新電改方案中，開放配電側和售電側增量會對電價有什麼影響？

12-29

新電改方案落定配電側和售電側增量部分將放開
有幾個問題不明白，首先我國電網公司是南方和國網，那麼配電公司都有那些呢？另外，配電側和售電側增量放開具體怎麼理解？最後就是，這個方案施行後，是否就是發電公司直接跟配電公司商定價格，然後配電公司跟用電用戶商定價格？方案施行後能夠做到取消上網電價，讓市場釐定發電廠的價格嗎？

電再特殊，也是一種商品，借用商品交易情況就比較好理解了。
發電廠是生產商；
主網，也就是市及市級以上的供電公司/供電局是物流公司經銷商，不直接面對客戶（除非重要/大客戶）；
配網，也就是區/縣一級供電公司/供電局是零售商，直接面對客戶。
主網從發電廠買來電，賣給配網，配網再賣給用戶。

現在媒體口中的問題在於，主網和配網是同一個企業開辦的，那麼它可以暗箱操作，提高經銷商賣給配網的電價，從而獲得高額利潤。

所以呢，要把主網和配網分拆開來，把經銷商的批發價格公開出來，就能剔除利潤部分，從而「降低電價」。

「這個方案施行後，是否就是發電公司直接跟配電公司商定價格，然後配電公司跟用電用戶商定價格？——不可能，現在的電價也不說發電公司直接跟電網商定的，電網也沒權定價，電價都是發改委說了算，現在是，將來必須也是。

方案施行後能夠做到取消上網電價，讓市場釐定發電廠的價格嗎？——要做到這一點，發X委必須死

為什麼我反覺得電價會漲呢

文章來自中國能源研究會理事、中國華電企法部主任陳宗法。
3月29日，醞釀已久的新一輪電改方案終於正式揭幕，一個敏感且實際的問題立即引發全社會的熱議、猜測、擔憂：新電改框架下，電價究竟是漲還是跌？電量直接交易會不會「一放就亂」？廣大用戶能否分享電改的紅利？

儘管要作出準確的判斷很難，但根據電改方案中的價改內容，近期電力行業面臨的政策市場環境，以及影響電價的基本要素，不妨作出初步分析與預測，以便把握新電改的預期與影響。

新電改要求電價「公平合理」

新電改方案把電價改革放在特別重要的位置，位列七大重點任務之首。

針對目前電價管理存在的問題，「以政府定價為主」、「市場化定價機制尚未完全形成」，「難以及時併合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環境保護支出」等，確定電價改革目標是「交易公平，價格合理」。
按國家能源局王禹民副局長解釋，就是要「還原電力商品屬性，形成由市場決定電價的機制，以價格信號引導資源有效開發和合理利用」。相關舉措是「三放開、一
獨立」：有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃；推進交易機構相對獨立。實施步驟
「三步曲」：單獨核定輸配電價；分步實現公益性以外的發售電價格由市場形成；妥善處理電價交叉補貼。

可
見，上述電價改革不是一味要求降低電價，而是儘可能縮減政府定價範圍，提高市場定價比重，充分發氣揮電價信號與槓桿作用，這看似簡單、平常，實質對電網企
業、發電企業、電力用戶、社會資本將帶來全新而又深刻的影響。不僅改變了電網企業傳統的贏利模式，改進壟斷環節管制手段，使發電企業進入售電端，直接交
易，市場定價；而且促進市場主體多元化，允許社會資本進入售電領域和新增配電領域，工商業電力用戶擁有自主選擇權，增強市場議價能力，「形成與市場要求相
適應的電價機制」，構建「多買多賣」的電力市場體系。

助推電價上漲的現實可能因素

首先，結構性因素的影響，即清潔能源佔比不斷上升引領電價上漲。我
國電源結構已不同以往，開始顯現多樣化、清潔化趨向。截止2014年全國總裝機13.6億千瓦、總發電量5.55萬億千瓦時，其中：清潔裝機、發電量分別
佔32.6%、24.8%，比2002年電改時有7%左右的提升。今後隨著「綠色低碳」能源發展戰略的加快實施，以及新電改中有關清潔可再生能源「全額收
購」保障以及鼓勵「優先與用戶直接交易」等舉措的落地，水電、風電、太陽能發電、核電、天然氣發電、生物質能等清潔低碳能源的裝機、電量佔比將進一步快速
上升。但這些清潔能源「出身名門」，電價普遍較高（水電除外），如風電、氣電、核電、太陽能每千瓦時分別比煤電高約0.19元、0.35元、0.02元、0.50元，將會結構性推動電價總體水平的上升。這一趨勢已在德國等歐盟國家得到印證。

第二，環保因素的影響，即火電「超低排放」的強制要求與全國蔓延的改造之風，助推電價上漲。目
前，我國環境污染嚴重，霧霾天氣頻繁出現，國家對火電企業環保政策層層加碼、日趨嚴苛。2014年連發「三道金牌」，要求火電企業全面實施「史上最嚴厲」
的排放標準；要求新建煤機平均供電煤耗低於300克/千瓦時，大氣污染物排放基本達到燃機排放限值。目前，「超低排放」改造之風正由浙江、廣東、江蘇、山
東、河北等省份迅速向全國蔓延。國華電力、浙能集團、華能集團擬計劃投入100億元、50億元、100億元對現役燃煤機組進行改造。顯然，改造成本和運營費用除了國家獎勵利用小時外，也需要通過提高電價進行適當補償。連續兩年提高環保電價與除塵補貼已表明了國家的政策取向。

第三，成本因素的影響，最典型的是水電造價上升、電價偏低，要求電價「補漲」。水
電屬於戰略資源，是電源結構調整的主角，但近年來受移民、環保等因素影響，開發重點又轉到落後偏遠的滇藏川地區，面臨交通運輸、配套工程、地方攤派、電量
消納等問題，出現造價暴漲的現象。而且，水電電價長期偏低（比火電平均低0.10左右)，一直要求公平待遇，實現「同網同價」。電改後一旦放開「競爭性環節電價」，預計水電會有「補漲找齊」的要求。

第四，綜合因素的影響，降負債、補虧損、穩業績、可持續發展等電力行業的內在要求，也需要合理的電價水平作支撐。2012
年以來，火電板塊業績持續改善，總體不錯，但目前五大發電集團資產負債率仍高達83%左右，財務費用負擔沉重，而且區域差異很大，還有近30%的虧損面，
歷史欠帳沒有消化完，西南三省、黑龍江、新疆等區域尤為明顯。煤炭等非電板塊也處於減利或虧損狀態，出現了「以電補煤」的現象。清潔能源雖然發展前景廣
闊，但國家政策支持力度減弱，隨機性、間歇性特徵又影響電網配套接納的積極性。

例
如，由於氣價上漲、氣源不足、外送電衝擊等因素影響，氣電已完全不同於前些年，出現了優勢下降、虧損增加、審慎發展的現象。再如，風電由於棄風限電、
CDM收益減少、補貼不到位、機組出質保期運維費增加等因素的影響，整體處於效益下滑狀態，在限電嚴重的「三北」地區已出現虧損。

另外，大力發展清潔能源、分散式能源，進軍節能環保、油氣管網等戰略新興產業，實施「走出去」戰略，電力行業總投資還在增加，現金流短缺的矛盾仍然存在。凡此種種，都屬於電價上漲的潛在因素。

前面分析，電價有上漲的動因，但理性判斷基本是結構性的、局部的，對電價總體水平的推動也是有限的、可控的。從目前主要影響電價因素——供求關係、燃料成本分析，結合市場化定價取向，電價下降倒是大概率事件。

電價下降的機率也不小

電力市場相對過剩，直接交易或競價上網極有可能導致競爭加劇、電價下降。2014
年社會用電量增幅僅為3.8%，創出「歷史新低」，遠低於最高年份2003年15.3%的增長水平,也低於「十五」、「十一五」、「十二五」（前3
年）13%、11.1%、8.35%的年均增長水平，甚至還低於金融危機最嚴重的2008年5.5%的增長水平。今年前兩個月用電量的增長更不理想，僅為
2.5%。今後電力產能相對過剩，市場競爭加劇，將成為新常態。在此嚴峻的市場環境下，開展電能直接交易或競價上網，很有可能導致發電企業之間的惡性競爭，不排除一些發電企業為了追求多發電量而壓低上網電價。近
年來，開展的大用戶直購電不僅削減了發電企業的基數電量，擠壓了小火電的生存空間，也成為地方政府主導下的發電企業單邊讓利行為，直購電變成了「優惠
電」。據調研，某發電集團已經開展直購電的區域，直購電量約佔各省總用電量的1-5%左右，直購電價格比標杆電價降低0.6-5.5分/千瓦時，平均約3
分/千瓦時左右。隨著新電改方案「三放開」的落實，發電企業直接進入售電領域，市場交易電量的比重將會大幅度上升，電價波動將會更加頻繁，供大於求的電力
市場致使電價上漲動能不足，跌價符合市場規律。

煤電為主的電源結構，持續低迷的煤炭市場，決定了火電價格繼續保持在下降通道。發電行業跟煤炭行業同屬基礎產業，又屬於上下游關係，關聯度極大。目前，「60%以上的電力裝機是煤電機組，超過50%的煤炭產量用來發電，75%的電量來自煤炭發電，近70%的發電成本是燃料成本」。因此，低迷穩定的煤價是火電盈利的「基石」，而火電電價又是保持電價總水平穩定的「壓艙石」。2012
年以來，煤炭市場量價齊跌、「熊市」特徵明顯。按照國家煤電聯動規定，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價。2013年10月
和2014年9月，火電上網電價曾兩度下調，名義上是疏導環保電價矛盾、調整電價結構，實際上是煤電聯動的「創新版」。進入2015年第一季度，環渤海
5500大卡動力煤價格從年初第一周的519元/噸跌至現在的482元/噸。近期，傳聞煤電聯動又要開啟，火電上網電價下調二季度落地，預計全國平均降幅每千瓦時0.015元，並同步下調銷售電價。由於環境約束，新能源發展迅速，天然氣供應增加，去煤化力度加大，再加煤炭需求下滑，電力耗煤下降，進口煤衝擊，產能過剩態勢延續，預計煤炭行業短期內很難扭轉禿勢。受此影響，火電價格不太可能上漲，除非煤炭市場反轉。

核定獨立的輸配電價，加上政府的嚴格監管，將產生「油水」擠出效應，讓社會分享改革紅利。2015
年初，國家發改委發出《關於深圳市開展輸配電價改革試點的通知》，深圳成為我國首個監管周期電網輸配電准許收入和輸配電價試點城市。根據發改委的公
布，2015至2017年，深圳市的電網輸配電價水平分別為每千瓦時0.1435元、0.1433元和0.1428元，比2014年實際深圳輸配電價為每
千瓦時0.1558元下降了1分多錢。這意味著，未來三年深圳電網收益累計減少24億元之多。深圳屬於單一城市，集中度高，管理成本低，擠出的「油水」顯然不多，但是拓展至全國，按照2014年全社會用電量55233億千瓦時計算，即使降低1分錢，也是非常巨量可觀的。

據
中電聯統計，2012年我國平均銷售電價每千瓦時0.6252元（不含政府基金及附加），其中：輸配電價（不含線損）每千瓦時0.184元，約佔銷售電價
的29.4%。而且，輸配電價在三大網之間差距很大，最高的南網每千瓦時0.215元，占銷售電價的31.82%，最低的內蒙電網每千瓦時0.105元，
占銷售電價的25.11%，居中的國網每千瓦時0.182元，占銷售電價的29.28%。這其中固然有客觀因素的差異，但也不排除存在運行管理的潛力。可
以預見的是，隨著獨立、規範、透明的輸配電價機制的逐步建立，以及政府對電網企業成本和收入監管的加強，電網企業將會通過對標管理，依靠技術進步和體制創
新，進一步提升降本增效的積極性，各發電集團也將通過水火調劑、風光互補，實現資源有效配置，積极參与售電側競爭，共同讓社會分享改革紅利。

基本結論：總體電價水平「穩中有降」

通過上述初步分析與預測，我們不難得出結論：未
來三、五年內，既有電價上漲的動因，更有下跌的機率，除了區域性、結構性、時段性的電價波動外，對沖相抵後，我國總體電價水平將會「穩中有降」，電力用戶
將分享改革紅利。當然，隨著後期經濟結構調整升級到位，全面深化改革紅利釋放，電力需求恢復增加，電價長遠不排除整體上行的態勢。

15年3月21號，中共中央、國務院聯合發布《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（9號文）

從14年坊間就有傳聞發改委牽頭新電改方案的出爐，為此，國家電網的微博還辟了謠。

想要看清電力體制改革（以下簡稱電改）的全盤，那還要從12年的比武大會前的11年說起。

11年，因煤價高漲，五大發電企業虧損嚴重，報道稱一些電廠煤儲量都不夠一星期，而同時，中電聯預測11年的夏天是電荒最嚴重的一次，電力缺口嚴重。

一邊是煤價高，虧損嚴重，發的電越多虧得越多，一邊是電力缺口嚴重，企業限電。

這是電荒嗎？不，荒的是煤價高，五大發電集團的錢荒，利潤荒。

11年底，山西的幾家電廠聯名上書電監辦，在煤價高漲的背景下要求提高上網出廠電價。

02年，隨著廠網分離的「電改5號」文而成立的電監會，與同在國務院的正部級直屬事業單位，證監會保監會銀監會上，電監會幾乎沒有什麼存在感，什麼是存在感？強勢，有權。

這是電監會的職責是什麼？以廠網分開，輸配分開等4項電改任務為主建立統一的監管體系，很遺憾，電監會監管的很失敗。

電改呼聲的第一次高潮由時任江西省長的WXX就任電監會開始。而這輪電改呼聲高潮以發改委一系列的上調電價和對煤企監管處罰為止。

很明顯，這次沒有觸碰核心層。想要破除電荒，針對下游的煤企煤價是方向錯誤，誰都懂煤價多少，都能核算出電廠發電成本，可是，電網的入網電價和銷售電價這個電價差是不透明公開的。這就是核心層。

12年比武大會不表。

13年，十八屆二中全會，國務院機構改革方案

能源局重組

原先國務院直屬的事業單位，國家電監辦，和原先國務院直屬機構能源局，重建成新·能源局，關鍵的是，新成立的能源局歸為發改委下屬。

國家電力監管委員會從正部級的直屬事業單位，到和能源局組成發改委旗下的副部級能源局，也就是這次的電力體制改革的主體為什麼是發改委。

13年，反腐開始，這十年以石油幫為代表的技術官僚上位，在這次的打虎行動上，石油幫紛紛落馬。石油幫在發改委的LTN，JJM就不提了。

在部門機構的重組，人事委任，職能確認上，可以說，電力體制改革的謀劃在13年的電監委員合併能源局到發改委就已經有了第一步。

發改委的職能強勢從有6位正部級的副主任就可以看出。而這次發改委推動電改的對手盤也是在國資委旗下央企第一集團中第一集團，國家電網。

8月22日午，中國企業聯合會編製的「2015中國企業500強」，國家電網位列兩油之後排名第三。00~02年，以廠網分離的電改5號文出爐，發電的五大和輸配售電的電網（11年南網分拆）分離，於此國家電網成立。

怎麼理解電網的「強勢」？我們從審計署公布的2015年第7號公告：國家電網公司2013年度財務收支審計結果就能看出。

公告的第2大點貫徹執行國家宏觀經濟政策與決策部署方面的第3小點和第4小點

從審計報告上看，電網已經違反了電改5號文的廠網分離規定，公然參與發電側，這就好比五大發電參與售電側一樣，你是否還會想起有電監會這一監管機構？耐人尋味的是，這次的新電改9號文對於售電側的態度上是轉彎的。

新電改9號文隱晦的表示，售電側是開放的，要市場化，說白了，電網要成本透明，未來由民資或發電企業成立售電公司，取代電網的銷售電部分。這動了誰的盤？顯然是國家電網的電價差，電網最大的基本盤。

這也就是所謂的改革的深水區，破冰層。

在新聞聯播這個暗含信號，隱晦表達的國家喉舌上，我們管中窺豹看新電改。

在14年11月05號的新聞聯播上，新電改只是一個概述性質的過場，也放在20分鐘以後

15年1月18號的新聞聯播，以中國的改革頭陣的深圳為新電改試點的頭條

15年3月29日，新聞聯播以發改委：新電改方案將激發市場活力為題做出報告，這次把改革主題帶了出來。

於此同時，中國北車和中國南車的合併也讓國企改革成為新寵。

國企改革，主體是國企，國資委單位參股的企業為國企，而由國務院直屬特設機構的國資監管委員會參股的企業可以叫做央企，央企是國企中的國企，觸及了國家基本運行的所有。

中車重組的初衷是規範資本市場，避免同業競爭，重組方式是先上市公司重組，後集團公司重組，這個先後對於股市及股價的意義不言而喻。

而電力國企呢？怎麼改？也要避免同業競爭？規範資本市場？五大和兩網又合併？這不是改革，這是倒退。

國企現在面臨的問題是什麼？我們不妨可以「隱晦」的看看某些互聯網科技公司的股權架構。

Class A: GOOGL ，每一股有一票投票權。
Class B:僅限公司內部交易，每一股有10票投票權。
Class C: GOOG，沒有投票權。

誰參股最多但沒投票權，誰一股沒有但是有投票權呢？趙家人最清楚。

對於電力行業的國企改革，我認為最有可能的重組的方式是售電公司。這也是新電改的核心。

售電公司的形式是什麼？怎麼交易手法？電網在其中是什麼角色？

發電企業的大部分火電廠都有供熱系統，供熱系統就是通過管道將熱能直接送至工廠。也就是說，在發電側上對於交易電價這種交易形式並不陌生，供熱系統就是兩方交易，直接和工廠交易。

同時，五大發電對於資本的嗅覺也是異常靈敏，

截至7月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量13.6億千瓦，同比增長8.5%。其中，火電9.4億千瓦。1-7月份，全國規模以上電廠發電量32208億千瓦時，同比增長0.4%，增速同比降低5.2個百分點。

在電能過剩的情況下，火電機組的不降反升，五大都在拼容量上機組。五大背後的邏輯是什麼？壓注新電改的「市場化」，因為你不知道「市場化」後真正的用電需求是怎樣的增長，上大壓小的火電投產政策也能讓企業淘汰落後機組，讓先進成熟的60萬機組和百萬機組上馬，利潤也會更好看。

而電網在電改的博弈上也是激烈的，這也是為什麼新電改9號文之後配套文件難產的原因。

在新電改試點6省份後，貴州成了第7個省份，也是試點稍有亮點的省份。

但，華東地區試點可就。

新電改和國企改，這是國資委，能源局，電力國企，電監會在部門，人事，派系間的種種博弈。

蛋糕就是14寸這麼大，怎麼切，橫著切，豎著切，斜著切？

你切多了我少，他吃飽了還要？

刀就是頂層設計，落刀的力度和角度就是新電改和國企改。

未經授權不得轉載，轉載請註明出處，謝謝。

一改革就漲價，這幾乎成為定律，油價、煤價漲、燃氣漲……某部被人戲稱漲價委。

想起來一個趣事，前短時間某省推電改，主管部門批示：電改電改，改革了咋還不降價？。知乎er是受過市場經濟教育的一代，改革是讓電力商品回歸市場，不是你想讓它漲就漲，降就降！一切市場說了算！從大環境看，電改是國企改革的一部分！

新電改下電價會不會漲？

1.居民用電整體漲，但幅度不大。

長期以來，居民電價享受交叉補貼，工商業為居民用電、農業用電和社會公共福利倒貼錢。

我國居民電價和其他國家相比，真的不能再良心，對於偏遠山區甚至還可能更便宜。這是不符合市場規律的，你西藏地區還要包郵，馬雲爸爸會同意嗎？配電設施翻山越嶺要不要錢？你去建嗎？！

而且售電側（就是電力銷售一端），普通居民用戶一年幾百度電能值幾個錢，國網和售電公司會坐下來和你議價嗎？還不夠茶歇錢的，長期以來給居民輸電都是賠錢！

以後居民可以選擇售電公司買電，上淘寶看便宜套餐的下單，加上郵費（網輸），也可以繼續用國網南網的電。

居民電價會怎樣？按道理說肯定高的飛起，和東南亞不接軌也和美國接軌了，但是我們是社會主義國家（不要笑，這是真的，起碼名以上是），所以居民電價會漲，但幅度不大。

當然你要是深山老林的貧困戶，補貼後的電價很可能比以前更便宜！

2.工商業電價整體價格降低，但不排除煤價上漲等其他擾動因素。

電力市場同樣適用二八定律。20%的電力大用戶用了市場80%的電，電力消費量動輒上億，散戶哪能比？售電公司，國家電網，發電企業都盯著電力大用戶這塊香餑餑。
電力大用戶作為一個獨立購電主體，像電解鋁廠、鋼鐵廠等，特別容易獲得低價電力。

所以工商業電價是總體來看會降低。（現在大概是7毛5）

但是電價不僅僅是電改一個因素影響，煤價上漲等等也能擾動市場。

我國高工商業電價而低農業民用電價，就是用工商補農民。如果放開市場化，這個體制會被打破，所以居民農業電價應該會漲。

商業電價可能下降，因為現在國網賺的差價被個人或財團賺了，所以不會再補貼民用電，如果政府不補貼，那民用電勢必會漲價

在新電改《關於進一步深化電力體制改革的若干意見(中發〔2015〕9號)文》文件發布之前，主要的售電主體是我國電網系企業，而9號文件發布之後，允許社會資本成立售電公司，進入售電側市場。政策指出要建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規範的市場交易平台。

前瞻產業研究院發布的《2015-2020年中國售電公司發展模式與投資戰略規劃分析報告》指出：我國售電市場其全國平均銷售電價為0.492元/千瓦時，2014年我國全社會用電量為5.52萬億千瓦時，簡單測算全國售電市場容量為2.72萬億元，如果剔除第一產業和城鄉居民用電後，市場容量約為2.3萬億元。2013年，國內全社會用電量累計5.32萬億千瓦時，同比增長7.5%。2014年，全國全社會用電量55233億千瓦時，同比增長3.8%。

前瞻網分析認為，在當前用電量大幅增加，售電公司市場即將打開的情況下，我國售電公司存在以下問題：(1)調度獨立方面：即使打開了電網「黑匣子」，成立獨立的大售電，依然可能滋生電網企業的「新型壟斷」。(2)電力交易獨立方面：電力交易機構從電網分離是必然趨勢，受政府直接領導或授權，以實現公平交易，交易機構獨立可以減少電網企業對市場交易的影響和干預，這樣有利於信息公開、公平交易和市場監管。(3)售電側的產權問題：對於售電側改革，最大的爭議來自於售電環節的產權，是將電網的售電業務徹底剝離，還是保留電網的售電業務讓民資參股，還是在不改變現有售電市場基礎上准入更多的民營售電公司，這些問題如不能解決，勢必會影響改革的效果。

前瞻網分析認為，未來我國售電公司有以下發展趨勢：(1)某些開展售電業務的公司已經具備用電需求服務功能，如四方股份、科陸電子這類的公司未來有望進行業務整合，打通售電和用電服務的業務環節。(2)本身缺乏用電需求服務能力的售電公司，未來可能通過內生、外延或者合作等方式，布局用電服務業務，合作對象為用電需求服務領域相關標的。(3)目前用電需求服務領域管標的也可能設立售電公司，參與售電業務，成為電改的直接受益者。

你說的「新電改」已經不「新」了
目前看輸電配電分離不太可能實行，電價涉及到民生，如果煤炭等能源價格上漲，保證穩定的電價是國家穩定物價的重要手段，如果輸配分離市場決定電價，電價就「失控了」。另外，電改涉及的利益比較複雜，當前形勢下輸配分離有點激進，很難掌控，所以我認為不會實施。