电力体制改革分析报告1.docx
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电力体制改革分析报告1
2016年电力体制改革分析报告
2016年3月
目录
一、电改重启：
输配电价独立核准+经营性电价市场化4
1、广东模式引领电改深化路径5
2、多元电网地区或将优先启动输配电改试点5
3、丰电地区适宜推广直购电模式扩大竞价交易规模6
二、内蒙古：
“大电源”+二元电网结构利于电改推进9
1、蒙西电网：
大型地电公司，直购电规模全国首位9
2、外输通道规划落地，窝电有望缓解蒙西电网11
3、启动省级综合电改区内公司受益直购电和跨区交易13
三、云南：
水电大省探索竞价消纳富余水电14
1、丰水期富余水电消纳压力大14
2、水电大幅受益“水电消纳”和“直购电”竞价机制15
四、东三省：
过剩供电能力亟待消纳16
五、川、陕、晋：
多元地网体系助力输配电改19
1、四川：
“厂网合一“地电形成多元售电端20
（1）多个地电公司形成独立供电区20
（2）川水电集团有望一统地电市场21
2、陕西：
地方配电网掌控近30%的售电市场22
3、山西：
地电企业占有发、配电两端市场23
六、万亿市场启动，推荐先行区域地方电力平台23
一、电改重启：
输配电价独立核准+经营性电价市场化
本轮电价改革方案确立了“四放开、一独立、一加强”的基本思路。
四放开：
输配以外的经营性电价（发电端的上网电价及用电端的售电价）；增量配电业务放开；售电业务放开；公益性和调节性以外的发电供电计划放开。
一独立：
交易平台独立；一加强：
电网规划加强。
此次电价改革意欲破除电网垄断格局，以上网和销售电价价差为主要收入来源的模式改变为按照核定输配电价收入模式，推进电网两端的市场化机制。
以输配电价独立核准+经营性电价市场化的形式推进，理顺电价机制，实现“竞价上网”，新电改政策的核心是一次电价改革。
独立输配电价体系建立后，发电端上网电价有望率先引入市场化机制。
可能采用独立区域交易平台和大用户直购模式，或将拉低整体性购电成本。
低成本低排放者受益，推荐水电和大火电。
配售电侧市场化改革或采用多元化竞争，允许六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、公共服务业和节能服务公司以及发电企业，我们认为独立配售电企业和区域性发电企业竞争力更强，更有望分享配电市场蛋糕。
1、广东模式引领电改深化路径
广东省是我国经济发达的省份之一，作为工业用电大户，用电成本不断攀升，使得广东省电力体制改革走在全国前列。
自2003年广东省率先实现厂网分离后，2006年广东省启动大用户直购电试点。
2014年9月国家能源局宣布广东省电力直接交易深度试点工作正式启动，主要包括扩大直购电规模、组建电力交易机构和逐步放开用户购电权。
2014年11月，深圳市率先启动输配电价改革试点，由政府按照“准许成本加合理收益”原则核定电网的输配电价。
我国现行的电价体系中，上网和销售电价受政府严格控制，拥有输配功能的电网赚取的输配电价由购销差价形成。
深圳市的试点方案规定，输配电价实行事前监管，按“成本加收益”的管制方式由政府确
定。
监管包括总收入监管和价格结构监管：
总收入以提供输配电服务的有效资产为基础；价格结构分电压等级核定，以各级电压等级输配电的合理成本为基础。
因此有效核定电网有效资产和各电压等级输配电的成本是输配电改的重要基础。
深圳试点方案于15年初开始执行，周期为三年。
我们认为，广东省作为历次电改的排头兵，输配电价改革，经营性电价市场化以及扩大直购电交易规模等先行试点模式将在省内以及其他地区逐步推广。
2、多元电网地区或将优先启动输配电改试点
以内蒙为例的多元电网地区有望优先启动输配电改革。
深圳和内蒙古已通过发改委审批，将率先推行输配电价试点，形成输配电
价独立核算机制将是下一步电改的重点。
深圳由于广东省电改先行试点地位以及城市网较简单的用户和输配电结构，率先成为新电改试点。
内蒙古两元电网结构利于缓解两网独大的格局，有助于电改方案推进。
电力输配系统具有自然的垄断属性，其垄断特性增加了政府监管和核定输配资源及成本的困难。
目前我国的电网系统由国家电网、南方电网以及部分区域性的电网公司组成。
国家大电网掌控了全国大部分地区的输配资源，而在内蒙古、四川、陕西和山西等地由于历史等原因拥有省级或县市级地方性电网。
我们认为，拥有地方电网的地区缓和国网、南网的垄断地位，有利于政府有效监管和核定输配成本，推行输配电改试点。
3、丰电地区适宜推广直购电模式扩大竞价交易规模
目前我国采取推行“直购电”模式，来探索经营性电价的市场化路径：
在合理制定输配电价的基础上，试行较高电压等级或较大用电量的用户直接向发电企业购电。
预计未来会逐步放宽交易条件来扩大直购电交易规模，为组建省级或跨区域电力交易中心、实现经营性电价市场化做铺垫。
自2009年国家对15家电解铝企业放开直购电交易后，5年左右的时间
里陆续有内蒙古、广东、四川、江西等十多个省份开始试点大用户直购电。
2011年全国大用户直接交易电量8194亿kWh，仅占全社会用电量的02%，14年已超过800亿kWh，3年发展了十倍。
据国家能源局发布的《2014年市场监管工作要点》的指示，推广直购电交易规模至不低于全社会用电量的3%。
2014年全国55233亿度用电量，以3%计，直购电规模将推广至1657亿度。
电力供应充足是推行直购电和经营性电价竞价交易的必要条件。
用电户对直购电的诉求明确为直购电价低于电网公司输配的售电价。
因此，只有在发电企业的电力供应大于市场需求时，电价才可以在低位运行，直购电竞价模式得以实现。
遵循该逻辑，我们梳理了电力供应充足、窝电弃电现象严重的省或自治区，我们认为在多个省份已推出直购电试点的基础上，这些地区将更易深入推进经营性电价市场化，我国能源资源分布不均，内蒙、四川及云南等煤炭、水利资源丰富的地区是主要的电力外输省份。
对比2014年各省市区发电及用电量数据，我国西部、东北地区电力自给能力充足，而华北、华东及华南等地区需要由外省输送电力以满足电力需求。
内蒙古、四川、云南以及贵州等8个省区是我国主要的跨省供电地区，合计外输电力占全国跨省输电总量的7651%。
内蒙古、四
川、湖北及贵州外送电力占当地发电量的40%以上。
电力供应充足的地区中，东北三省及云南等地的发电机组利用率低于全国平均，存在窝电弃电现象。
2014年，平均发电机组利用小时数低于全国平均的地区有15个省市区，其中属于电力供应相对
充足的地区有东北三省、甘肃、云南、贵州、湖北和新疆等地。
二、内蒙古：
“大电源”+二元电网结构利于电改推进
1、蒙西电网：
大型地电公司，直购电规模全国首位
内蒙古电力（集团）有限公司是独立于国网、南网的全国唯一的跨区供电的省级独资电网公司。
内蒙古自治区内拥有两张电网，即属于国网系统的蒙东电网与独立的内蒙古电力公司（俗称“蒙西电网”）。
蒙西电网直属内蒙古自治区政府。
主要覆盖内蒙古中西部8
个盟市的电力生产和供应，供电面积占全区60%。
2013年，蒙西电网发电装机总量为46627万kW，占内蒙古全区的56%；区内售电量112008亿kWh，占全自治区用电量31%。
电力外输通道建设滞后，外售电量无增长，省内窝电现象严重。
2013年蒙西电网完成售电量138691亿kWh，其中外送电量占比192%。
其中以“网对网”的模式，经过内蒙古东部的国家电网向东北输送年均约270亿度电，近年来该输送量有下降趋势。
此外，公司分别向陕西榆林、蒙古国输送296和76亿kWh。
蒙西电网近8年来没有核准和开工建设外送电力通道，目前外送电力最大400万kW，与其超过4000万kW的装机规模极不相称，估测蒙西网内每年火电停机约30%，风电机组停风42%。
窝电弃风倒逼网内直购电交易规模不断扩大，居全国首位。
2008年起，蒙西电网试点大用户直购电交易，近三年来连续高速增长。
2013年、2014年直购电成交量分别为2621、3619亿kWh，同
比增速分别为77%、38%。
2014年直购电规模占网内总售电量的1/4。
对比四川省90亿kWh，甘肃省3932亿kWh的直购电交易规模，蒙西的成交量遥遥领先，15年计划继续增加到450亿kWh。
2、外输通道规划落地，窝电有望缓解蒙西电网
内蒙古是我国重要的能源基地，主要面向华北、东北和华东三地输电，装机增长迅猛外输能力亟需扩容。
内蒙古属于我国主要煤炭产区之一，电力供应能力充足。
2014年1~11月，内蒙古发电量合计3307亿kWh，区内用电量1810亿kWh。
跨区输送电力1338亿kWh，占发电总量的比例超过40%。
内蒙古向华北、东北、华东三个地区送电的协议容量超过2000万kW。
截至2014年11月，全区发电装机总量为8921万kW，较2008年增长了818%；其中风电装机量超过1085万kW，约为2008年的36倍。
自2008年内蒙古电网第二条外送通道500kV汗沽双回线路投产后，
6年以来内蒙古没有增加电力外输通道。
外输能力没有扩容，区内窝电、弃电现象严重。
5条特高压输电通道项目落地，内蒙升级为外输供电“大电
源”，窝电问题有望缓解。
2014年5月国家能源局下发《关于加快推进大气污染防治行动计划12条重点输电通道建设的通知》，其中规划了内蒙古向天津、山东和南京等地输电的4条特高压通道。
2015
年1月蒙东启动了扎鲁特—河南的±800kV特高压直流输电工程。
5条特高压输电通道为内蒙古增加合计4100万kW的输电规模。
3、启动省级综合电改区内公司受益直购电和跨区交易
2015年1月内蒙古发改委已获准启动输配电价改革。
我们认为，由于存在蒙西和蒙东两张电网，区内输配资源并非由一家垄断，政府更易监管和核定输配成本以及制定输配电价。
全蒙现有的8921万kW发电装机，在已有的2000万kW协议外输电力的基础上，未来4年兴建的5条特高压外输通道将合计解禁4100万kW的输电能力，全区窝电弃电现象将得到缓解。
近年来蒙西电网的直购电交易已实现快速增长，伴随着外输通道的增加、闲置发电能力实现充分利用，我们认为全蒙的直购电规模将进一步扩大，并有可能发展跨区间直购电交易。
三、云南：
水电大省探索竞价消纳富余水电
1、丰水期富余水电消纳压力大
外输广东电量缩水，云南丰水期富余水电消纳压力大。
云南省水能资源丰富，水电装机容量4078万kW（2014年11月数据），年发电量超过2千亿kWh。
每年6~10月的丰水期，云南省一方面要闲置火电让位水电，一方面仍大量弃水。
2014年1~11月份，云南省合计约弃电372亿kWh，预测全年约弃水170亿kWh。
云南电力主要输送广东，每年约30%的电力西电东输。
然而近年来广东省投建了火电项目，双方的送电框架协议由此前的900亿kWh下降到880亿kWh。
2015年云南省预计仍将增加308万kW水电装机，预计未来云南窝电弃电压力将进一步加大。
2、水电大幅受益“水电消纳”和“直购电”竞价机制
云南省实行“富余水电消纳”+“直购电试点”用电双轨竞价机制，探索解决弃水问题。
2014年进入汛期后，云南省工信委制定了《云南省2014年汛期富余水电市场化消纳工作方案》，要求钢铁、水泥等重点工业企业预判汛期的超基数用电量，再通过竞价机制，向省内10家水电厂获得超基数用电量的优惠电价。
同时，2014年在政府指定的云南铝业和景洪水电站之间试点直购电。
最终“富余水电消纳”和“直购电试点”分别以0435元和045元的度电价格实现96亿和86亿度电交易，合计约占全省用电量的16%。
竞价交易下水电站度电增厚收入003~015元。
云南省水电上网电价为02~028元/kWh，较全国平均低01元左右；当地工业用电均价约057元/kWh，高于西部12省均价约01元。
考虑国家发改委核准的云南直购电试点过网费0125元后，参与直购和富余消纳规划竞价交易的云南各水电站度电收入较售给电网增加了003~015元。
云南省规划15年将扩大直购电竞价交易规模至300亿kWh（14年86亿kWh），进入快速上升期。
此外，云南省拟抛出年交易550亿度电的“水电铝”产业规划，以2014年的富余水电消纳电价体系核算，“水电铝”规划可为云南水电发电端整体扩容售电收入约240亿元。
我们认为，随着水电装机总量的扩容，云南省直购电竞价交易规模将不断扩大。
四、东三省：
过剩供电能力亟待消纳
东北三省电力利用效率低于全国平均，发电设备利用效率低。
到2014年6月底，东北三省装机容量合计8870万千瓦，而全网日平
均最大负荷为4800万千瓦，近一半发电设备得不到高效利用。
2013年，东北三省电力富余总计超过1300万千瓦，其中辽宁电网电力供应富余约500万千瓦，吉林电网约500万千瓦，黑龙江电网约300万千瓦。
近年来东三省火电机组利用小时数连续下降，2013年三省火电和水电机组利用小时数均低于全国平均。
新增外送电力通道仍不能填补供给过剩空间，电力供应能力过剩严重。
与东北电网紧连的华北电网是全国用电最为紧张的区域，北京、河北、山东等地电力缺口相对较大。
2014年8月，国务院《关于近期支持东北振兴若干重大政策举措的意见》中明确提出：
加快电力外送通道建设，切实解决东北地区“窝电”问题。
预计到
2017年，可新增1500万kW的外送需求。
但是“十三五”期间，吉林、辽宁、黑龙江三省在建和已取得路条的新装机项目就达到2350万kW，在目前1300万kW富余能力的基础上，东三省合计仍有超过2000万kW的发电能力过剩。
“直购电”降低工业企业成本，提升电力需求。
2005年起吉林、辽宁等地局部开展电力直接交易试点，可有效降低电力成本促进企业扩大产能，从而拉动更多用电负荷。
抚顺铝业是我国首家试点直购电的电解铝企业，电力成本占其生产成本的30%以上，由于大工业目录电价高于其盈亏平衡电价，导致企业连年亏损。
2009年国家发改委批准抚顺铝业公司与内蒙古华能伊敏电厂开展大用户直购电试点，企业电力成本下降009元/千瓦时，第二年就实现扭亏为赢。
到2013年，试点累计直接交易电量150亿千瓦时。
我们认为在以非金属矿物制品、黑色金属冶炼、有色金属冶炼等高耗能工业为支柱
型产业的东北，供电能力过剩将促使东三省扩大直购电交易规模，加快电力竞价交易模式的发展。
五、川、陕、晋：
多元地网体系助力输配电改
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、广西水利电业集团公司、四川水电投资经营集团有限公司、山西国际电力集团有限公司、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，有11家电力行业上市公司拥有电网资源，具有“厂网合一”的特性。
我们认为，在拥有一定规模地网的区域，有利于政府核定和监管输配成本，更易于制定输配电价，开展输配端电价改革。
具有“厂网合一”禀赋的电力企业拥有销售渠道和生产的双重优势，更利于涉入售电市场业务。
1、四川：
“厂网合一“地电形成多元售电端
（1）多个地电公司形成独立供电区
四川拥有多个地级的“厂网合一”的电力公司，电力自发自用，形成独立的小供区。
四川省内国网控制了大中城市的供电区域，并直供直管70余家县级供电公司，控股、代管县级供电公司106家。
全省仍有30%以上的供电面积由四川省水电集团旗下的各地电企业负责配电。
此类地电企业大多拥有自己的水电站，并由自有的配电网输送给用电户，多余部分供给国家电网。
在自有电力供给不能满足电力需求时，需要向国网趸购。
四川有5家“厂网合一”模式的地电上市公司，其中不受国网控制的有广安爱众和乐山电力。
目前四川有广安爱众、乐山电力、岷江水电、西昌电力和明星电力5家供电行业上市公司，该5家公司均拥有发电和配售电的资源。
除广安爱众、乐山电力外，其余3家地电企业的实际控制人均为国网四川电力公司。
广安爱众是四川国资旗下唯一的供电业务上市平台，公司二股东四川水电集团为省级水利地电的投资经营平台，近年来持续增持公司股权至2058%。
乐山电力的实际控制人为天津国资委，公司供电区域和售电规模在不断扩大。
继2014年将供电区域扩展至乐山市周边和犍为县之后，公司
对四川大渡河电力公司的股权收购工作也在推进中。
（2）川水电集团有望一统地电市场
2003年四川省国资委设立四川省水电投资经营集团，作为省级水电产业集团的母公司，整合四川省水利地电的国有资产。
川水电目前覆盖的供电区域面积占全省约32%，以农村地区为主，整体用电量小于覆盖大中城市的国网四川电力。
2012年川水电的售电量仅为国网四川电力的347%。
目前川水电作为四川省农网改造的唯一法人，随着农网改造升级的推进，其供电面积预计将增长到全省的70%，供电规模也将相应增长。
我们认为由川水电集团对四川省遍地开花的地电企业进行参、控股，有利于对各自相对独立的供电区形成统一的电改规划。
2、陕西：
地方配电网掌控近30%的售电市场
陕西省地方电力（集团）有限公司是省级的独立配电网公司，供电营业区占全省72%。
公司是陕西省政府直属大型供电企业，承担着榆林、西安、宝鸡等9个市的66个县（区）工农业生产和城乡居民生活的供电任务。
在陕西省内供电量市场占有率约27%（2011年数据）。
2013年公司实现营业收入16353亿元，同期国网陕西省电力公司的营收为43827亿元。
电力购销系统的市场化改革可拓宽公司购电渠道，降低购电成本。
公司的自发电量不足以满足供电需求，约60%的售电量需从国网购入，对国网依赖程度高。
随着市场化进程的推进，公司的购电渠道有望通过双边交易或交易平台直接从发电企业或其他售电企业购电，降低购电成本，打开利润空间。
3、山西：
地电企业占有发、配电两端市场
山西国际电力集团作为山西省省级地方电力企业，拥有发电、配电两端的市场。
山西国际电力的前身是山西省地方电力公司，目前是山西省综合能源的投资商、运营商和服务商。
公司于2013年与山西煤炭运销集团合并重组为晋能集团。
截至2013年，晋能集团控股装机容量
5750MW，权益装机容量6740MW，涉及火电、水电、燃气发电、风电及生物质能发电。
2013年完成发电量859亿kWh。
通宝能源（600780SH）作为晋能集团旗下的上市平台，经营配售电、火力发电和燃气供应三大板块业务。
山西国际电力集团持有通宝能源605%的股权。
作为晋能集团旗下唯一的上市平台，通宝能源拥有集团的配电资产，负责吕梁、临汾、朔州三市12个县（区）级电网的建设运营，供电面积占山西省15%。
2013年集团在配电营业区完成售电量716亿kWh，实现营业收入40亿元，利润48亿。
六、万亿市场启动，推荐先行区域地方电力平台
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,推荐川投能源、国投电力和桂冠电力。
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、郴电国际和乐山电力。
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。
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，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，广安爱众和乐山电力。
云南省：
可关注文山电力，山西省：
建议关注通宝能源。
推荐顺序：
广安爱众、郴电国际、川投能源、乐山电力、文山电力、通宝能源、内蒙华电。
我们认为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。
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