电力工程资料：2018-2023年中国售电公司发展模式与投资战略规划分析报告 - 副本

2018-2023年中国售电公司发展模式与投资战略规划分析报告--2018-2023年中国售电公司发展模式与投资战略规划分析报告正文目录TOC\o"1-4"\h\z\u第一章新电改下中国售电公司发展机遇分析 1第一节售电公司的发展特点及参与主体 1一、售电公司概念界定 1二、售电公司发展特点 2三、售电公司参与主体 4第二节中国售电公司热点政策深度解读 4一、中国电力改革的发展阶段分析 4二、中国电力改革的最新进展 61、电力交易中心组建工作基本完成 62、发用电有序放开，购电成本不断降低 63、输配电价改革试点实现省级电网全覆盖 74、售电侧市场竞争机制初步建立 75、第二批增量配电业务改革试点公布 86、电力现货市场建设试点启程 9三、中国电力改革的重点政策分析 91、中国电力改革重点政策汇总 92、电力体制改革重点政策解读 9第三节新电改后电力产业链的变革分析 12一、新电改后电力产业的产业链变革概述 12二、新电改后电力产业的产业链结构变革 18三、新电改后电力输配售环节价格机制 19四、新电改后中国售电公司的发展机遇 22第四节能源互联网为售电侧带来的机遇 26一、中国能源互联网市场发展特点 26二、中国能源互联网市场发展规模 27三、能源互联网为售电侧带来的机遇 28第二章中国售电公司发展现状与发展前景 31第一节中国售电公司发展现状与竞争格局 31一、中国售电市场总体容量测算 31二、中国售电公司发展规模分析 31三、中国售电公司企业竞争格局 32四、中国售电公司区域竞争格局 33第二节中国重点区域售电公司发展状况分析 33一、广西：试点中首个售电公司全面参与市场交易的省区 33二、江苏：共有41家发电企业和102家电力用户及售电公司参与集中挂牌交易 34三、福建：首批53家售电公司在福建电力交易中心获得公示 34四、江苏：年度挂牌交易第一天，成交电量共2.18亿千瓦时，成交均价为370.08元/兆瓦时 34五、云南：22家售电公司共成交电量36.07亿千瓦时 34六、山东：跨省区直接交易电量全国居首，已有580家售电公司 35七、湖南：发电端让利1827万，综合价差-0.32分 35八、辽宁：售电公司首次作为市场主体参与辽宁电力市场交易 36九、广东：年度双边协商交易突破上限，成交电量达1001.79亿千瓦时 36第三节大用户直购电市场现状与交易模式 36一、中国大用户直购电市场特点 361、中国大用户直购电主要政策分析 362、中国大用户直购电市场发展阶段 42二、中国大用户直购电市场发展规模及区域分布 44三、大用户直购电市场交易模式 451、自由协商交易模式分析 452、集中撮合交易模式分析 463、发电权交易模式分析 464、挂牌交易模式分析 465、直接交易模式分析 466、在线集中竞价交易模式分析 47第四节中国售电公司发展趋势与发展前景 47一、中国售电公司发展趋势分析 47二、中国售电公司发展前景预测 48第三章主要国家售电公司发展模式与经验 50第一节国外售电公司发展模式及经验 50一、国外售电市场改革总体特点 50二、国外售电市场放开情况分析 571、国外售电市场放开模式 572、国外售电市场放开进程 583、国外售电市场结构特点 58三、国外售电公司发展模式分析 591、国外售电公司准入及退出机制 592、国外售电公司的主要业务分析 603、国外售电公司购买电力的途径 604、国外售电公司的盈利模式分析 61四、国外售电公司发展趋势分析 61第二节美国售电公司发展模式及经验 62一、美国售电公司发展背景分析 62二、美国售电公司发展现状分析 69三、美国售电公司发展模式分析 70四、美国售电公司发展经验借鉴 70第三节德国售电公司发展模式及经验 72一、德国售电公司发展背景分析 72二、德国售电公司发展现状分析 72三、德国售电公司发展模式分析 74四、德国售电公司发展经验借鉴 76第四节英国售电公司发展模式及经验 77一、英国售电公司发展背景分析 77二、英国售电公司发展现状分析 79三、英国售电公司发展模式分析 79四、英国售电公司发展经验借鉴 80第五节俄罗斯售电公司发展模式及经验 81一、俄罗斯售电公司发展背景分析 81二、俄罗斯售电公司发展现状分析 82三、俄罗斯售电公司发展模式分析 82四、俄罗斯售电公司发展经验借鉴 82第六节日本售电公司发展模式及经验 83一、日本售电公司发展背景分析 83二、日本售电公司发展现状分析 84三、日本售电公司发展模式分析 84四、日本售电公司发展经验借鉴 84第七节印度售电公司发展模式及经验 86一、印度售电公司发展背景分析 86二、印度售电公司发展现状分析 86三、印度售电公司发展模式分析 86四、印度售电公司发展经验借鉴 87第四章中国售电公司组建计划与发展模式 89第一节中国售电公司组建计划分析 89一、中国售电公司设立方式分析 89二、中国售电公司组建过程明细 89三、中国售电公司组织架构分析 90四、中国售电公司人员安排分析 91第二节中国售电公司发展模式分析 95一、售电公司业务模式及创新策略 951、售电公司的主要业务范围分析 952、售电公司的关键业务层级分析 953、售电公司的业务创新策略分析 964、售电公司业务拓展创新案例 97二、售电公司盈利模式及创新策略 971、售电公司收入来源渠道 972、售电公司收入来源创新分析 97三、售电公司营销体系及创新策略 971、售电公司的营销模式分析 972、售电公司的营销模式创新策略 99四、售电公司能源互联网搭建策略 1011、售电公司搭建能源互联网的必要性 1012、售电公司能源互联网平台建设路径 103第三节不同主体售电公司业务模式 105一、独立配售电企业业务模式分析 1051、独立配售电企业竞争优劣势 1052、独立配售电企业业务模式 1053、独立配售电企业发展策略 106二、发电企业组建的售电公司业务模式 1061、发电企业组建的售电公司竞争优劣势 1062、发电企业组建的售电公司业务模式 1073、发电企业组建的售电公司发展策略 107三、节能服务企业组建的售电公司业务模式 1071、节能服务企业组建的售电公司竞争优劣势 1072、节能服务企业组建的售电公司业务模式 1083、节能服务企业组建的售电公司发展策略 108四、分布式能源企业组建的售电公司业务模式 1081、分布式能源企业组建的售电公司竞争优劣势 1082、分布式能源企业组建的售电公司业务模式 1083、分布式能源企业组建的售电公司发展策略 109五、电网公司组建的售电公司业务模式 1091、电网公司组建的售电公司竞争优劣势 1092、电网公司组建的售电公司业务模式 1093、电网公司组建的售电公司发展策略 110六、大型工业园区组建的售电公司业务模式 1101、大型工业园区组建的售电公司竞争优劣势 1102、大型工业园区组建的售电公司业务模式 1113、大型工业园区组建的售电公司发展策略 111第五章国外售电公司发展模式的优秀案例 112第一节GreenMountainEnergy公司发展模式分析 112一、公司基本信息简况 112二、公司经营状况分析 112三、公司产品及服务结构 112四、公司运营模式分析 113第二节Entega公司发展模式分析 113一、公司基本信息简况 113二、公司经营状况分析 113三、公司产品及服务结构 114四、公司运营模式分析 114第三节Ubitricity公司发展模式分析 115一、公司基本信息简况 115二、公司经营状况分析 115三、公司产品及服务结构 115四、公司运营模式分析 116第四节Emprimo公司发展模式分析 116一、公司基本信息简况 116二、公司经营状况分析 117三、公司产品及服务结构 117四、公司运营模式分析 117第五节Opower公司发展模式分析 117一、公司基本信息简况 117二、公司经营状况分析 118三、公司产品及服务结构 118四、公司运营模式分析 119第六章中国售电公司投资的优秀案例分析 120第一节深圳市科陆电子科技股份有限公司售电公司投资分析 120一、公司基本信息简况及主营业务 120二、公司经营状况及财务指标分析 1201、主要经济指标分析 1202、企业盈利能力分析 1253、企业运营能力分析 1264、企业偿债能力分析 1265、企业发展能力分析 126三、公司电力产业产品及服务结构 127四、公司发电类资产结构及投资布局 128五、公司能源互联网平台建设投资布局 129六、公司营销体系建设投资布局分析 129七、公司投资售电公司的方式及规模 130八、公司投资售电公司的优劣势分析 131第二节孚日集团股份有限公司售电公司投资分析 132一、公司基本信息简况及主营业务 132二、公司经营状况及财务指标分析 1331、主要经济指标分析 1332、企业盈利能力分析 1393、企业运营能力分析 1394、企业偿债能力分析 1395、企业发展能力分析 140三、公司电力产业产品及服务结构 140四、公司发电类资产结构及投资布局 141五、公司投资售电公司的方式及规模 141六、公司所投资售电公司的基本信息 141七、公司投资售电公司的优劣势分析 142第三节内蒙古蒙电华能热电股份有限公司售电公司投资分析 143一、公司基本信息简况及主营业务 143二、公司经营状况及财务指标分析 1431、主要经济指标分析 1432、企业盈利能力分析 1493、企业运营能力分析 1494、企业偿债能力分析 1495、企业发展能力分析 150三、公司电力产业产品及服务结构 150四、公司发电类资产结构及投资布局 151五、公司营销体系建设投资布局分析 151六、公司投资售电公司的方式及规模 152七、公司所投资售电公司的基本信息 152八、公司投资售电公司的优劣势分析 153第四节北京四方继保自动化股份有限公司售电公司投资分析 153一、公司基本信息简况及主营业务 153二、公司经营状况及财务指标分析 1541、主要经济指标分析 1542、企业盈利能力分析 1593、企业运营能力分析 1604、企业偿债能力分析 1605、企业发展能力分析 160三、公司电力产业产品及服务结构 161四、公司能源互联网平台建设投资布局 165五、公司营销体系建设投资布局分析 165六、公司投资售电公司的方式及规模 166七、公司所投资售电公司的基本信息 166八、公司投资售电公司的优劣势分析 167第五节广西桂东电力股份有限公司售电公司投资分析 167一、公司基本信息简况及主营业务 167二、公司经营状况及财务指标分析 1681、主要经济指标分析 1682、企业盈利能力分析 1743、企业运营能力分析 1744、企业偿债能力分析 1755、企业发展能力分析 175三、公司电力产业产品及服务结构 175四、公司发电类资产结构及投资布局 178五、公司能源互联网建设投资布局 178六、公司营销体系建设及投资布局 179七、公司投资售电公司的方式及规模 179八、公司所投资售电公司的基本信息 180九、公司投资售电公司的优劣势分析 180第六节广东电力发展股份有限公司售电公司投资分析 181一、公司基本信息简况及主营业务 181二、公司经营状况及财务指标分析 1811、主要经济指标分析 1812、企业盈利能力分析 1873、企业运营能力分析 1874、企业偿债能力分析 1875、企业发展能力分析 188三、公司电力产业产品及服务结构 188四、公司发电类资产结构及投资布局 189五、公司营销体系建设投资布局分析 189六、公司投资售电公司的方式及规模 191七、公司所投资售电公司的基本信息 191八、公司投资售电公司的优劣势分析 191第七节广州发展集团股份有限公司售电公司投资分析 192一、公司基本信息简况及股本结构 192二、公司经营状况及财务指标分析 1931、主要经济指标分析 1932、企业盈利能力分析 2003、企业运营能力分析 2004、企业偿债能力分析 2005、企业发展能力分析 201三、公司电力产业产品及服务结构 201四、公司发电类资产结构及投资布局 203五、公司投资售电公司的方式及规模 204六、公司所投资售电公司的基本信息 204七、公司投资售电公司的优劣势分析 204第八节华能国际电力股份有限公司售电公司投资分析 205一、公司基本信息简况及股本结构 205二、公司经营状况及财务指标分析 2061、主要经济指标分析 2062、企业盈利能力分析 2113、企业运营能力分析 2114、企业偿债能力分析 2125、企业发展能力分析 212三、公司电力产业产品及服务结构 212四、公司发电类资产结构及投资布局 213五、公司投资售电公司的方式及资金规模 214六、公司所投资售电公司的基本信息分析 215七、公司投资售电公司的优劣势分析 216第七章中国售电公司投资热点与投资趋势 218第一节中国售电公司投资特性分析 218一、中国售电公司投资壁垒分析 2181、政策壁垒 2182、人才壁垒 2193、资源壁垒 219二、中国售电公司投资风险分析 2191、跨区域送电壁垒 2192、电网公平无歧视 2193、电网交易市场归属 220三、中国售电公司盈利途径分析 220四、独立售电企业营利空间分析 2211、规模优势问题 2212、价格封顶问题 2223、时差效益问题 2224、风险对顶问题 2225、信用风险问题 2226、信息透明问题 222第二节中国售电公司投资现状分析 223一、中国售电公司投资主体分析 2231、中国售电公司投资主体结构 2232、各投资主体竞争优势分析 223二、中国售电公司投资切入方式 223三、中国售电公司投资规模分析 224四、中国售电公司投资区域结构 224第三节中国售电公司投资热点分析 225一、中国售电公司与微电网融合创新投资热潮 2251、中国微电网发展现状 2252、中国微电网发展趋势 2253、中国售电公司与微电网融合创新发展前景 2254、售电公司与微电网融合创新案例分析 225二、中国售电公司与互联网+融合创新投资热潮 2261、售电公司与互联网+融合创新是必然趋势 2262、中国售电公司与互联网+融合创新的投资现状分析 2273、中国售电公司与互联网+融合创新的投资前景预测 2274、售电公司与互联网+融合创新案例分析 227三、中国售电公司与电力服务融合创新的投资热潮 2281、中国售电公司与电力服务融合创新分析 2282、中国售电公司与电力服务融合创新投资现状分析 228第四节中国售电公司投资趋势分析 229一、中国售电公司投资主体变化趋势分析 229二、中国售电公司投资规模发展趋势分析 229三、中国售电公司投资区域分布趋势分析 230图表目录TOC\h\z\t"图表"\c图表：售电产业链结构图 1图表：2017年中国电力改革重点政策汇总 9图表：新电改后允许六类企业成为新的售电主体 15图表：电改9号文正式实行后中国售电侧价值链的变化示意图 16图表：新电改下电力环节体系结构示意图 18图表：新电改后电力产业结构示意图 19图表：2013-2017年中国售电市场总体容量测算情况 31图表：中国售电公司区域格局分析 33图表：2013-2017年中国大用户直购电交易电量 45图表：国外用户选择权放开情况 58图表：部分典型国家及地区售电主体准入条件 60图表：美国电力改革政策 64图表：美国售电公司发展模式特点分析 70图表：印度电力市场交易模式分析 87图表：售电公司典型组织机构设计分析 90图表：售电公司典型岗位设置分析 91图表：售电公司绩效管理流程分析 94图表：售电公司业务创新策略分析 96图表：未来能源互联网的B2M商业模型 103图表：独立配售电企业竞争优劣势分析 105图表：独立配售电企业业务模式分析 106图表：发电企业组建的售电公司竞争优劣势分析 106图表：发电企业组建的售电公司业务模式分析 107图表：GreenMountainEnergy公司运营模式分析 113图表：Entega公司运营模式分析 114图表：Ubitricity公司运营模式分析 116图表：Emprimo公司的运营模式分析 117图表：Opower公司运营模式分析 119图表：2016-2017年深圳市科陆电子科技股份有限公司资产负债表 120图表：2016-2017年深圳市科陆电子科技股份有限公司利润表 122图表：2016-2017年深圳市科陆电子科技股份有限公司现金流量表 123图表：2016-2017年深圳市科陆电子科技股份有限公司盈利能力 125图表：2016-2017年度深圳市科陆电子科技股份有限公司运营能力 126图表：2016-2017年深圳市科陆电子科技股份有限公司偿债能力 126图表：2016-2017年深圳市科陆电子科技股份有限公司发展能力 126图表：2016-2017年深圳市科陆电子科技股份有限公司业务结构 127图表：2016-2017年孚日集团股份有限公司资产负债表 133图表：2016-2017年孚日集团股份有限公司利润表 135图表：2016-2017年孚日集团股份有限公司现金流量表 137图表：2016-2017年日集团股份有限公司盈利能力 139图表：2016-2017年孚日集团股份有限公司运营能力 139图表：2016-2017年孚日集团股份有限公司偿债能力 139图表：2016-2017年孚日集团股份有限公司发展能力 140图表：2016-2017年孚日集团股份有限公司业务结构 140图表：山东孚日售电有限公司基本信息情况 141图表：2016-2017年内蒙古蒙电华能热电股份有限公司资产负债表 143图表：2016-2017年内蒙古蒙电华能热电股份有限公司利润表 145图表：2016-2017年内蒙古蒙电华能热电股份有限公司现金流量表 147图表：2016-2017年内蒙古蒙电华能热电股份有限公司盈利能力 149图表：2016-2017年内蒙古蒙电华能热电股份有限公司运营能力 149图表：2016-2017年内蒙古蒙电华能热电股份有限公司偿债能力 149图表：2016-2017年内蒙古蒙电华能热电股份有限公司发展能力 150图表：2016-2017年内蒙古蒙电华能热电股份有限公司业务结构 150图表：华能内蒙古电力热力销售有限公司基本信息情况 152图表：2016-2017年北京四方继保自动化股份有限公司资产负债表 154图表：2016-2017年北京四方继保自动化股份有限公司利润表 156图表：2016-2017年北京四方继保自动化股份有限公司现金流量表 157图表：2016-2017年北京四方继保自动化股份有限公司盈利能力 159图表：2016-2017年北京四方继保自动化股份有限公司运营能力 160图表：2016-2017年北京四方继保自动化股份有限公司偿债能力 160图表：2016-2017年北京四方继保自动化股份有限公司发展能力 160图表：2016-2017年北京四方继保自动化股份有限公司业务结构 161图表：宁夏售电有限公司基本信息情况 166图表：2016-2017年广西桂东电力股份有限公司资产负债表 168图表：2016-2017年广西桂东电力股份有限公司利润表 170图表：2016-2017年广西桂东电力股份有限公司现金流量表 172图表：2016-2017年广西桂东电力股份有限公司盈利能力 174图表：2016-2017年广西桂东电力股份有限公司运营能力 174图表：2016-2017年广西桂东电力股份有限公司偿债能力 175图表：2016-2017年广西桂东电力股份有限公司发展能力 175图表：2016-2017年广西桂东电力股份有限公司业务结构 176图表：广西桂东电力售电有限公司基本信息情况 180图表：河南桂东电力有限公司基本信息情况 180图表：2013-2017年广东电力发展股份有限公司资产负债表 181图表：2013-2017年广东电力发展股份有限公司利润表 183图表：2013-2017年广东电力发展股份有限公司现金流量表 185图表：2016-2017年广东电力发展股份有限公司盈利能力 187图表：2016-2017年广东电力发展股份有限公司运营能力 187图表：2016-2017年广东电力发展股份有限公司偿债能力 187图表：2016-2017年广东电力发展股份有限公司发展能力 188图表：2016-2017年广东电力发展股份有限公司业务结构 188图表：广东粤电电力销售有限公司基本信息情况 191图表：2016-2017年广州发展集团股份有限公司资产负债表 193图表：2016-2017年广州发展集团股份有限公司利润表 196图表：2016-2017年广州发展集团股份有限公司现金流量表 197图表：2016-2017年广州发展集团股份有限公司盈利能力 200图表：2016-2017年广州发展集团股份有限公司运营能力 200图表：2016-2017年广州发展集团股份有限公司偿债能力 200图表：2016-2017年广州发展集团股份有限公司发展能力 201图表：2016-2017年广州发展集团股份有限公司业务结构 201图表：广州发展电力集团有限公司基本信息情况 204图表：2016-2017年华能国际电力股份有限公司资产负债表 206图表：2016-2017年华能国际电力股份有限公司利润表 208图表：2016-2017年华能国际电力股份有限公司现金流量表 209图表：2016-2017年华能国际电力股份有限公司盈利能力 211图表：2016-2017年华能国际电力股份有限公司运营能力 211图表：2016-2017年华能国际电力股份有限公司偿债能力 212图表：2016-2017年华能国际电力股份有限公司发展能力 212图表：2016-2017年华能国际电力股份有限公司业务结构 213图表：华能江苏能源销售有限责任公司基本信息情况 215图表：华能广东能源销售有限责任公司基本信息情况 215图表：售电公司各投资主体竞争优势分析 223图表：中国售电公司区域分布结构 224图表：德国鲁尔区传统电力公司RWE推出的移动账户管理端APP 226第一章新电改下中国售电公司发展机遇分析第一节售电公司的发展特点及参与主体一、售电公司概念界定1、售电公司概念界定售电是电力从发电——终端用电中最后一道销售环节，也是电力传输过程中的第四步。电改配套文件规定了售电公司的三种类型：第一类：电网企业的售电公司。第二类：社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。第三类：独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。图表：售电产业链结构图资料来源：公开资料整理售电最早起源于19世纪。后来，由于电力能源时代的到来，售电得到了飞速发展，但大部分国家的售电业务还是由国家垄断机构或组织拥有，用电客户向这些本地垄断机构购电。1990年以后，美国、英国、新西兰等国家相继开放电力销售业务，充分发挥电力市场竞争的作用。售电公司就在电力市场中应运而生了。2、售电公司业务分析（1）购售电业务提供安全稳定的电力服务，是售电公司最核心的业务。售电公司购电与售电之间的差价即为其利润。利用发电市场竞争降低购电成本和利用营销策略吸引更多用电客户，是售电公司提升自身核心竞争力的根本方法。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。同一供电营业区内也可以有多个售电公司，但是只能有一家公司拥有该配电网经营权。此公司需提供保底供电服务，就是为不参与电力市场竞价的用户提供保底供电。（2）其他增值业务由于电力本身的无差别性，所以售电公司还会提供一些增值服务来提升自身的核心竞争力。（1）提供节能优质的供电服务，如：合同能源管理、综合节能和用电咨询等。（2）提供绿色环保的供电服务，如鼓励用户分布式清洁能源上网，主动参与电动汽车充电桩投资建设等。（3）参与配电网设计、施工与代维。组建有一定资质的设计施工维护队伍，向客户提供报装、计量、抄表、维修服务，也可扩展为客户提供电力线路设计、施工和代维等。（4）积极参与能源互联网。售电公司与互联网公司合作共同走向能源互联网是电力系统将来的发展趋势。二、售电公司发展特点1、市场主体多元化售电主体，是指依法取得了供电类的电力业务许可证（电力业务许可证所称电力业务，指的是发电、输电、供电业务。）、供电营业许可证（供电营业许可证就是售电牌照），并依法开展配售电业务的单位或个人。需要知道的是：必须同时具备了电力业务许可证、供电营业许可证这两证之后方可开展配售电业务。按照中发[2015]9号文整体设计，第一阶段我国的电力市场化交易主要有现货市场竞价交易，和以电力用户与发电企业直接电力交易为核心的中长期双边交易。售电公司可以作为市场主体参与这两种交易，售电侧主要放开批发市场，暂不对零售市场放开。为适应市场竞争的需要，售电公司的市场准入应具有一定门槛，有售电规模和资产要求。同时，售电公司还应具有与电力市场技术支持系统相适应的技术和客户服务平台，能够满足参与市场交易报价、合同签订、信息交换、客户服务等功能。售电主体分为五类：第一类：电网企业中不承担传统业务的三产单位。电网企业中不承担传统业务的三产单位，可成立独立的售电公司，从交易中心集中购电或从发电企业直接购电，缴纳输电费用，自主向用户售电。第二类：以五大电力为主的发电企业。以五大电力为主的发电企业，在企业内部组建售电部，直接与用户谈判，在大用户直接交易的同时，从事售电业务。第三类：工业园区内可以组建配售电主体。工业园区内可以组建配售电主体，结合园区综合能源建设为园区或开发区内部企业提供售电服务，及综合能源的销售与增值服务。第四类：与电网相关的工程建设公司，与用户贴近的节能服务公司。与电网相关的工程建设公司，与用户贴近的节能服务公司均可有参与售电竞争的机会，为用户提供售电及合同能源管理类服务。第五类：有条件的社会资本组建售电公司。有条件的社会资本组建售电公司，不拥有配网运营权，上游购电后转售给下游客户，直接参与售电服务。预计在未来，我国的售电公司将转化为输配售一体化、发售一体化、独立第三方售三种售电模式。在售电电力市场化的初期，国家电网和南方电网凭借自身各种优势占据了主导地位，而随着电力市场化的不断深入发展扩大，国家电网和南方电网的售电业务圈将变相缩小，以五大电力为主的发电企业和园区内售电等其它售电主体的售电业务投资份额将进一步扩大和填充，多类型多元化发展。2、市场主体权责渐趋明晰化新电改方案重点是“四放开、一独立、一加强”，即输配以外的经营性电价放开、售电业务放开、增量配电业务放开、公益性和调节性以外的发供电计划放开，交易平台独立，加强规划。“四放开、一独立、一加强”具体是指：输配以外的经营性电价放开、售电业务放开、增量配电业务放开，公益性和调节性以外的发供电计划放开，交易平台独立，加强规划。三、售电公司参与主体电网售电公司的最天然的优势即配网和用户，这是其他类型的售电公司不可比拟的，在服务的竞争上，拥有雄厚资金支持的电网售电公司自然不会弱化。发电企业虽然有电源这一得天独厚的优势，且用户来源难度不大，但是各个方面不能兼顾，在服务上的投入有限，且没有配网优势。向没有电源和配网优势的社会独立售电公司和节能售电公司，如果将重点放在服务的提升上，也能够形成核心的竞争力。售电选择权给了用户任性的理由。未来的售电市场将是用户主导的市场，而不是电源方主导的市场。用户的需求不是单一的，且越来越多样化，培养自己的核心竞争力才是王道。第二节中国售电公司热点政策深度解读一、中国电力改革的发展阶段分析中国电力改革的历史回顾改革开放至今，中国电力体制改革大体上经历了四个阶段。第一阶段（1978—1985年）：主要解决电力供应严重短缺问题。推行“集资办电”，解决电力建设资金不足问题。电力部提出利用部门与地方及部门与部门联合办电、集资办电、利用外资办电等办法来解决电力建设资金不足的问题，并且对集资新建的电力项目按还本付息的原则核定电价水平，打破了单一的电价模式，培育了按照市场规律定价的机制。第二阶段（1987—2002年）：主要解决政企合一问题。提出“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的“二十字方针”和“因地因网制宜”的电力改革与发展方针。将电力联合公司改组为电力集团公司，组建了华北、东北、华东、华中、西北五大电力集团。1997年1月16日，中国国家电力公司在北京正式成立。这个按现代企业制度组建的大型国有公司的诞生，标志着我国电力工业管理体制由计划经济向社会主义市场经济的历史性转折。此后，随着原电力工业部撤销，其行政管理和行业管理职能分别被移交至国家经贸委和中国电力企业联合会，电力工业彻底地实现了在中央层面的政企分开。第三阶段（2002—2012年）：厂网分开与电力市场初步发育阶段。2002年12月，国务院下发了《电力体制改革方案》（即电改“五号文”），提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的16字方针并规划了改革路径。总体目标是“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监督下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。”根据该方案，电力管理体制、厂网分开、电价机制等一系列改革开始推进。但是，后来国内外经济与电力供需形势出现较大变化，改革环境风险加大，利益纷争加剧，意见分歧较多，致使电力改革裹足不前，与国际趋势偏离渐甚，未能实现改革初衷。2003年，中国经济增长速度达到10.5%，电荒苗头开始显现，发电企业竞价上网动力明显不足；2003年8月14日的美加大停电事故、后续的英国伦敦与欧洲电网等多起大停电事件、2008年国内南方冰冻灾害后的大停电事故，以及国外电力改革后出现的市场操纵与电价上涨等负面效应加大了国内对电改引发通胀预期和不稳定因素的担忧，使得改革重心向维护电网安全稳定运行偏移。近年来，国际低碳转型趋势以及国内能源环境问题的日益严峻，促使我国加快发展可再生能源发电技术，对电网安全稳定运营的依赖性提高，市场化改革态度则较为保守，改革步伐放缓。然而，经济改革不应随着个人意志而转移，而是要符合一国国情与经济发展规律。自2002年电力体制改革实施以来，中国电力产业供应能力大幅提高，要素生产率有所提升，电价形成机制逐步完善，如发电环节实行了发电上网标杆电价，部分省份对输配环节差价进行了初步核定，销售环节相继出台了差别电价、居民阶梯电价与惩罚性电价政策等。然而，电力市场改革还面临许多矛盾和问题，如电力交易机制还很薄弱，市场定价机制尚未有效形成，某些业务领域的行政性垄断依然过强，管制制度与管制专业化水平有待提高，企业生产效率还有很大的提升空间，企业产权制度单一、内部人控制甚至腐败的问题依然突出，市场配置资源的决定性作用难以发挥，产业组织间的利益博弈与矛盾突出，节能高效环保机组不能被完全有效利用，弃水、弃风与弃光现象突出。此外，现行政府管制电价政策不灵活，电价调整滞后于市场供需形势与能源成本变化，不能合理地反映用电成本与资源价格，缺乏对供需机制、竞争机制与外部性的有效反映。随着中国经济步入新常态，国际国内经济形势的各种不确定因素和风险加大，电力需求出现明显放缓趋势，电力能源环境问题与安全问题凸显，如何针对新形势下的能源电力经济进一步深化改革，成为政府工作的重点。第四阶段（2013年至今）：电力体制改革进入新常态，市场化步伐加快。目前中国经济已经步入新常态，在增速回落调整与结构转型升级的经济形势下要实现“十三五”规划，未来的一段时期，电力体制改革必须要与其他领域改革一起不断推进和深化，这将构成中国式电力体制改革的新常态。这一阶段的特点如下：一是政策密集出台；二是我国经济进入新常态发展阶段，电力经济也进入新常态发展时期；三是电力市场改革落地实践，输配电价与售电侧开放等改革成为热点；四是电力产业组织结构调整加快，电价制度更加灵活；五是更注重可再生能源开发与应用；六是注重顶层设计与企业共识相结合。二、中国电力改革的最新进展1、电力交易中心组建工作基本完成重庆电力交易中心宣告成立。至此，电力交易中心在大陆省级行政区域已基本完成布局。新电改迅速推进并取得一定成果，而参与电力交易活动的各方在交易具体的操作模式上，仍处于探索阶段。目前各地成立的电力交易中心相当一部分只能视作电改推进的一种“基础设施”。电力交易中心发挥的实际作用大小，一方面取决于各地电改方案的具体推进进度和落实情况，另一方面也受到全国层面统筹情况的影响。各省交易中心现在基本是孤立的，需要有一个协同机制，相互联系才能有活力。2、发用电有序放开，购电成本不断降低有序放开发用电计划，推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用，逐步建立竞争有序、保障有力的电力运行机制，是《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件的基本要求。2016年以来，在保证电力安全可靠供应的前提下，我国电力工业通过有序缩减发用电计划、开展发电企业与用户直接交易，逐步扩大市场化电量的比例，加快电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手段为主转变，为进一步建设完善的电力市场提供了一定空间。2016年以来，国家电网公司电力市场交易成效显著。2016年1～10月份，国家电网公司经营区各电力交易中心总电量完成30977亿千瓦时，同比增长4.7%，其中，中长期合同电量完成25039亿千瓦时，占总电量的80.8%；市场交易电量完成5938亿千瓦时，占总电量的19.2%，同比增长76.9%。市场交易电量中，电力直接交易电量完成4012亿千瓦时（平均降价0.06元/千瓦时），减少购电支出240亿元。全国各区域、各省通过综合考虑经济结构、电源结构、电价水平、送受电规模、市场基础等因素，结合本地实际情况，不断推进发用电计划改革，加快了市场化改革进程。3、输配电价改革试点实现省级电网全覆盖安徽、湖北、北京、冀北等11家省级电网输配电价标准已获得国家发改委批复执行；另有15家省级电网正处于输配电价测算阶段，2017年6月底前批复实施。上述地区加上南方电网公司开展改革的五省区，意味着上半年我国将实现输配电价改革试点在省级电网全覆盖。发改委数据显示，目前已出台输配电价改革方案的16个省级电网和深圳电网，在新增投资上万亿元和电量增幅趋缓的情况下，累计降价292亿元，改革红利全部用于节省用电企业电费支出。4、售电侧市场竞争机制初步建立2017年以来，国家发改委全面贯彻党的十八大和十八届历次全会精神特别是党的十九大精神，坚持以推进供给侧结构性改革为主线，深入推进经济体制各项改革，不断取得新进展新成效。输配电价改革实现省级电网全覆盖，交易机构组建工作基本完成，售电侧市场竞争机制初步建立，电力市场化交易初具规模。近日，国家发改委、国家能源局公布了第二批增量配电业务改革试点项目，至此，试点项目已达195个。后续，我们将启动第三批试点的组织工作，力争2018年上半年实现试点项目地级以上城市全覆盖。5、第二批增量配电业务改革试点公布2017年11月，国家发改委、国家能源局发布了《关于规范开展第二批增量配电业务员改革试点的通知》，公布了89个第二批增量配电业务改革试点项目，覆盖全国23个省自治区和新疆生产建设兵团。至此，全国增量配电业务改革试点增加到195个。此前的2016年12月1日，国家发改委、能源局发布了关于规范开展增量配电业务改革试点的通知，并确定了105个项目为第一批增量配电业务改革试点项目。后在2017年3月31日回函同意了宁夏宁东开展增量配电业务改革试点，两次共确定增量配电试点地区106个。第一批增量配电试点项目中，国家电网营业范围内的83个试点项目，有50个确定了配电营业范围，占地1736平方公里，上级电网规划也基本完成，国家电网公司控股参与了24个项目。南方电网营业范围内的25个试点项目，有20个已经确定了投资主体。此次公开的第二批增量配电试点共有120个地区申报，最终公布的名单为89家，数量缩水25%，与第一批相比数量也相对较少。通过对比发现，第二批试点发放通知与第一批试点发放通知在内容上基本相同，重点在“坚持公平开放，不得制定投资主体”和“明确区域划分，确保供电安全”两个问题的细节表述上有所改变，这也是在总结第一批试点经验的基础上做出的纠偏。第二批试点通知强调了不得指定投资主体，指出试点项目应当向符合条件的市场主体公平开放。其中，已投资、建设和运营的存量配电网，应按照依法保护产权的原则，由项目投资者向地方能源管理部门申请作为配电网项目业主，不再履行招标程序;此外所有新增配电网项目，均应依照《招标投标法》及其《实施条例》的有关规定，通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。任何政府部门不得直接指定项目业主，任何企业不得通过非竞争性方式要求获取项目控股权。电网企业拟参与的试点项目，应采取与社会资本合作的方式参与投资、建设和运营。由利益博弈产生的“争议配电区域”也是第一批增量配电试点中存在的突出问题。此次通知也提出了明确区域划分，确保供电安全，避免重复建设和交叉供电，确保电力供应安全可靠的要求。预计《增量配电业务配电区域划分办法》下一步将进入征求意见阶段。预计，下一步有关部门还将出台更加完善的细则，制定增量配网价格机制，推动存量资产和社会资本相融合，明确增量配电业务区域划分，并加强对增量配电业务全程监管，坚持以公平开放为原则，继续扩大改革试点，充分激发市场活力，加快电力体制改革，促进能源消费革命。6、电力现货市场建设试点启程目前，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区被选为第一批电力现货市场建设试点。按照要求，试点地区应加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统，2018年底前启动电力现货市场试运行；同时，积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。三、中国电力改革的重点政策分析1、中国电力改革重点政策汇总图表：2017年中国电力改革重点政策汇总序号政策1国家发改委正式印发《电力中长期交易基本规则(暂行)》2国家发改委关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知3国家发改委、能源局公布第一批28个新能源微电网示范项目名单4国家发改委、国家能源局印发《关于有序放开发用电计划的通知》5发改委能源局关于全国电力体制改革座谈会相关意见和建议的复函6《国家能源局关于开展跨区域省间可再生能源增量现货交易试点工作的复函》7国家发改委印发《省级电网输配电价定价办法(试行)》8能源局发布山东等7省电力调度交易与市场秩序专项监管报告9电价降了!我国电价下降1分1资料来源：公开资料整理2、电力体制改革重点政策解读1、国家发改委正式印发《电力中长期交易基本规则(暂行)》《基本规则》适用于现阶段各地区开展年、月、周等日以上电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易等。随着竞争性环节电价放开或者发用电计划电量放开达到一定比例，以及合同执行偏差电量无法按照《基本规则》规定的方法解决时，各地应当建立电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。2、国家发改委关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知国家发改委发布了《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，通知中称，自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难。3、国家发改委、能源局公布第一批28个新能源微电网示范项目名单国家发改委、国家能源局下发《关于新能源微电网示范项目名单的通知》，有28个新能源微电网示范项目获批。本批示范项目的主要审核条件为：新能源微电网的可再生能源电力渗透率(可再生能源发电装机容量/微电网内峰值负荷)应不低于50%;清洁能源电量自给率(清洁能源发电量/园区总用电量)应不低于50%;微电网与主网单一并网点交换功率不得超过与大电网连接变电站的单台变压器容量等。4、国家发改委、国家能源局印发《关于有序放开发用电计划的通知》国家发改委、国家能源局印发《关于有序放开发用电计划的通知》，通知提出，各地要加快推进电力体制改革，逐步扩大市场化交易电量规模，自文件下发之日起，尽快组织发电企业特别是燃煤发电企业与售电企业、用户及电网企业签订三方发购电协议(合同)。5、发改委能源局关于全国电力体制改革座谈会相关意见和建议的复函2017年6月15日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司批复了关于全国电力体制改革座谈会相关意见和建议的复函。复函中称，2017年2月22日，国家发展改革委、国家能源局在云南昆明召开了全国电力体制改革座谈会。经认真研究，就座谈会关于电力市场建设、跨省跨区交易、输配电价、交易机构与市场管理委员会、配售电改革、市场信用体系建设、加强电力监管、试点经验推广和加强工作指导八个有关电力体制改革有意见和建议集中答复。6、《国家能源局关于开展跨区域省间可再生能源增量现货交易试点工作的复函》2017年2月14日，国家能源局以国能监管[2017]49号发出《国家能源局关于开展跨区域省间可再生能源增量现货交易试点工作的复函》，同意开展可再生能源增量现货交易试点!值得注意的是，复函是给国家电网公司的，是对国家电网《请示》的回复，这意味着是国家电网公司主动申请要求进行的现货交易试点。7、国家发改委印发《省级电网输配电价定价办法(试行)》国家发展改革委印发了《省级电网输配电价定价办法(试行)》(以下简称《办法》)，规定了省级电网输配电价的定价原则、计算办法，与之前发布的《输配电定价成本监审办法》，共同构成了对电网企业的成本价格监管制度框架。8、能源局发布山东等7省电力调度交易与市场秩序专项监管报告按照《国家能源局关于印发2016年市场监管重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2016〕171号）部署，为进一步规范电力调度交易工作，维护电力市场秩序，国家能源局于2016年下半年组织有关派出能源监管机构，对山东、黑龙江、青海、安徽、湖北、云南、贵州7个省份开展了电力调度交易与市场秩序专项监管工作。9、电价降了!我国电价下降1分1与百姓生活息息相关的电价2016年以来持续下调。5月30日从国家电网公司获悉，已征收50多年的城市公用事业附加费近期被取消，此举可使我国平均每度电价降低1分1左右。按全国销售电量计算，可节约全社会用电成本约350亿元。“电价里附加的政府性基金及附加资金共有七项，其中向用户直接征收的有六项，包括城市公用事业附加费、国家重大水利工程建设基金、水库移民后期扶持基金、农网还贷基金等。”国网公司财务部价格处处长吕栋告诉记者，这六项共占电价总额的6%左右。第三节新电改后电力产业链的变革分析一、新电改后电力产业的产业链变革概述1、电改历程2002年2月，《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号），著名的“5号文”出台，其中电改的目标是：实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制；制定发电排放的环保折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。时至今日，只实现了厂网分开。2003年7月，《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发[2003]62号）和《国务院办公厅关于深化电力体制改革的方案》（国办发[2007]19号文）进一步强调要逐步实现“发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定”的电价改革目标，以及“加快电力市场建设、实施输配分开试点、全面推进电价改革”的电力体制改革总体目标。但10年过去了，发电和售电仍未分离，输配环节还是在几大电网手中。2007年初下发的《“十一五”深化电力体制改革实施意见》中指出，电力体制改革将坚持市场化改革方向，推进电网企业主辅分离改革，与加紧处理厂网分开的遗留问题一起被明确列在“十一五”前两年的改革日程中。2009年10月，全国发改委和电监会联合制定《关于加快推进电价改革的若干意见（征求意见稿）》。明确改革的必要性，确定改革目标和原则，并提出电价改革的七个重点任务。其中第三个重点任务是在东北地区建立区域电力市场，进行竞价上网试点，取得了宝贵的经验；第四个重点任务是会同国家电监会、国家能源局制定电力用户与发电企业直接交易办法，放开了20%的售电市场，允许大用户与发电企业直接交易电能，自主协商电价。2010年，国家发展改革委《关于2010年深化经济体制改革重点工作意见》明确提出，2011年要完成电网企业主辅分离改革，出台输配电体制改革试点工作意见，显示输配电价核定有望成为电价改革突破口。2011年9月，随着中国电力建设集团有限公司和中国能源建设集团有限公司经国务院正式批复在北京挂牌成立，这两家以项目总承包、工程管理、设计、施工、修造业务为主的综合性电力建设集团公司的成立，标志着历时多年、备受社会关注的电网主辅分离改革取得重大进展。2013年，新一轮电改再次提上日程，此轮电改的主要目标是以直购电试点先行，逐步进行电价市场化改革，实现电力调度、交易、结算的独立运行。2015年3月22日，国务院发布《进一步深化电力体制改革的若干意见》，揭开了新一轮电改序幕。新一轮改革涉及电价改革、电网独立、放开市场等一系列核心内容。13年之前，2002年国务院制定发布《电力体制改革方案》被视为中国新电改的第一次尝试，5号文要求实行“厂网分开、竞价上网、输配分开、竞争供电”，建立一个更有效率、更为公正的以竞争、开放的区域电力市场为主的全国统一、开放、多主体、多区域、多层次、规范化的有序竞争的社会主义电力市场体系。早在20世纪80年代，中国电力改革便已经迈开了步伐，历经集资办电、政企分开等一系列尝试，在2011年完成电力主辅分离改革。2014年，国资委和发改委分别下发了《关于深化国有企业改革的指导意见》和《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，针对电力体制改革提出了明确要求，并最终于2015年3月，中共中央、国务院发布了新的电改方案。相较于2002年“5号文”以打破电力行业垄断和区域垄断“两个垄断”为核心的第一次电改，此次以“放开两头，管住中间”为体制框架的新电改方案更具现实性。本次改革将重点聚焦在了配电侧和售电侧，其重点和基本路径大致可以概括为“三放开和一独立”。即放开输配以外的经营性电价、放开公益性调节以外的发电计划、放开新增配售电市场和交易机构相对独立。从整个《意见》来看，无论是“放开两头”还是“管住中间”其目的都在于建立独立的输配电价，理顺价格形成机制，通过市场竞争确定发、售电价，形成完整的电价传导机制，让电价反映资源稀缺程度和市场供求关系，从根本上还原价格机制在电力市场中的作用。事实上，在《意见》正式出台之前，新电力体制改革的实践就已迈开了步伐。2014年11月国，家发改委公布《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，通知指出，为探索建立独立输配电价体系，促进电力市场化改革，在深圳市开展输配电价改革试点。2、新电改产业链变革概述《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，于2015年3月通过中发【2015】9号文正式下发，随后国家又出台了一系列新电改配套政策。9号文提出的亮点集中在"电价机制改革"、"售电侧放开"两点，而售电侧改革是一个庞大和复杂的命题，涉及的利益相关方非常多，并且与终端用户直接关联，对其讨论的热度远大于2002年中国电力的第一次市场化改革。中国售电侧的放开意味着更多售电主体将进入电力市场。从国际售电侧市场的发展规律来看，在电力市场化改革成就较为突出的美国、德国、英国、日本等国家，其改革重点之一便是在电力批发市场和零售市场上引入竞争，仅就德国来看，迄今为止，其独立售电公司已超过1000家。由此可见，中国本轮重点针对电价改革和售电侧开放的电力改革，可谓顺应了历史发展规律。在零售端引入竞争机制，鼓励社会资本进入售电侧市场，形成多元化市场主体的售电市场，已成不可逆转之势。2015年3-8月，中共中央国务院、发改委、国家能源局等部门发布了系列与新电改相关政策，稳步推进新一轮电力体制改革。其中，关于清洁能源电价市场化、电力需求侧管理试点城市、输配电价格改革等政策，无疑都是在为售电侧的放开、新成立售电公司业务的展开铺设道路。后续还将会有更多关于售电侧放开、电价改革的利好政策出台。在这一系列改革中，让各路资本最为关注的是9号文所提出来的，稳步推进售电侧改革，有序向社会资本开放售电业务，多途径培育市场主体，逐步放开用户的用电选择权的政策。9号文中提出允许独立售电主体采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。这也就意味着原来由国家电网企业所垄断的售电业务，正式向9号文提到的如下六种售电主体放开。图表：新电改后允许六类企业成为新的售电主体资料来源：公开资料整理很显然，这意味着电网几家独大的垄断格局在售电侧将逐渐被改变，整个售电侧价值链将会发生颠覆性的改变。电网企业由原来的输配售一体化经营，将会慢慢过渡到只负责输配电业务，其盈利方式不再是获取电价差，而是获取输配电费用。而用户将会逐渐获得购电自主权，能够自主与售电公司协商电价。电价将会逐渐主要由市场反映和主导。图表：电改9号文正式实行后中国售电侧价值链的变化示意图资料来源：公开资料整理3、新电改变革内涵建设有中国特色的社会主义市场经济，是中国共产党领导中国人民所进行的伟大实践，是人类经济社会发展客观规律及其普世价值的体现。电力市场化改革，是自上世纪80年代以来全球电力（能源）领域的重要发展动向，拥有明晰产权、有效竞争等市场经济的基本内涵。其中明晰产权指：企业、消费者、资产保护等私权制度，政府、行业、社会等不同层面的公权制度，均应同等有效；而有效竞争则指，通过规则保障、结构保障、机制保障等建设，为市场主体的竞争行为提供有效的保障体系。电力市场化改革的基本内涵，明确了各国电力市场化改革的基本方向，同时也规定了中国电力体制改革的主要范畴：一是价格、准入、国有资产等管电职能方面的改革；二是管电机构在层次、类型、业务范围等方面的调整；三是横向治理、纵向治理、公共治理等产业制度的完善。由此可以发现：一是电力市场化改革的内涵非常丰富，中国电改所涉及的内容更为驳杂，因此一方面，在坚持市场化大方向的同时，宜以实现阶段性成效为主，而另一方面，对于众多电改事项必须有意识地进行比选，追求实效。二是中国电改的推进还落后很远、未得要领，“厂网分开”仅仅是市场化改革的外围动作（纵向切分的方式之一），大多数国家优先处理的调度、交易、输电等行业公共治理核心问题，至今仍未真正触及。4、新电改后企业特征随着输配电价改革落地，水电企业、大型火电公司及区域性小型电网企业等三类公司有望受益。同时，新能源发电企业也将受益于输配电价改革。电网的收益规范后，将消除电网针对上网电价较高的新能源发电企业的价格歧视，有利于新能源电量上网，从而提高这部分企业的盈利。这将极大改变电力产业链原有利益格局，水电、大中型火电及点布局占优的火电机组、地方小电网将长期获益。售电侧放开有望成为本轮改革的最大红利，随着大用户直购电深度展开、电力交易中心陆续建立完善，具备成本优势的区域性发电龙头、充分了解大工业客户用电需求的节能服务类企业以及深耕电力信息化领域的民营资本都有望在未来切入售电领域，享受改革红利带来的巨大成长空间。未来电力产业链将出现的趋势包括：售电公司或部门成为发电企业标配、地方发电企业成为地方售电业务最有力竞争者、大量具有人脉优势的售电公司出现、大量小型火电机组逐步退出发电市场、优质电力大用户话语权极大提高并明显降低用电成本等。此轮电改的投资机会既来自市场化属性大幅提升的售电侧，也来自成本优势显现的发电侧。在售电侧，售电端充分市场化，参与主体增加，发电公司、电力设备公司均存在产业链延伸的能力和可能。同时，在售电端变革中，分布式能源接入与节能服务（分布式光伏、电动车充电设施等）的商业模式创新将孕育出显著的投资机会。而在发电侧，竞价上网是发电侧的最大变化，企业的边际成本优势将充分显现。能源基地的火电项目具有低燃料成本的天然优势，一旦经特高压电网外送至高电价服务区（京津冀、华东、华南等），竞价优势将显现。未来的售电主体主要是6类，第一类是不承担电力输配任务的市县级供电局，重组为独立的售电公司，从发电企业直接购电，缴纳输电费用，自主向用户售电。第二类是五大发电集团为主的发电企业，可能在企业内部组建售电部，直接与用户谈判，在大用户直接交易的同时，从事售电或配电业务。第三类是与电网相关的工程建设公司，与用户贴近的节能服务公司，它们均可有可能成为售电主体。第四类是大型工业园区可以组建配售电主体，为园区或开发区内企业提供售电服务。第五类是有条件的社会资本可组建售电企业，直接提供售电服务。在上述5类之外，还有兜底售电服务的机构。主要由原来的供电公司转型而来，承担普遍服务责任，具有公共事业特性。二、新电改后电力产业的产业链结构变革1、新电改下电力环节体系新电改9号文件以及6个重要配套文件出台，发电、售电侧两端开放，其电改方向主要涉及到两个方面，一方面对于电价，发电和售电两端放开，中间输配电价核定，另一方面是准入，售电有序开放，配电增量放开，以及最终电力行业市场化的形成。新电改之后整个电力环节包含四个主体：发电主体，主要是由传统发电，新能源发电和分布式发电构成；输配电主体，电网公司负责（输电，变电配电）；售电主体，主要是由目前组建的6大类主体企业构成；用电主体，包含企业用户和家庭用户。图表：新电改下电力环节体系结构示意图资料来源：公开资料整理2、新电改下电力企业结构现行的电力产业结构中，主要特征是“管住两头，中间不管”，卖电给电网，电价由发改委确定，输配售三方一体化，利润来源于买卖电价差，用户用电只能通过电网买电，电价由发改委确定。新电改之后，电力产业链主要特征是“放开两头，监管中间”。其发电企业建立新的售电途径，可直接卖电给大客户，同时传统向电网售电不变。中间环节电网公司只负责输配电，成立专门售电公司，售电公司直接从电网购电出售给用户，同时用户也可自由选择售电公司，使得电力交易更加深入市场化。图表：新电改后电力产业结构示意图资料来源：公开资料整理三、新电改后电力输配售环节价格机制1、销售电价形成机制当前我国电价形成机制是：属于竞争环节的上网电价和销售电价被严格管制，而具有输配性质的输配电价却没有管制，形成了“管住两头，中间不管”的局面。“管住两头，中间不管”这种模式的弊端将导致：一方面电价传导机制不健全，不能充分反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本，难以有效调解电力供求关系；另一方面缺乏地理的输配电价，难以推行大用户直接购电等交易模式。新电改就是要建立新的市场交易机制，形成多买多卖的局面，目前我国的电力经销由电网企业独家买进卖出，造成电网企业有较强的动力来维持足够的差价，从而可能产生对不同电源和用户的差别对待。新一轮电改目标将使电力用户具有向不同的市场主体购电的选择权，电力生产企业也可以选择不同的用户卖电，电能买卖双方决定电量、电价，市场上拥有可供给的多加专业化售电公司，为用户购电提供服务，而电网公司公平无歧视开放电网，成为买卖双方开放电能交易的物理通道。2、新电改销售电价制度（1）单独核定输配电价9号文提到，政府主要核定输配电价，范围限定在重要公用事业、公益性服务和网络自然垄断环节，并向社会公布，接受社会监督。输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。例如，《内蒙古西部电网输配电价改革试点方案》提出输配电价实行事前监管，按成本加收益的管制方式确定，监管周期为三年，包括总收入监管与价格水平监管。在《关于推进输配电价改革的实施意见》中一进步的明确表示：还原电力商品属性，按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价，明确政府性基金和交叉补贴，并向社会公布，接受社会监督。健全对电网企业的约束和激励机制，促进电网企业改进管理，降低成本，提高效率。总收入的核定方法为：准许收入=准许成本+准许收益+税金，其中，准许成本由折旧费和运行维护费构成，准许收益等于可计提收益的有效资产乘以加权平均资本收益率，税金包括企业所得税、城市维护建设税、教育费附加。输配电价总水平等于输配电总准许收入除以总输配电量。（2）分步实现售电市场价格放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金三部分组成。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，继续执行政府定价。3、新电改电价结构调整新电改规定：政府主要核定输配电电价，接受社会监督，输配逐步过渡到按照“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。电改前，电网公告公司的输配电价基本是购销差，即销售电价减去上网电价，改革后将按照电网实际成本来核定，一个相对公开透明的输配电价。目前，我国输配电并没有公布具体细则，我国还无法确定核定后输配电是否地域目前的输配电价格，但从深圳市电改方案看，输配电价格有逐步下降的可能性。4、新电改销售电价推进措施（1）完善市场化交易机制第一，引导市场主体开展多方直接交易。有序探索对符合标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格，按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同，实现多方直接交易，短期和即时交易通过调度和交易机构实现。第二，建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。电力交易机构主要负责市场交易平台的建设、运营和管理，负责市场交易组织，提供结算依据和服务，汇总用户与发电企业自主签订的双边合同，负责市场主体的注册和相应管理，披露和发布市场信息等。第三，扩大输配电价改革试点范围《关于贯彻中发【2015】9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》和《关于推进配电价改革的实施意见》中提出，在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南、贵州省（区）列入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则核定电网企业准许总收入和输配电价。凡开展电力体制改革综合试点的地区，直接列入输配电价改革试点范围，鼓励具备条件的其他地区开展试点，尽快覆盖到全国。通过加快输配电价改革，对电网企业监管由现行核定购电售电两头价格、电网企业获得差价收入的间接监管，改变为以电网资产为基础对输配电收入、成本和价格全方位直接监管。电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。（2）电力法修订护航新电改2015年4月24日，全国人大审议通过了修改《中华人民共和国电力法》等六部法律的决定，其中《电力法》修订删除了原第二十五条第三款中的“供电营业机构持《供电营业许可证》向工商行政管理部门申请领取营业执照，方可营业”。本次修订主要是将《供电营业许可证》的审批后移，这意味着售电企业可先办理工商登记设立公司，待供电营业许可证申领成功后即可营业。《供电营业许可证》是指供电营业机构在经电力管理部门批准的供电营业区内向用户供电的合法许可凭证，供电企业在取得营业许可之前，需要向当地的主管部门提交申请，并准备包括供电企业的基本情况、供电区域地理平面图、电源容量及分布图、售电价格及其依据等多项材料。可见许可证的审批流程较为复杂，而本次修订旨在放开成立售电公司的限制，可加快前期业务准备工作的开展，这标志着新电改“稳步推进售电侧改革”在法律层面迈出了第一步。四、新电改后中国售电公司的发展机遇《深化电力体制改革的若干意见》下发后，电力领域的利益方们陷入博弈中，因而导致六大配套文件的出台之日不断推延。《意见》文件直接催生了这场电力改革的利益博弈。广东、江苏、山东、黑龙江、浙江等地区的社会资本和能投都在忙着设立售电公司，希望分得电力市场一杯羹。这一热火朝天的景象在全国似有燎原之势。电改新增五类发电主体，包括：高新产业园区或经济技术开发区；社会资本；分布式电源或微网系统；供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司；发电企业，再加上电网公司，电改后，售电市场将出现六类主体竞争的场面。一个万亿的大蛋糕足以搅浑一滩水，或许百余家的利益残酷角逐也并不难理解。在这场利益角逐中，部分企业在忙着成立售电公司，部分企业则静水流深，在服务配套方面下功夫。新电改将对发电、输配电、用电格局、电气设备市场产生深远影响，有望开启万亿元市场，售电侧放开有望成为本轮改革的最大红利。当前，“新电改”虽已扬帆启航，但包括配售电业务放开在内的诸多配套文件尚未正式发布。即使发布后，售电业务在初期也还会面临多方面的阻力和障碍，也会经历盈利模式不够显著的发展过程。但是，只要改革在推进，技术在进步，售电公司终将在未来能源产业链中占据其应有的制高点，从当前资本市场对于配售电业务放开的追逐就可得到印证。对于有志于售电领域的能源企业，应从战略高度对售电业务进行谋篇布局，组建专业化的售电公司，争取省（市）内首批售电牌照，预先谋划售电业务区域，在行业变革之中抢占优势资源和发展先机。1、售电公司业务拓展展望（1）跨区域售电前景广阔售电公司的业务可在广度上进行跨区域扩张，跨区域售电分为两个层次：一是售电公司形成完善的、有竞争力的、可复制的业务模式，在多个区域复制其售电业务；二是售电公司实现对用户的自由获取。售电公司与用户、配网通过智能电表进行计量、结算，与移动通信用户通过SIM卡计量结算类似，完全摆脱硬件和地域限制。层次一在当前技术条件下就可以达成，只要电力体制为售电