电改破除电网垄断格局
新电改方案预期即将出台。大变革前夜，中国证券报记者获悉，新电改方案除了已知悉的“四放开、一独立、一加强”的基本思路以及改变电网盈利模式之外，明确提出要改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易一体的状况，电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，破除电网“独买独卖”的垄断格局。
专家指出，相对于2002年5号文，此轮电改大概率推出的是一个折中方案。虽然方案中可能不会有涉及拆分电网、调度独立等此前热议的内容，但是如果能够实现改变电网盈利模式这一核心目标，目前的电力市场格局也将发生深刻变革。
单独核定输配电价
知情人士透露，在新电改方案中，延续了深圳试点的基本思路，明确提出单独核定输配电价、积极推进发电侧和销售侧电价市场化、逐步减少或取消电价交叉补贴。
11月4日，国家发改委下发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，正式启动我国新一轮输配电价改革试点。华北电力大学能源与电力经济研究中心主任曾鸣认为，深圳试点是整个电价改革领域的关键一环。形成独立的输配电价格 机制，是“监管中间”这块最重要的一个环节，也是直购电市场形成的最重要的前提条件之一。不过，核定输配电价也一直是电价改革的难点之一。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》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。
曾鸣表示，与深圳方案不同的是，此轮电改将通过“分步实施”的方式来降低改革难度。起步阶段，输配电价采用单位电量过网费模式，平均输配电价由平均购销差价形成。而随着改革的深入，输配电价的核算方法将逐步过渡到按“准许成本+合理收益”原则，分电压等级核定。这与深圳试点的输配电价核算方法基本相同。
深圳方案也为后续的公益性以外的发售电价格市场化指明了方向。包括放开竞争性环节价格，把输配电价与上网电价、销售电价在形成机制上分开；未来，参与市场交易的发电企业上网电价，由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费；参与电力市场的用户购电价格，由市场交易价格、输配电价(含损耗)和政府性基金组成；其他没有参与直接交易的发电企业上网电价以及居民、农业及公共机构用电，则继续执行政府定价。
中国证券报此前曾报道，有关部门明年还将在电力宽裕地区继续推进输配电价改革试点。目前东北、西南等电力过剩地区正在积极争取参与输配电价改革试点。
不过，曾鸣认为，要使输配电价改革真正起到实效，还需要后续改革工作系统推进。“如果单独为了输配电价改革核定电价，意义并不大。”
中国人民大学经济学教授吴疆也表示，应以调整电力产业制度为主线，与电价形成机制改革协调并进。如果产业制度改革不到位，缺乏竞争性格局、信息透明度低下，电价形成机制也是难以有效推行的。
破除电网“独买独卖”
从12年前5号文16字改革方案“厂网分离、主辅分离、输配分开、竞价上网”开始，电改一直备受市场关注。此轮电改重启后，一直有拆分电网、输配分开的传闻。曾鸣表示，新一轮电改方案暂时不考虑输配分开和电网调度独立。
新一轮电改，最可能从破除电网企业“独买独卖”的模式入手，从核定输配电价出发，推动电力直接交易，放开两端的发售电市场，逐步形成电力交易市场。
知情人士认为，此轮电改的核心，是确立了电网企业新的盈利模式。电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，而是按照政府核电的输配电价收入过网费，确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。
同时，电网企业的功能也将按市场属性定位。改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易一体的状况，电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，不再负责电力统购统销。这意味着，此前一直备受市场诟病的电网企业“独买独卖、调度交易一体”的垄断格局将打破。
调度独立一直被认为是破除电网垄断的关键。而按照新一轮的电改方向，虽然未提及调度独立，但是提出交易平台相对独立运行的形式。方案将明确原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开。
“之所以确定为相对独立，主要是考虑交易平台独立出去不具备操作性。基础支持系统、人才都需要重新建设，且需要与电网之间进行协调。从国情出发，未来估计还要授权电网企业来搭这个交易平台。”曾鸣说。
而吴疆在所著《中国式电力革命》一书中，也罗列了“调输一体(仅交易独立)”作为改革模式之一。不过，吴疆认为，如果调度没有独立，交易中心独立性的实际效果可能会大打折扣。而且，方案中相对独立一词比较含糊，未来的改革方向还得看具体的实施方案。
在“监管中间”的同时，方案明确“放开两头”，即放开售电业务及增量配电业务，鼓励社会资本投资参与，实行电网企业输配电业务财务独立核算。
在建立了相对独立的交易平台后，推进电力直接交易成为新一轮电改的主要方向。知情人士介绍，方案将鼓励符合准入标准的电力用户、市场化售电主体，通过协商或市场竞价直接向发电企业购电，双方自主确定交易电量和价格，按国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费。同时，鼓励建立长期稳定的交易机制，推进跨网跨行政区域的电力市场化交易，采取中长期交易为主，临时交易为补充的交易模式，促使窝电地区的富余电力更好地向缺电地区输送。
与直接交易相对应，新一轮电改意见或将同步缩减发用电计划。按照“增量为主，先易后难”的原则处理好市场电量与计划电量的关系，直接交易的电量不再纳入发用电计划。新增工业电力用户和新核准的发电机组，原则上不再实行计划电力管理，其电量纳入直接交易范围。
一位接近能源局的专家认为，由于此次上报的新电改方案还只是一个原则性意见，难点在于如何让方案落地细化。“是大改还是小改，怎么改，要看新电改意见出台后具体配套实施方案的内容。但目前还没有见到具体的方案。”
该专家同时指出，电改的先后顺序，哪件事先干，哪件事后干，这个很关键。首先应该是形成独立的输配电价，第二步是改变电网的盈利模式，接着建立电力市场，形成多买多卖的格局。而如果像此前不变革电力体制就先推大用户直购电试点，则会遭遇很大的阻力。
新电改方案预期即将出台。大变革前夜，中国证券报记者获悉，新电改方案除了已知悉的“四放开、一独立、一加强”的基本思路以及改变电网盈利模式之外，明确提出要改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易一体的状况，电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，破除电网“独买独卖”的垄断格局。
专家指出，相对于2002年5号文，此轮电改大概率推出的是一个折中方案。虽然方案中可能不会有涉及拆分电网、调度独立等此前热议的内容，但是如果能够实现改变电网盈利模式这一核心目标，目前的电力市场格局也将发生深刻变革。
单独核定输配电价
知情人士透露，在新电改方案中，延续了深圳试点的基本思路，明确提出单独核定输配电价、积极推进发电侧和销售侧电价市场化、逐步减少或取消电价交叉补贴。
11月4日，国家发改委下发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，正式启动我国新一轮输配电价改革试点。华北电力大学能源与电力经济研究中心主任曾鸣认为，深圳试点是整个电价改革领域的关键一环。形成独立的输配电价格机制，是“监管中间”这块最重要的一个环节，也是直购电市场形成的最重要的前提条件之一。不过，核定输配电价也一直是电价改革的难点之一。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》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。
曾鸣表示，与深圳方案不同的是，此轮电改将通过“分步实施”的方式来降低改革难度。起步阶段，输配电价采用单位电量过网费模式，平均输配电价由平均购销差价形成。而随着改革的深入，输配电价的核算方法将逐步过渡到按“准许成本+合理收益”原则，分电压等级核定。这与深圳试点的输配电价核算方法基本相同。
深圳方案也为后续的公益性以外的发售电价格市场化指明了方向。包括放开竞争性环节价格，把输配电价与上网电价、销售电价在形成机制上分开；未来，参与市场交易的发电企业上网电价，由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费；参与电力市场的用户购电价格，由市场交易价格、输配电价(含损耗)和政府性基金组成；其他没有参与直接交易的发电企业上网电价以及居民、农业及公共机构用电，则继续执行政府定价。
中国证券报此前曾报道，有关部门明年还将在电力宽裕地区继续推进输配电价改革试点。目前东北、西南等电力过剩地区正在积极争取参与输配电价改革试点。
不过，曾鸣认为，要使输配电价改革真正起到实效，还需要后续改革工作系统推进。“如果单独为了输配电价改革核定电价，意义并不大。”
中国人民大学经济学教授吴疆也表示，应以调整电力产业制度为主线，与电价形成机制改革协调并进。如果产业制度改革不到位，缺乏竞争性格局、信息透明度低下，电价形成机制也是难以有效推行的。
破除电网“独买独卖”
从12年前5号文16字改革方案“厂网分离、主辅分离、输配分开、竞价上网”开始，电改一直备受市场关注。此轮电改重启后，一直有拆分电网、输配分开的传闻。曾鸣表示，新一轮电改方案暂时不考虑输配分开和电网调度独立。
新一轮电改，最可能从破除电网企业“独买独卖”的模式入手，从核定输配电价出发，推动电力直接交易，放开两端的发售电市场，逐步形成电力交易市场。
知情人士认为，此轮电改的核心，是确立了电网企业新的盈利模式。电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，而是按照政府核电的输配电价收入过网费，确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。
同时，电网企业的功能也将按市场属性定位。改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易一体的状况，电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，不再负责电力统购统销。这意味着，此前一直备受市场诟病的电网企业“独买独卖、调度交易一体”的垄断格局将打破。
调度独立一直被认为是破除电网垄断的关键。而按照新一轮的电改方向，虽然未提及调度独立，但是提出交易平台相对独立运行的形式。方案将明确原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开。
“之所以确定为相对独立，主要是考虑交易平台独立出去不具备操作性。基础支持系统、人才都需要重新建设，且需要与电网之间进行协调。从国情出发，未来估计还要授权电网企业来搭这个交易平台。”曾鸣说。
而吴疆在所著《中国式电力革命》一书中，也罗列了“调输一体(仅交易独立)”作为改革模式之一。不过，吴疆认为，如果调度没有独立，交易中心独立性的实际效果可能会大打折扣。而且，方案中相对独立一词比较含糊，未来的改革方向还得看具体的实施方案。
在“监管中间”的同时，方案明确“放开两头”，即放开售电业务及增量配电业务，鼓励社会资本投资参与，实行电网企业输配电业务财务独立核算。
在建立了相对独立的交易平台后，推进电力直接交易成为新一轮电改的主要方向。知情人士介绍，方案将鼓励符合准入标准的电力用户、市场化售电主体，通过协商或市场竞价直接向发电企业购电，双方自主确定交易电量和价格，按国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费。同时，鼓励建立长期稳定的交易机制，推进跨网跨行政区域的电力市场化交易，采取中长期交易为主，临时交易为补充的交易模式，促使窝电地区的富余电力更好地向缺电地区输送。
与直接交易相对应，新一轮电改意见或将同步缩减发用电计划。按照“增量为主，先易后难”的原则处理好市场电量与计划电量的关系，直接交易的电量不再纳入发用电计划。新增工业电力用户和新核准的发电机组，原则上不再实行计划电力管理，其电量纳入直接交易范围。
一位接近能源局的专家认为，由于此次上报的新电改方案还只是一个原则性意见，难点在于如何让方案落地细化。“是大改还是小改，怎么改，要看新电改意见出台后具体配套实施方案的内容。但目前还没有见到具体的方案。”
该专家同时指出，电改的先后顺序，哪件事先干，哪件事后干，这个很关键。首先应该是形成独立的输配电价，第二步是改变电网的盈利模式，接着建立电力市场，形成多买多卖的格局。而如果像此前不变革电力体制就先推大用户直购电试点，则会遭遇很大的阻力。
综合资源规划就是将供应侧的资源和需求侧的资源放在一起，按照一定规则进行优化组合排序，按照经济指标、环境排放、技术安全约束、电源电量平衡等整个指标最优的情况进行选择。
未来大规模风电和光伏发电并网运行，使得电力系统由过去的单侧随机波动逐渐变成双侧随机波动。只有实施综合资源规划，才能够实现横向互补、纵向协调，进而减少弃风弃光，提高电力系统总体经济效益，同时保证供求实时平衡，维护系统安全稳定运行。
谁将受益电改
新一轮电改方案即将出炉，新的利益格局或将重新形成。新一轮电改将给产业和企业带来什么样的改变？哪些企业将成为新入局者？谁将从新电改中受益？成为资本市场关注的焦点。
中国证券报记者获悉，售电侧市场化改革将允许6类企业成为新的售电主体，鼓励社会资本投资售电业务和增量配电业务。业内人士认为，新一轮电改将引入新的市场竞争主体，催生电力市场新的发展机遇。
6类企业将成新售电主体
新电改方案提出的售电和增量配电业务放开、交易平台相对独立、电网企业盈利模式改变等内容，将深刻变革现在的电力市场格局。
知情人士介绍，售电侧市场化改革将允许6类企业成为新的售电主体，包括现有的独立配售电企业、高新产业园区或经济开发区、社会资本投资、分布式能源的用户或微网系统、公共服务行业和节能服务公司以及发电企业。
方案明确，允许现有的独立配售电企业从发电企业直接购电，缴纳输电费用，自主向用户售电；允许符合条件的高新产业园区或经济开发区，组建独立的配售电主体，直接购电；鼓励社会资本投资成立独立的配售电企业，从事直接面对用户的低压配电业务；允许拥有分布式能源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务；允许发电企业投资和组建售电公司进入售电市场，进行直接交易的同时从事售电或配售电业务。
在电力直接交易中，优先开放35千伏及以上的大型工业用户、高新产业园区、独立配电企业参与直接交易。支持节能环保高效机组通过直接交易多出力、多发电。
分析认为，售电侧市场化改革引入新的售电主体，将为电改新入局者提供新的市场空间。此次售电侧放开，将为节能服务公司、公共服务行业公司等打开一项新的业务领域。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，其中节能服务公司已达3210家。一些配电设备企业或者正在为配网做准备的电气公司，也有望成为新的售电公司或配电领域有力的竞争者。
行业或重新洗牌
国泰君安分析师认为，电力行业大格局已经有超过十年没有发生过变化，整个行业万亿级别的销售收入、资产以及数千亿级别的利润总额，一旦出现自上而下推动的格局改变，将足以造就大量受益主体及资本市场投资机会。
电力专家表示，就放开售电侧一项来说，中国每年有5万多亿度用电量，按0.6元/度电估算，每年也有3万亿元的售电市场，这是一个相当规模的市场。不过，他同时也表示，售电市场不可能一下子放开，多买多卖的电力市场将逐步形成。
谁将从新一轮电改中受益？可以从发电侧、售电侧及用电侧三个方向进行梳理。
国泰君安分析师认为，在发电侧，火电行业内部将出现盈利能力的明显分化。高效率低能耗大机组、距离高耗能负荷中心较近的机组将明显挤占其余火电机组发电小时数，低成本、低能耗的火电企业将受益。而水电企业将成为发电侧市场化推进的最大赢家之一，市场化的价格形成机制将使水电电价逐步获得系统性提升。
售电侧和增量配电业务的放开，则将使得原先囤积于电网体内的一部分利润再分配到售电侧的竞争参与者中去，更重要的是，竞争的引入将很有可能大幅提升整个配售电领域的经营效率进而释放出更多改革红利。地方性小型电网企业将是电改的另一大赢家，有可能实现异地扩张。
而在用电侧，电力消耗大户的高耗能行业，将以直购电门槛为界限，出现明显两极分化。行业中的龙头、高效公司将是电力体制改革的另一大赢家。能够帮助高耗能企业降低成本及节能提效服务企业，也将受益此次电改。
中国证券报记者欧阳春香
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