自2015年3月中共中央電改9號文頒布以來，中國電力市場的深層次構架正在發生重大變化?？v觀中國改革開放近40年的歷史，各領域的市場化改革都是推動經濟活力得以激發的重要手段，而市場化亦是發揮“價格”在宏觀經濟中的調控作用的根本保障。電力作為一種自然壟斷屬性極強的商品，其市場化過程必然存在來自物理屬性、國家能源戰略安全、既得利益集團利益的多重阻礙。而本輪電改的非凡之處，正是在于其沖出重重阻礙，以極快的速度開展著各項工作。

本文以國家能源戰略為最高指引，以電價和超額收益為主線，總結了電改9號文頒布近兩年來的電改工作情況。并希望通過深入的分析和梳理，指明未來產業和金融投資未來的前景與方向。

【本輪電改的戰略意圖】

電力作為能源最重要的組成部分，其體制改革必然關乎國家能源戰略。從能源戰略的角度看，能源獨立性、能源安全性、能源經濟性、能源清潔性及能源使用便利性是五大不可或缺的目標。電力作為我國具有100%獨立性的能源(煤炭資源我國不依賴進口)，作為使用最為便利的能源(目前可以驅動除汽車以外幾乎所有的設備)，已經滿足了能源獨立性和能源使用便利性的兩大戰略目標。因此，本輪電改核心針對能源安全性、能源經濟性和能源清潔性三大目標。

尤其是能源經濟性目標，是打破電網壟斷后直接希望獲得的利益。之所以本輪電改啟動安排在了2015年3月這個全社會用電量增速顯著放緩的時間點上，正是因為符合“市場化+供過于求=價格下降”的客觀規律。之所以本輪電改能獲得各地方政府的極大配合與支持，“降電價”是一個極其重要的因素，因為降電價可以直接降低工業企業運營成本，尤其能夠大幅提升高耗能產業的整體盈利水平。

從能源安全性的戰略目標看，分為三個方面。一是常規調度運行的安全性，二是戰時能源供給的連續性，三是價格被操縱的可能性。從常規調度運行安全性的角度看，本輪電改后電力調度機構既具備了更強的獨立性，又仍在國家的高度管控下。從戰時能源供給連續性的角度看，本輪電改中將不容易被全局性攻擊的分布式能源的系統性建設放在了極為重要的位置;而隨著輸配電價的核定，“分布式能源相比集中式能源的價格優勢等于輸配電成本”的概念在數值上進一步得以明確。從價格被操縱的可能性角度看，本輪電改的啟動時機選擇了電力明顯過剩的2015年，政策中否定了“發電企業直接投資與用戶相連或與其投資的配電網相連的專線”的區域性發輸配售一體化模式，并通過大規模特高壓建設、分布式能源建設等方式減少電網阻塞及其所可能導致的價格異常。

而從能源清潔性的角度看，本輪電改中通過“優先發電”的制度性安排，給予風電、太陽能、生物質、水電、核電等清潔能源以不同程度的優先考量。

綜上所述，本輪電改政策統籌考慮了國家能源戰略的所有重要目標，從而有助于我國在2020年全面建成小康社會后，以更強的能源基礎在國際社會中發揮更大的引導作用。

【本輪電改的基本內容】

在2002年啟動的上一輪電改中，“廠網分離、主輔分離、輸配分開、競價上網”為四大核心任務，而受制于種種原因，“輸配分開”、“競價上網”兩大任務并未完成。而本輪電改中，繞開了“輸配分離”這個有較強阻力的政策目標，提出了市場化程度更高的以下目標：(1)在輸配電成本核算的基礎上放開其他競爭性環節電價(包含發電環節競價上網目標，亦包含售電環節市場化目標)，(2)有序向社會資本開放配售電業務(售電環節全面放開，配電環節開放電網存量資產以外的部分)，(3)有序放開公益性、調節性以外的發用電計劃(形成電力交易市場)，(4)將電力交易機構、電力調度機構從電網職能中獨立出來(僅保留電網的“輸電權”)。

縱觀全球各國的電力體制改革方案，我國本輪的電改方案與美國最具活力的PJM電力市場最為接近，在管制自然壟斷特征最為明顯的輸配電環節的同時全面放開發電與售電環節，從而在保障電力安全性的同時鼓勵競爭，兼顧能源的安全性目標和經濟性目標。

在本輪電改完成后，參與電力交易市場的大用戶電度電價=電力交易價格+輸配電成本(含線損和交叉補貼)+政府性基金，而不參與電力交易市場的中小用戶電價=電力交易價格+輸配電成本(含線損和交叉補貼)+政府性基金+售電公司競爭性收費。其中，對于特定用戶而言，“輸配電成本(含線損和交叉補貼)+政府性基金”是相對固定和不變的部分，前者按科學的方法論由成本加成所得并被嚴格監管，而“電力交易價格”和“售電公司競爭性收費”則是充分市場化的。因此，在本輪電改的目標達成后，電價的組成將不再包含壟斷性利潤。屆時，電力在我國將被正式冠以“市場化”的稱號。

【本輪電改的推進情況】

自2015年3月份電改9號文公布以來的近兩年時間，本輪電改以超出絕大多數人想象的程度快速推進。本輪電改的推進情況，可以從方法論、電力交易中心設立、區域試點三個方面加以觀察。

在方法論層面上，電改9號文為核心綱領性文件，2015年11月推出的6個配套文件為相對具體的結構性文件。在輸配電成本環節，2015年6月的試行辦法提出了如何核定輸配電成本;在電力市場環節，2015年12月三個有關電力市場的征求意見稿交代了電力市場如何組織、運營、交易、監管;在配售電環節，2016年10月的兩個正式文件分別規定了售電公司的準入退出及增量配電市場的放開辦法。

在電力交易中心設立層面上，繼2016年3月北京、廣州兩大國家級電力交易中心成立后，各地區域性電力交易中心陸續成立。截止16年11月末，除海南以外的省份均已成立電力交易中心。

在區域試點層面上，分為輸配電價改革試點、售電側改革試點和電力體制改革(綜合)試點。輸配電價改革試點方面，從2014年的深圳、2015年的蒙西、湖北、安徽、云南、貴州、寧夏，到2016年上、下半年的兩大批試點，已經涵蓋幾乎全部的省份。售電側改革試點方面，繼重慶、廣東、新疆兵團之后，2016年下半年又將福建、黑龍江、浙江、吉林、江西等列為試點省份。電力體制改革(綜合)試點方面，在山西、云南、貴州、廣西以后，2016年下半年有接近20個省份的方案獲得批復。除了上述以省級行政單位為主體的分項改革試點外，以園區為單位的增量配電業務試點也從2016年8月開始展開，11月末第一批105個園區的試點方案已獲批準。

綜上所述，本輪電改的速度可以用“如火如荼”加以形容。而根據剛剛頒布的電力十三五規劃，最終本輪電改完成的時間大約在2020年。在本輪電改全面完成前，有如下幾個標志性時間節點：(1)2016年底前完成電力交易機構組建工作，(2)2017年底前完成輸配電價核定工作，(3)2018年底前推出現貨交易試點，并完成售電側市場競爭主體培育工作，(4)2020年基本取消除優先發電以外的非調節性發電計劃，并全面啟動現貨市場。

之所以本輪電改能以極快的速度得以推進，我們認為有以下幾大理由：(1)在改革方案中，對于在技術和利益上較難開刀的“輸配分離”目標進行一定妥協，(2)高舉“降電價”大旗，從而獲得地方政府的大力支持，(3)中央改革辦督查組出手督導，(4)適逢國家電網高層換屆。正是在上述因素的共同作用下，電改已經成為一股不可阻擋的歷史潮流。

【本輪電改對各方利益的影響】

電網公司是電改中的核心改革對象。在上一輪電改完成后，雖然“廠網分離”、“主輔分離”的目標已經完成，但電網仍然享受著上網電價與銷售電價之間的超額利潤。本輪電改的核心是改變電價的決定公式，從而改變了電網的盈利模式。在本輪電改完成后，電網只能根據輸配電價核定公式獲得受管制的合理利潤。根據目前已經公布的七個省份的輸配電價核定結果，各試點省份電網在每一度電中損失了幾分錢的利潤。而在本輪電改中，暫時還沒有改變的是基于容量的大用戶基本電費。

在發電側，在本輪電改前，火電、水電及其他類型的發電形式以各自的標桿電價將電力出售給電網。本輪電改完成后，則所有電力均將完全競價上網。對于原先標桿電價較低的水電而言，本輪電改將大幅提升其電價水平，從而對其盈利帶來較大的正面作用。對于火電而言，由于目前我國電力供給曲線的邊際位置在火電的位置上，故而對于整體火電而言，電改對其影響并不顯著。比較有爭議的是新能源：新能源的發電分為兩部分，一部分是保障性收購部分，另一部分是參與市場交易部分;前者的電價保持不變，而對于后者，新能源標桿電價原先在火電標桿電價以上的電價部分作為補貼保持不變，但其余部分在電改后將有非常大的概率參與競價上網;對于不少限電嚴重地區，參與競價上網意味著市場交易部分電量的整體電價將低于新能源標桿電價。

在售電側，售電公司是本輪電改的新生產物，亦是本輪電改的新增贏利點。在售電側改革速度最快的廣東省，我們看到了2016年3-5月的售電側出現了超過0.1元/度的不合理的超額利潤，正是售電側新增盈利點的真實寫照。但從本輪電改的意圖和國際經驗來看，售電側終將是充分競爭的。隨著規則的完善和市場的充分競爭，從6月開始，廣東省售電側試點中的售電公司利潤開始逐月下降。從長期來看，缺乏電力綜合服務支撐的售電業務較難成為一個超額利潤的聚集點。

在配電側，隨著2016年11月末105個園區增量配網試點的獲準，配電側出現了新增贏利點。配電側的盈利模式在于：以較低的資產價格買入成熟園區的配電資產，以其區域壟斷地位輔以售電和電力綜合服務業務，從而獲得超額利潤。上述“配售一體化+電力綜合服務”模式，獲得了產業資本及金融資本的一致認可。但該模式的缺點在于，配電網的經營范圍不具備擴張性，而低價獲取增量配網資產所必須的要素(“地方關系”)亦缺乏跨區域的復制性。

對于用戶側，本輪電改后將享受因電網盈利模式變化、發電側競爭及售電側競爭而獲得的電價下降。而用戶電價將在電改后具備更強的波動性，能更好的反應電力市場供求關系的變化。

在本次電改中，還有一類特殊的主體將登上歷史舞臺，這就是“接近于用戶側且具備經濟性條件的分布式電源”。上述分布式電源分為兩種形式，一種是緊貼用戶側的分布式電源，一種是位處配電側(園區)的分布式電源。其中，用戶側分布式電源與發電側電源的價格競爭平衡條件為：用戶側分布式電源電價=發電側電價+輸配電成本(含線損及交叉補貼)+政府性基金;配電側分布式電源與發電側電源的價格競爭平衡條件為：配電側分布式電源=發電側電價+輸電成本(含線損及交叉補貼)。根據已經公布輸配電價的七個省份，10KV大工業用戶的輸配電成本(含線損及交叉補貼)均值約為0.168元/度，而各地的政府性基金均值為0.054元/度，兩者合計約0.222元/度;而110KV以上輸電成本均值為0.096元/度。故而用戶側分布式電源與配電側分布式電源由此相比發電側電源擁有越60%和26%的價格優勢(注：發電側電價取各當前省份脫硫煤電價的中值0.37元/度)。

綜上所述，本次電改利好水電、利好配售電公司、利好分布式能源、利好電力用戶，利空電網公司、利空嚴重限電地區集中式新能源，對火電和不限電地區集中式新能源相對中性。考慮到水電多為存量資產，故對于新進入的社會資本而言，未來最大的增量空間在于：緊密結合地方配網資源與低成本分布式能源，形成“發配售一體化+電力綜合服務”的商業模式。

本輪電改啟動至今近兩年的時間，我國執政當局不僅在戰略意圖上清晰、正確，在工作開展技巧上巧妙、得當，而且在執行力上強大、高效。在可以預見的未來，本輪電力體制改革必將獲得巨大的成功。而中國的能源戰略目標將在本輪電改后獲得極大的提升和夯實。