電力體制改革之前，我國的電力體制即為高度集中的計劃經濟電力體制，即國家以垂直一體化的模式對電力行業嚴格管制，發電、輸電、配電和售電一體化，從初始勘測設計、資金籌劃、工程建設、電站電網搭建到末端電力銷售，均由國家管控。計劃經濟電力體制缺乏創新和活力，成為工業發展的桎梏。

我國的電力體制改革從1985年至今已近30年，大致歷經四個階段：一是1985年之前政企合一國家壟斷階段，這一時期的突出矛盾是體制性問題造成電力供應嚴重短缺；二是1985~1997年，為了解決電力供應嚴重短缺的問題，發電市場部分開放以鼓勵社會投資，政企合一和垂直一體化壟斷問題突出；三是1997~2000年，政企合一問題成為改革中心，國家電力公司應運而生，政府的行業管理職能變更至經濟綜合部門(經貿委)，垂直一體化壟斷成為下一階段的主要矛盾；四是2002 年4 月12 日，國務院下發《電力體制改革方案》（“5 號文”），成為電改的一個標志。該電改方案的四個核心要素是廠網分離、主輔分離、輸配分離、競價上網。隨后按“廠網分開”原則原國家電力公司拆分為五大集團、四大輔業以及兩大電網，廠網分離與主輔分離得以實現。

2003年7月，國家發改委出臺《電價改革方案》，電價劃分為上網電價、輸配電價、銷售電價，實行了兩部制電價，然2003年以來連續3年電荒，加上煤炭價格的迅速上漲，“廠網分開、競價上網”模式失效，隨后電力體制改革一直停滯不前。

電改歷史變革的主線是各時期的主要矛盾。電力體制歷史改革看起來雜亂無章，其實質就是圍繞各個階段電力能源的主要矛盾展開的，從保障供應到節約優先，反映了電力改革背后所暗含的經濟發展方向，新電改的重啟也就是新常態經濟下經濟發展方式轉型過程中所必須要解決的問題。

緣何要繼續推進電改

新一輪電改需要解決上一輪電改的遺留問題。為解決當時電力體制垂直一體化壟斷、政企合一的低運轉效率問題，2002年電改5號文推出廠網分離與主輔分開等措施，成立五大發電集團與兩大電網，電力行業一體化壟斷狀況有所緩解。

但是新的問題又出現，電網公司(國網與南網)接替原國家電力公司(囊括全國所有電網和發電廠)的超級壟斷地位：一是獨掌行業公共權力，既當裁判員負責輸配調度，又當運動員負責電力銷售；二是壟斷輸配售環節全國范圍的業務規模，已達到“規模經濟”的上限；三是獨掌電網設備業務鏈條，既是主要供應商，又是獨家采購商，既是批發商，又是龍頭零售商。如此大壟斷拆分為小壟斷，供給端電企與需求端用戶之間相互傳導信息的通道被強行阻斷，電力價格難以發揮調節作用，電力體系的市場化仍然遙遙無期……

電改真正目的是建立節能環保、安全可靠、優化配置的市場化電力系統。電力體制目前最突出的矛盾是電網企業擁有獨家買賣電的特權，加之所有電價均由政府管制，使電力市場中兩個最重要的主體即發電企業(生產者)和電力用戶(消費者)被制度性“隔離”。從而發電市場的供給、成本變動和價格信號不能及時傳導到用戶，用戶的需求信息也不能直接反饋給發電企業，市場機制發揮不了作用，上網電價和銷售電價均不能及時調整到位，電價水平及上下游產品比價關系被人為扭曲。

我國目前電價形成主要是政府部門核定，需要改革實現市場化。價格形成是電價體系的核心內容，我國電價主要劃分為上網電價、輸電價格、配電價格和銷售電價，目前這些電價主要是由國家發改委等部門核定形成，上網電價和銷售電價均不能及時調整到位，2004~2010年，我國銷售電價共調整6 次，累計每千瓦時上調13.43 分錢，年均上漲約4%，而歐洲各國2003 ~2009 年期間工業電價年均上漲約10.47%，居民電價年均上漲約8.05%。我國電價水平及上下游產品比價關系被人為扭曲，價格的調節功能受限，這與2002年電改方案提出的“競價上網”以及2003年《電價改革方案》提出的“上網電價競爭形成，銷售電價與上網電價聯動”尚有較大差距，所以新電改必然要適時推出，建立合理的價格形成機制。

我國用電終端電價水平發展不均衡，形成交叉補貼。工業大用戶電價偏高（電價成本敏感，電壓等級與負荷率高，用電量大，電價成本降低的效應明顯），居民電價較低（供電環節末端，電壓等級與負荷率最低，供電成本較高，用電量較少，對電價成本不太敏感，電力浪費較為嚴重），居民電價與工業電價的比價小于1，遠低于歐美發達國家2.0 的平均水平。

我國電能供需失衡，供需雙方很難直接交易，電能資源未充分利用。直購電試點之外地區的普通工業用戶都不能與電力供給方直接交易，這種供需未打通的體制下，電力資源寬松、能源資源富集的地區發電企業按計劃上網，造成大量電能資源未能得到充分利用；且跨區輸電通道不暢，電力資源在區域間調劑余缺能力較差，東北、內蒙古電力富余，常年供過于求，發電設備平均利用小時低于缺電的華北和廣東地區。

此外，盡管我國輸配電網投資建設逐年增加，但是區域間輸配效率較低。近年來輸配電網建設穩步增加，電網累計投資逐漸超過電源投資，但是在當前供需失衡的電力體制下，輸配效率仍然較低，跨區輸配通道項目上馬迅速，未考慮地區之間的電力資源供需情況，“山西—湖北100萬伏交流特高壓試驗示范工程”運行以來并未提高輸配效率(山西省與湖北省均無多余的電可供外送)；又如“連接內蒙古呼倫貝爾和遼寧的±500千伏直流工程”，投資60多億元，2010 年竣工投運以來每年可向東北地區的負荷中心輸送180億千瓦時的電量，但是內蒙古與東北電力市場均供大于求，發電機組年利用小時數逐年降低。

近年來，我國光伏、風電裝機容量總量較大，增速較高。2013年我國光伏新增裝機容量達12.92GW，占全球年裝機量的30.5%，其中光伏電站裝機12.12GW，分布式光伏0.8GW，2010~2013年均增長278%；風電累計裝機容量 91.4GW，同比增長 21.4%，居世界第一。

這也導致了我國新能源豐富地區并網消納問題嚴峻。一般來說，新能源豐富的地區用電負荷較小，外送通道容量有限，系統調峰能力嚴重不足，無法滿足大規模的新能源送出與消納要求，若新能源大規模并網，其電量在省內消納必然會擠壓其他電源的市場空間，導致火電企業全面減產虧損，所以我國一直存在新能源并網消納問題。

數據顯示，在風電資源消納方面，2013年西北電網和東北電網風電利用小時數均低于華中電網和華東電網，東三省仍是“棄風”問題最突出的地區，其中吉林省“棄風”率居全國之首，“棄風”率近50%；光伏資源消納方面，截至2014年8月，局部地區“棄光”限電仍然較為嚴重，除江蘇省外，西北地區幾個光伏大省中，甘肅省近年8月份利用小時數最低，個別電站棄電量達40%。

新一輪電改正當其時

新一輪電改時點與2002年類似，整體環境較為寬松穩定，對電力行業震動較小。2002年我國剛剛加入WTO 組織，固定資產投資與進出口貿易發展較快，且電力行業盈利狀況整體保持平穩，故2002年推出電力改革不會對當時經濟與電力行業產生較大震動，于是2002年“廠網分離、主輔分離”等改革措施有較為寬松的改革大環境。

當前時點與2002年類似，行業未出現大起大落，電力供需環境寬松，且近年來煤炭價格下跌使得行業盈利狀況好轉，此時切入電力改革對電力行業產生震動相對較小。另外，在新常態經濟結構轉型以及十八大以來各壟斷行業掀起的改革浪潮背景下，新一輪電改處在較好的政治環境和政策環境中。

2014年10月23日，國家發改委下發《關于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》，新一輪輸配電價改革試點逐漸升溫。11月24日，國務院印發《關于取消和調整一批行政審批項目等事項的決定》，明確取消跨區域電網輸配電價審核。

深圳試行獨立輸配電價，電網盈利模式改變。我國現有輸配電價的定價模式為國家發改委按水、火、核、風等分類確定上網電價，銷售電價由國家發改委審核價格范圍，地方政府明確具體電價，中間的輸配電價實際上是由銷售電價和上網電價倒推確定。深圳試點新電價機制2015年1月1日起運行，此次試點主要是將現行電網依靠買賣電價差盈利模式，改為對電網企業實行總收入監管（準許成本+準許收益+稅金之和），電網企業按照發改委核定的輸配電價收取過網費。繼深圳之后，西南、東北等電力寬裕地區也有望陸續推進輸配電價改革試點。此外，試點方案還提出將逐步取消深圳市不同電壓等級、不同用戶類別銷售電價之間的交叉補貼。

對于新一輪電改，目前主要存在幾個主要的爭論點，其一，輸配要不要分開。按照2002 年電改方案，輸配分離即電網僅保留輸電功能，同時配電端引入市場化競爭。

時至今日輸配分離仍難成行，筆者認為原因主要有：電網的自然壟斷是其客觀屬性，而電網自然壟斷屬性背后的行政壟斷權力，如市場準入許可權力、標準制定權力、獨家電力買賣權力等，才是改革的主要矛盾；輸配一體加深，特高壓工程使地區之間的電力日益緊密，削弱了區域獨立性，強化了國網的壟斷控制和統一調度；利益分配，輸配分離涉及到兩大電網集團的屬性定位和職能劃分的根本問題，直接關系電網公司及眾多單位的核心利益；財務核算，在當前兩網輸配電一體化和三集五大的電力體系下，各區域之間的輸配電業務難以拆分厘清，財務核算工作難度高，輸配成本與價格如何定、定多少都是較難解決的問題；輸配一體化模式與輸配分開模式相比，在電網安全運行、均等化服務、扶持可再生能源、公平競爭等方面優勢明顯，有助于輸配電網融合與堅強智能電網建設，是現階段符合各方利益的納什均衡狀態。

其二，調度要不要獨立。各國電力體制并無定式，受本國國情影響。從國外電力體制情況來看，調度/交易/輸電方面存在不同模式：英、德、法等歐洲國家實行TSO模式（交易機構單獨分離，調度/輸電保持一體）；美國ISO/RTO模式及阿根廷CAMMESA模式（調度/交易機構打捆分離，輸電獨立運營）；俄羅斯、巴西、印度等國實行調度/交易/輸電三者各自獨立模式。

電力調度具有較強的公共產品屬性，電網調度獨立出電網有利于提高電力監管力度、增強電力市場化，是未來電力體系逐漸走向成熟過程中所必須推進的改革舉措。但是結合我國目前電力體系現狀，現階段并不適合將電網調度獨立出來，筆者認為原因主要有：我國目前電力體系尚不成熟，電網公司之外沒有權威的調度運作機構和體系，貿然推進調度獨立容易出現電力體系秩序混亂、調度和電網責任模糊、電網運行效率低下、運行成本增加、電網不再穩定安全等問題；深圳正在試行輸配電價核定與電網準許收入模式，在全國范圍內的推廣仍有較多障礙，難以一步到位，此時調度獨立后電網缺乏激勵機制，會進一步增加電改的阻力和難度。

其三，配售要不要分離。所有電力改革先行國家均不約而同地選擇配售分開的模式，配售分開改革的目的一是電力體系市場化的必然要求，需要讓更多的民營資本參與運營和增值業務，二是把維持業務運營的必要技術環節管道化，變成維護新運營模式的服務提供方，不直接參與市場競爭。

從深圳試點方案來看，售電放開、輸配一體已成定局，放開發售側，管住輸配側，形成發售供需自由調節、電網負責輸配調度的電力體系。

輸配端改革的“軟件工程”

筆者認為，新電改將沿著“軟件工程”與“硬件工程”相結合的路徑推進，“軟件工程”的改革，即經營性電價放開、售電業務放開、增量配電業務放開、公益性和調節性以外的發供電計劃放開等制度性調整，并結合 “硬件工程”的建設即交易平臺獨立的模式。

在輸配端路徑推演之“軟件工程”方面，放開兩端、監管中間，并不意味著輸配中間端不改革，輸配端改革的主要目的是形成節能環保、安全可靠、就地消納、就地儲存的堅強智能電網。我們認為新電改將“節能環保”與“配網升級”齊頭，“分布式微電網”與“儲能電網”并進。

近期政策精神十分強調節能環保，或將成為新常態下電改的核心主題。在此前結束的中央經濟工作會議中，中央對低碳環保的措辭之嚴厲前所未有，因此可以確定，新電改核心價值取向是建立低碳環保、減排節能、安全穩定、資源配置優化的綠色電力體系，新電改指導思想將由原來電改的“加快發展，保障供應”轉變為“節約優先，綠色低碳”。節能環保型電企將優先享受環保補貼，未來引入電力交易平臺之后節能環保型發電企業可能將優先進入競價系統，高耗能和高排放企業在交易平臺中逐漸淘汰，這都將成為2015年節能環保改造市場爆發的新預期。

在配網建設方面，配網建設主要涉及城市配網和農網自動化、繼電保護和電網調度、配電變壓器、柔性輸電、充換電站配網、分布式微電網、系統軟件等等領域，我國電力投資長期存在“重電源、輕電網”的情況，配電網建設滯后于主網建設，配網在電網建設中占比15%左右，國網配網建設幾年發展較為緩慢，隨著新電改在全國范圍內推廣落地，未來配網建設有望加速，在配網端增量配電放開、引入民營資本的政策指引下，民營資本將獲得較多政策紅利。

城市配網自動化空間廣闊，新電改有望加速建設。配網自動化在我國處在起步階段，截至2013年底，目前僅有29個城市中心城區推行了配網自動化試點，國內城市配網饋線自動化率不足10%，而國外配網自動化達到60%。按照平均每個城市主站投資5000萬元，采集終端覆蓋2萬個計算，單個城市配網自動化市場容量達4.5億元，若每年穩步推進10個城市的配網自動化改造，則每年單個城市配網自動化市場容量為45億元。電改重啟后，城市配網自動化建設有望加速，預計未來5 年是配網自動化建設的高峰期。

新電改前夕農網積貧積弱，或將成為配網設備行業新的增長點。農網配電設備主要有電容器及其配套設備、變壓器、整流器、配電開關控制類設備、電力元器件等，農網主網網架薄弱，主變容量不足，互聯互帶能力較差，設備老化，供電半徑長、線徑偏小，線路損耗較大，配電變壓器損耗高(約占農網損耗的60%~70%，電壓合格率低于92%)。新電改啟動后，居民電價將逐漸提升，而相應的配網配電建設和電力服務跟不上，則會導致用戶偷電漏電、工業企業搬遷、居民生活水平下降等等一系列社會秩序和經濟穩定的問題，因此我們認為農網改造將成為配網設備行業的新增長點。

2014年以來，國家能源局《關于印發實施光伏扶貧工程工作方案的通知》、《關于進一步加強光伏電站建設與運行管理工作的通知》、《關于規范光伏電站投資開發秩序的通知》、國辦《能源發展戰略行動計劃(2014-2020)》等政策密集出臺高調支持分布式光伏的發展。筆者認為接下來的新電改將采取相應措施保證能源政策的持續和一致性。同時，光伏、風電等分布式電源具有分散性和間歇性的特點，對電網的電能質量、控制保護、運行穩定性均帶來不利影響，而“分布式+微電網”具有微型、清潔、自治和友好的良好屬性，可便捷連接終端用戶，就地利用電能，內部電能可基本自平衡，且能實現并網與離網模式的平滑切換。

因此，“分布式+微電網”模式將成為能源政策落地工具的不二人選，從而有效解決新能源消納和分布式電源上網問題。新電改將促進微電網進一步發展，有望向發達國家看齊。目前，我國微電網試點項目多為著重解決大電網供電困難的偏遠農牧區、海島用電問題，搭建技術研究和實證的平臺，具備微型、清潔、友好的特征，不能完全實現自治，主要原因是國內項目大多為風電、光伏等間歇式電源，儲能因技術和成本因素配置相對不足，而國外一些試點項目除包括間歇式電源外，還包括燃機等非間歇式電源，自平衡能力較強。新電改推出后，在能源政策和電網投資的激勵下，分布式+微電網建設可向國外成熟模式借鑒，未來有望實現彎道超車，因此我們看好分布式、微電網配套公司未來成長預期。

而新電改放開發售與增量配電側，儲能商業化可期。目前儲能成本約為5~6元/千瓦時，2014年兩會期間，全國工商聯上交提案，建議儲能電站發電電價為1.5~2元/千瓦時。電力體制的發售電側與增量配電側放開，民營資本參與配售，有利于儲能技術在國家的補貼下發生實質性的成本下調，則電力交易機制將發生顛覆性變化，儲能將應用到大規模可再生能源并網領域，以社區、工業園和城區的微網將涌現，儲能市場容量有望突破千億元級別。

電改“主人公”面臨角色轉換

售電端改革的主要目的是形成市場化多買多賣、供需調節的電力體制，從目前部分地區直購電試點與電力交易平臺試點的情況來看，筆者認為售電端將沿著“點對點”直購電——“點對面”全國統一的競價交易平臺——“全用戶、多品種”電力批發市場——“多衍生品”電力金融市場的“硬件工程”方向發展。

2013年交易電量132億千瓦時。作為實現電力市場化的初級模式，直購電試點十年有余，并未在全國范圍內正式推廣，從國家出臺政策的角度來看，筆者認為直購電試行是為了不斷積累經驗教訓，為更高級的交易模式探路，從2014年相對密集的政策推出節奏看，全新的電力交易模式或將呼之欲出。

新電改售電側直接交易將向高級階段發展。按交易組織形式，直接交易可以分為雙邊協商交易(大用戶直購電)和集中交易模式(電力交易平臺)。大用戶直購電，其實質是放開用戶選擇權，是售電側放開的初級階段。

售電側放開的進階是用戶與發電企業的交易價格通過競價等市場方式形成，即電力直接交易平臺形成的多方競價交易。2014年以來，安徽、湖北、新疆等省份試運行電力交易平臺，發電企業與工業用電大戶通過交易平臺進行競價交易，滿足了企業大額用電計劃，節省了用電成本，經濟效益提升明顯。交易平臺的陸續試行代表了未來新電改售電側的發展方向，即進化為更為高級的集中競價交易模式。

全國統一的交易平臺將逐步由初級模式發展為成熟模式。初級模式即建設全國統一電力市場交易平臺，組織開展年度和月度大用戶與發電企業直接交易。基本模式即完善全國統一電力市場交易平臺，逐步放開發電企業參與市場的范圍，在大用戶全部放開的基礎上逐步放開中小用戶。成熟模式即全部電廠參與競爭，開放所有用戶參與交易的選擇權，實現發電自主賣電、用戶自主買電。

在售電側全國統一電力市場交易平臺發展至成熟模式后，筆者認為在售電側運行市場化機制，有望發展一批售電服務型公司，將交易平臺升級為電力批發市場，發展初期主要是發電企業與電力用戶的電能交易，未來逐步開展發電企業之間、電力用戶之間、發電企業與其他配套企業的輸電權交易、綠色證書交易、電能服務交易等，從而打造一個 “能源的阿里巴巴”，在售電側實現充分市場化格局，并最終引入發達國家業已成熟的電力金融衍生品市場。

在此過程中，電網公司中的“大佬”國家電網掌控中國四分之三的輸配售調度及電力設備生產，資產屬性較重，組織結構龐大，國家電網總部擁有30個直屬部門，5個公司分部，27個網省公司，34個直屬單位(包括旗下參股控股企業，如英大證券、許繼集團、平高集團等)。

電網公司職能精簡化、功能多樣化。隨著增量配電等業務放開，配網將逐步納入“大用戶直購電+集中交易平臺”、“分布式電源+微電網”、“售電平臺+衍生品市場”，實現發售兩端供需市場化。從深圳試點方案可見，未來電網公司盈利模式改變已成定局，所以，電網公司更可能定位為公益公用事業型單位，售電職能將從電網剝離，電網公司將專注電網輸配職能（新電改初期將在售電端只負責一部分居民用戶和普通工商業用戶的售電），電網企業可能轉型為全國電力系統的輸配、規劃、投資與監督的全能型政商合一公司。

未來，電力體制改革將對電網公司轉型形成激勵機制。直購電、交易平臺推行將壓縮電網公司原有利潤空間，但是從深圳輸配電價試點方案來看，國家在新電改中或將通過“準許收益部分保證電網公司的利潤空間，同時也將促使電網公司增加電網投資以提高準許收益的權重，并以“準許收益+政府性基金”的方式形成“激勵機制”，從而保證電改順利進行。

投資機會何在？

2015年將逐漸鋪開一輪節能環保升級、分布式與微電網建設等制度性調整，打造綠色環保安全的堅強智能電網，隨后在智能電網“軟件工程”上統籌各區域交易平臺，形成全國統一的電力交易市場，發展一批售電公司，逐漸發展全用戶、多品種的電力批發市場。因此節能環保改造、農網配網改造等環節將優先受益，低成本、區域火電企業將受益于供給端直接交易。

隨著電力體制改革的深入發展及競價上網的實施，一方面需要發電企業要努力降低發電各環節的能耗和成本；另一方面，新電改核心價值取向是建立低碳環保綠色電力體系，未來電價交易體系中，可能會優先環保達標電廠電量交易。因此，高耗能和高排放類火電企業勢必將提前加大力度實施節能環保改造，以應對未來新的市場競爭環境。

因此可關注能夠提供降低電廠燃煤成本、廠用電率設備和技術的公司以及專注電廠脫硫脫硝環保配套服務的企業，電改明確新的改造標準和環保電價機制后，筆者預期這類企業將會有訂單的集中放量，如國電清新等。

新電改一旦放開增量配電業務后，配電設備類民企有望快速切入配電網建設領域。配電設備企業產品貼近終端用戶，切入增量配電網建設具備先天優勢，另外新能源汽車充換電站建設將受益電改而加速，主要在兩個方面，其一是電站尚未市場化，建設速度緩慢，電改開放增量配網側后，民營資本有望進入；其二是若新電改順利推進，充電站的運營成本有望降低，將有效提升充電站的盈利水平；可關注在充換電設備招標市場份額較高的許繼電氣和國電南瑞，以及在直流高壓供電領域技術領軍的中恒電氣。

根據售電端改革路徑推演，未來有望率先獲得售電準入的公司具備投資機會。借鑒國外經驗，一般包括供電公司、發售一體公司、電力和天然氣等綜合能源服務公司和不擁有發電和電網資產的獨立售電公司等。

順延我國電改目的，售電準入企業應在供給端或需求端貼近發電企業和用戶，從而能實現市場化供需的電力體系，因此，有三類企業可能率先獲得售電準入：第一類是處在發電供給端、有效傳遞供給方信息、發電高效從而有能力滿足電能需求的區域型發電企業；第二類是產品貼近終端用戶、渠道品牌資源較好、掌握電力用戶終端大數據和需求的配電設備企業如正泰電器、四方股份、北京科銳；第三類是產品、技術、服務可架接供需橋梁的企業，比如儲能技術領先公司、與電力信息化軟件型公司、節能服務類公司等。