅助服务分担共享新机制。“用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。”

这句话有点绕口，通俗来说，就是有一天用户可以像购买手机套餐一样和售电企业签订协议，根据自己家庭的用电情况，为了配合电网的调峰调频运行，比如可能电网会在某个时段切断家里的供电，那么这部分是会产生收益的，这个收益将由用户和售电企业分享。

期待四：电网不再统购统销了。

“电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。”这就意味着，新方案还原了电网作为电力高速路的属性，这对新能源尤其是分布式来说是重大利好。打个很简单的比方：原来A到邻居B家串门，必须开车先上高速、然后下高速，再到B家，现在A可以直接去了。

期待五：全面放开用户侧分布式电源市场。

“积极开展分布式电源项目的各类试点和示范。放开用户侧分布式电源建设，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能以及燃气‘热电冷’联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以‘合同能源管理’模式建设分布式电源。”

这一项是与电网还原成电力高速路配合使用才有意义的条款，有了这两项，才能满足将来各家各户分布式遍地开花所需的条件，缺一不可。

说了这么多，新方案实际上还有许多话，说了等于没说；或者说，还有许多未竟之事，需要未来配套更多的细则。不要高兴得太早，让我们多问几个为什么，看看新方案都留下了哪些悬念？

悬念一：谁来搭建电力市场交易平台？

新方案中说了，组建和规范运行电力交易机构，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行。电力交易机构安好政府批准的章程和规则为电力市场交易提供服务，相关政府部门依据职责对电力交易机构实施有效监管。

还有，电力交易机构主要负责世行交易平台的建设、运营和管理，负责市场交易组织，提供结算依据和服务，汇总用户与发电企业自主签订的双边合同，负责市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。

疑问来了：这个相关政府部门是谁？是国家能源局和各地的能源部门吗？文件并没有说清楚。这个交易平台的性质到底是怎样的？如果是代表政府部门行使行政职权、工作人员又是电网公司的原班人马，会不会又造成新的政企不分？

悬念二：不同的电压等级收费标准怎么定？

文件说了，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。意思就是，将来电网过路费和公路过路费一样，等级越高的公路收费也越高。开车上过路的朋友都知道，现在的高速路收费能赶得上高铁费用了，加上汽油钱，自驾还不如坐高铁划算。

方案没有给出不同电压等级的收费标准，也就意味着新方案的落实还有很多工作要做。

悬念三：交叉补贴仍由电网申报

新方案说，过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。

说实在的，这条规定有点莫名其妙。既然输配电价定了，为何还要保持现有的由电网企业申报数额、实报实销？所谓的过渡期间，何时是个头？真正正确的做法，应该是改交叉补贴为征税，如何充分利用价格和税收杠杆，政府部门要学习的东西真的还蛮多的。

电改万亿市场有望一触即发

这无疑给资本市场带来了无穷的想象空间。申万宏源电力行业分析师刘晓宁认为，“全国5.5 万亿度售电对应的万亿元级别市场即将开启。”

广东电改走在全国前列，揭示新一轮电改将着重于输配电价改革和扩大直购电交易规模。

由于用电量大、用电成本高，广东省电改进程领先全国。自2003 年率先实现厂网分离、2006 年开展直购电交易后，2014 年广东省推行直购电深化改革，深圳市率先实施输配电改。我们认为，广东省的电改模式揭示了我国新一轮的电改的路径。我们判断拥有多元电网输配端和供电能力过剩的地区或将是率先开展新一轮电改的试点地区。

内蒙古电力资源丰富，且拥有大型的发电、输配电一体的地电企业，直购电量全国第一，最容易开展输配电改和市场化交易。内蒙古煤炭、风能资源丰富，是我国主要外输电力地区之一。受外输电力通道建设滞后的影响，内蒙古发电能力过剩。为消纳过剩装机，内蒙直购电规模居全国首位。除国网公司外，内蒙古拥有直属自治区政府的大型省级地电企业“蒙西电网”。由于拥有非独家垄断的输配端形态，且发电能力过剩，我们判断内蒙古或将开展输配电改、扩大经营性电价市场化的综合电改。

云南省和东北三省供电能力过剩，或将扩大经营性电价市场化规模。云南省丰水期在直购电试点的基础上，开展“富余电力消纳”的竞价交易。受外输电力需求下降和自身水电装机扩大的双重压力，云南水电弃电量不断增长，直购电交易或将不断扩大。东北三省的发电装机规划远超过了新建特高压通道的输电能力，通过经营性电价市场化可降低工业用电成本，消纳过剩的发电能力。

四川、陕西和山西等拥有省级地电企业的省份更易开展输配电价改革。独立于国家电网及南方电网的地方电力公司，目前主要有蒙西电网、陕西地电、广西水利电业、四川水电投资、山西国际电力和新疆建设兵团等6 家，合计经营13 个地级市电网和近400 个县级电网。其中蜀、陕、晋三地拥有大型的独立省级地电企业，在各自省内拥有较大规模的发电、输配电市场。多元的输配端形态使得政府更易监控和核定输配电力成本，为开展输配电改提供基础。

把握电改主题投资机会：针对‘新电改’强调三个确定的逻辑：

1)发电端(上网电价)有望率先引入市场化机制。低价者受益，推荐水电和大火电，建议关注川投能源（600674）、国投电力（600886）和桂冠电力（600236）。

2)售电侧(售电价)或采取多元化方式引入竞争。6 类企业或成为新的售电主体，我们的判断是认为独立配售电资源企业和发电企业由于已有销售渠道和生产优势，更利于涉入售电市场业务，充分竞争的话，其优势将大于其他四类企业。推荐广安爱众（600979）、郴电国际（600969）和乐山电力（600644）。

3)电改是电价改革，长期看有利于降低全社会用电成本，改善下游全产业链(原材料、制造等环节)盈利水平。

随着电改政策出台，全国5.5 万亿度售电对应的万亿元级别市场即将开启，建议关注具备电改先行条件的区域性电力平台：

内蒙古，可关注内蒙华电（600863），区域电力龙头，60 万千瓦及以上机组占比达77%，有望受益发、售电两端改革。

四川省：可关注区域性电网公司，广依次重点推荐：广安爱众、郴电国际、川投能源、乐山电力、文山电力（600995），电改对于大部分公司是主题性机会，但对于上述公司则是趋势性机会，值得中长期把握。

来源：申万宏源