自电改9号文出台后，售电市场成为各路资金追逐的热点，然如火如荼的形势并未催生售电公司很快进入售电状态，这其中的过程远非想象的那么简单。
本期电力急先锋带你了解售电企业之困，探讨何时才能实现售电市场化。
【售电企业之困：有名无实 政策细则不明不白】
8月11日，成都蛟龙工业港青羊园区管委会主任钟小刚向记者表示，他们正在筹备成立民营售电公司，所需用电直接向上游电厂采购，只给国家电网交过网费。
今年3月，《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》(简称电改9号文)出台，标志着新一轮电改正式启幕。民营售电公司，或打响四川电改的头一枪?
大热天居民区停电频繁企业停产 工业港用电之困
8月3日，成都气温35℃，双流蛟龙工业港银座小区的居民火冒三丈：“一天停了三四次电。”居民们反映，从今年7月中旬开始，小区断断续续停电，电梯经常突然停运，导致居民被困。最近几天，气温居高不下，停电越来越频繁。
蛟龙工业港多家工业企业，在今年迎峰度夏期间，也因停电导致停产。
国网双流供电公司副总经理文瑞告诉记者，蛟龙工业港2004年开始建园，当时是按工业园区申请用电。因此，在2008年完成园区内厂房建设时，为其配备了3条专用线路，为纯工业企业用电，总容量15400千伏安。但是，随着近年来快速发展，蛟龙工业港建起了居民小区，新建了大型购物中心和写字楼，私自接入负荷达69250千伏安，造成3条专用线路严重超负荷运行。
“用电问题，可以说是制约企业发展的最大瓶颈。”蛟龙工业港双流园区管委会供电部部长钟小强说，“其实我们也知道负荷的缺口很大，从2009年就提出要增容。”据他介绍，增容申请由于种种原因没被通过，只能自己想办法改扩容，搭设电缆线路，增加负荷以满足需求。2012年还咬牙拿出1.2亿元，自己投资建设110千伏变电站。目前变电站已经建成并具备通电条件，但是因为上级变电站建设受阻，而无法投用。“如果变电站能投用，这个夏天也不至于这么恼火。”
钟小强称压力太大，为了保居民用电，只能停工业用电。
想成立售电公司却无法启动 政策细则之困
电改，被钟小刚解读为“重大利好”。
电改 9号文第 18条明确提出，“多途径培育市场主体。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电;鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售。”
民营企业可申请成立售电公司，这让钟小刚兴奋不已。他认为，蛟龙工业港目前所面临的用电困难，在成立售电公司之后将迎刃而解。
第一大利好，是“不再看国家电网的脸色”，“今后他们是售电公司，我们也是售电公司，大家平起平坐。”
第二个好处，有不错的盈利点。钟小刚算了一笔账，直接从电厂采购，以每度0.3元计算，再给国家电网0.15元过网费，加上损耗、设备运维每度0.1元，加起来每度电成本0.55元，这与成都现行每度0.7元以上的大工业电价相比，有盈利的空间。
而且，蛟龙工业港有独立园区、独立电网、独立供区(上千家企业、十万居民)，“这是我们的资源和优势，成立售电公司之后不存在和国网抢客户。”
说干就干。他很快向省发展改革委、省经信委等相关部门对接，咨询如何启动成立售电公司。得到的答复却是暂缓。
省能源局电力处相关负责人告诉记者，成立民营售电公司，目前最大的障碍在于政策细则。电改9号文只说了鼓励社会资本投资成立售电主体，但是对主体有什么要求，由什么单位来批准，都没有具体的实施细则。
省发展改革委相关牵头部门负责人则表示，省上也在讨论出台具体的配套政策。
国内数十家售电公司无一开展实质性业务 有名无实之困
全国各地纷纷成立售电公司。初步统计，短短几个月内，已成立数十家售电公司。“有序向社会资本放开配售电业务，是本轮电改新方案的最大亮点，这标志着电网公司的传统模式将被打破。”华北电力大学教授曾鸣说，售电市场的逐步开放能够实现用户选择权的放开，形成“多买多卖”的市场格局。但是，目前成立的这些售电公司，基本上是“雷声大雨点小”，没有一家公司拿到了售电牌照，开展实质性的售电业务。
电力行业具有盈利质量高、现金流状况佳、资金周转快等优势，新电改将对发电、输配电、用电格局产生深远影响，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。
四川如何在万亿市场中分得一杯羹?民营售电公司很可能成为突破。除蛟龙工业港明确提出准备成立售电公司外，甘眉工业园也在近期有实质性动作。6月，甘眉工业园与华电集团四川公司签订战略合作协议，这是电改9号文出台后，我省签订的首单发电计划外的直购电协议。甘眉工业园区管委会相关负责人告诉记者，该园区大多是高耗能企业，电费是主要成本，满负荷运行时每年用电量可达55亿度，预计2017年用电量将超过60亿度。因此电费每下降一分钱，对园区来说都是巨大的“减负”。“签订框架协议，表明了我们先行先试的态度，希望能早日纳入园区直购电试点。”该负责人表示，至于下一步是否会成立售电公司，将等细则出台之后根据实际情况再做决定。
成立售电公司就能解决现有问题吗? 经验与资质之困
成立民营售电公司，做好准备了吗?“现在三天两头停电，成立售电公司就能解决问题，谁来保证?”蛟龙工业港银座小区居民陈蓉提出质疑，她认为，不管是国家电网供电，还是工业港自己供电，老百姓希望引入竞争的结果是电费更便宜服务更好，而不是从一种垄断到另一种垄断。
双流县发改局能源办相关负责人说，蛟龙工业港园区内所有用户由园区负责负荷分配和用电管理，电力设备已运行10年左右，存在设备老化等问题，也有用电安全隐患。国网双流供电公司相关负责人表示，售电侧需面对多种用户，特别是居民用户。对于这种保障性公用设施的投入、运维，由于缺乏经验，民营售电公司面临挑战。
钟小强承认，现在确实有做得不够好，需要整改的地方。他所负责的供电部已招收40多名员工，他接下来的主要工作是提高运维管理的水平，并下大力气解决园区内的供电安全隐患。“我们积极做准备,希望在细则出台后能第一时间成立售电公司。”
曾鸣对售电公司蜂拥成立也有提醒，他表示，看好这个市场没问题，但如何售电是关键，因为售电没有那么容易。“电网公司参与竞争售电吗?竞争性售电公司与电网公司有什么合作关系?售电公司投资配电网可以吗?售电公司具体有什么资质才能售电?”这些问题，都还要在接下来的改革中寻找答案。
还有很重要的盈利模式问题。电改9号文并没有明确售电公司盈利模式，到底是靠价格竞争还是技术竞争，电力作为特殊的商品，能不能像普通商品一样通过降价促销手段来盈利，都还有待观察。
如果没有想好盈利模式，没有独特的竞争力以及提供优质的综合能源服务，就算成立了售电公司，也有可能在竞争中被淘汰。
民营售电公司面临的主要挑战国家政策动向自身资质和管理水平、盈利模式。（来源：四川日报）
【售电市场化离我们还有多远？】
售电市场化概念从年初到现在，持续升温，大家对于售电市场的到来预期强烈。然而自今年3月份电改9号文发布以来，售电类企业在全国各地快速设立，初略估计已经超过100家，真正开展售电业务的企业却并没有看到。实质是在目前的电力市场环境中，缺乏可操作的市场规则和定价原则，输配电价未能公布，导致任何一家企业无从着手售电业务。那么在政府公布相应的市场规则和定价原则之后，售电市场化马上就会到来么?售电改革还需要完善哪些配套环节呢?
一、 售电业务架构
在未来的售电市场中，发电企业、输配电企业、售电企业和用电户这四者之间形成一个供应链体系，每一个环节企业都需要配合售电市场化做一定的业务模型调整和优化，来适应新售电模式的需要。当然在这个生态链当中还需要增添目前所没有的一些企业或者机构进入，来协调各方的关系和利益，这些新的环节将以服务者的姿态进入，并且成为整个生态链中必不可少的环节。
1、 第三方计量设备提供商
为发电企业、输配电企业、售电企业和用电户之间提供第三方计量服务，确保计量设备的相对公正性，同时对所交易的电力产品有一个准确的质量评估;
2、 第三方数据提供商
为发电企业和用电户实施第三方数据采集服务，确保数据的准确性、实时性、稳定性和存储安全性，并通过标准化的协议将数据传输给售电企业的账单系统;
3、 售电企业运营管理系统软件开发商
为售电企业提供账单、数据分析和企业管理的软件系统开发和服务，确保售电企业可以完成大批量的用户交易，并且实现和售电其他环节公司的对接;
4、 售电企业服务分包商
售电企业一般为轻资产公司，但需要处理大量的客户资源对接和业务开拓，因此需要将一部分业务职能外包;
5、 售电业务咨询服务公司
专门为新成立的售电公司提供定价分析和运行模型优化的专业化服务机构，在市场进入成熟期后，还可以为售电公司提供增值业务配套的咨询服务。
二、 售电业务结算体系
售电业务在市场化以后，需要有一整套完善的交易结算体系，就像金融行业一样。售电企业和大量用电户之间产生售电交易，售电企业再和发电企业进行买电交易，交易过程中还需要截留输配电公司的过网费;在正常情况下，预交易成为主要的部分，少量用电差额进行市场化后结算，电力差额的市场定价以及交易规则也需要明确;
售电企业是不是靠电力差额盈利呢?最开始的3-5年应该是的，但是随着市场参与者的不断增加，未来仅靠电价差额盈利是无法持续的;
火电和水电那么便宜，以后会有售电公司买光伏或风电场的电么?其实不用担心，因为过网费不会像我们想象的那么便宜，从三峡水电买过来的电力，加上过网费以后一定比你从隔壁企业屋顶光伏买的电更贵;因为电力发展方向是鼓励就近发电就近消耗原则，这样对于社会资源节约会比较有利。
三、 结论
就目前中国市场刚进入售电改革阶段而言，需要较长的时间(至少2-3年)去完善以上这些环节，才有可能实现售电市场化，并形成较为健康的电力生态链。当然如果现在不去做，那么未来有多远就不可预知;
现阶段售电业务就算开展起来，也只是粗犷的售电模式，主要为大用电户和大型发电企业服务的，民营企业能否涉及还很难说。
那么民营企业如何介入呢?总不能等到市场成熟了再开始吧?现阶段对于售电市场化处于摸索阶段，需要大量地区和企业去尝试，利用一个园区、开发区或一个三线城市作为试点，走出一种可复制的生态模式，最终向全国普及。
对于不太可能成为售电主体的企业，以上的各类服务链条内，选择你认为合适的环节做好定位，与售电企业配合，共同去打造一个生态链。譬如笔者所开发的绿色电力网光伏云监控系统，未来会向电力行业第三方数据提供商靠拢;
售电是一个庞大的市场，它具备生态体系复杂和运营模式不断调整的特点，一定是大量企业配合才能实现未来的理想市场化;如果你是刚成立的售电企业，如果你还是一个人在战斗，请赶紧组建自己的战队吧!
想要成为售电生态链中的一员，你准备好了么?（来源：上海淘科网络技术有限公司）
【曾鸣：关于售电侧市场化改革的若干关键问题分析】
稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务是深化电力体制市场化改革、实现我国电力市场公平有效竞争的必经之路。对此，电改“9号文”明确提出，要“稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务”，即按照“管住中间、放开两头”的体制架构，逐步放开用户选择权，培育多元化售电主体，推动建立售电侧有效竞争机制，完善电力价格的传导机制，使市场在资源配置中发挥决定性作用。那么，作为本轮电力体制改革的重点之一，售电侧市场该如何放开?改革的目标和路径是什么?哪些风险和关键问题需要考虑?如何规避和解决上述问题?成为了社会各界普遍关注的焦点。
一、售电侧改革的基本目标和路径
改革要以目标为导向，不能为了改革而改革。而要厘清售电侧改革目标、模式、路径等问题，首先必须明确售电侧改革的原因是什么。放开发电侧和售电侧的管制，对电网自然垄断环节进行监管，是世界各国电力市场化改革的普遍选择。上一轮电改，我国已初步放开发电侧管制，但售电侧仍处于高度管制状态。时至今日，电力市场仍然存在一些问题：首先，电力消费者与电力生产者被制度化隔离，价格信号难以向用户有效传导，这导致了“煤电矛盾”、“周期性电力短缺”等一系列问题;其次，电力用户普遍缺乏选择权和议价权，广大电力消费者自主调节、节能减排和创新能力难以充分发挥，电能利用效率偏低;最后，价格信号明显扭曲，电力资源难以实现优化配置，不利于我国经济社会健康发展和企业竞争能力的提升。
在此背景下，我们认为，我国售电侧改革的目标是要通过构建一个竞争性的售电市场，从而捋顺电价机制、提高市场效率、优化资源配置。深化电力市场化改革，提高电网运营效率和供电服务水平，应考虑逐步放开售电侧市场，在不同的发展阶段采用相适应的操作思路。通过售电侧市场的逐步开放，构建多个售电主体，放开用户选择权，形成“多买方-多卖方”的市场格局，构筑“放开两头、监管中间”的行业结构，建立政府监管下的电力市场体系，进而提高效率和服务质量，最终实现增加全社会福利的目标。通俗来说，就是要逐步将售电市场的“蛋糕”做大，然后根据主体间的市场化公平竞争，合理的、科学的分配“蛋糕”。这其中，如何将“蛋糕”做大，如何保证市场主体间的公平竞争等问题是关键。
基于上述目标，售电侧市场化改革路径可概括为“逐步放开用户选择权，分阶段构建多元化的售电主体”。一方面，为促进售电侧市场放开的有序推进，用户选择权的放开应分阶段、分用户类别有序进行。根据国际经验，应首先开放大用户的购电选择权作试点，其次建立合理的输配电价形成机制，妥善处理销售电价的交叉补贴问题，逐步放开中小用户选择权。另一方面，售电侧市场放开需要逐步引入多元化的售电公司，随着售电侧市场化改革的稳步推进，不同售电主体的构建或引进还应充分考虑可操作性、市场成熟度等因素，分阶段、有规划的开展，降低改革风险。
二、售电侧改革的若干关键问题分析
从改革的目标和路径看，我国售电侧改革最终应该是实现一个多赢的、全局优化的结果，但是，任何一场改革都会面临多种多样的潜在风险。我国电力工业是国民基础性行业，影响范围广，涉及层面高，牵扯主体多，因此，更应该慎重考量，统筹兼顾。我们认为，就目前的国情看，至少有以下几个问题需要明确。
1、厘清售电侧改革与增量配电业务放开的关系
“9号文”指出，“有序向社会资本放开配售电业务”，社会上也经常将“配售电业务”放在一起讨论，其实这其中涉及两个不同业务层面的内容。售电侧放开一般是指售电侧市场化改革，其意义在于以竞争性的市场机制，为用户提供更多元的用电优化方案、促进新能源消纳发展、服务节能减排等。而对于业扩报装、用电抢修、计量结算等传统的供电营销服务业务，不应直接归到售电侧改革中，也就是说，未来的新进售电公司不应直接参与配电业务，即发电企业或者其他机构等新进入售电市场的主体不能建设除了用户工程以外的配网系统。这是因为：第一，业扩报装、抄表计量、用电抢修等是电网企业的属性业务，无论存量还是增量配网，其业务都应该归属到电网企业中，不会因为售电侧放开而发生本质变化;第二，配电和售电的分离可以防止配售一体或发配售化一体公司通过信息不对称形成不公平竞争;第三，配售不分开，发电企业可能形成发配售一体化，从而出现小垄断代替大垄断、大网嵌套小网的情况，导致社会公平性失衡，以及社会资源的严重浪费;第四，售电公司的盈利模式应该是通过优质的服务，为电力用户优化用电行为、提高用电能效、促进节能减排、降低综合成本，从而获取合理利润的过程。其本身的业务都是竞争性的，与电网公司的责权划分比较清晰，两者没有必要合并。
鉴此，我们必须明确售电侧的改革与增量配电业务的放开完全是两个层面的问题，不可简单的将配售电业务混为一谈。对于新进入售电市场的主体，不应该直接参与配电设施的建设。而且在制定各自的细则和实施方案时，也应仔细研究两者之间的异同和关联，既要区别对待又要关联看待。
2、明确电网企业在售电市场的地位
我国售电侧改革才刚刚起步，很多事情都是摸着石头过河，对于一些主体的定位还未明确。前文已经提出，我国售电侧改革基本路径的核心之一是“分阶段构建多元化的售电主体”。对于多元化的售电主体，我在《梯诺尔的电力市场理论对于我国电力市场改革的启示》一文中已经明确提出，至少包括以下几类：一是负责“兜底”的传统电网公司组建的售电公司;二是由发电企业组建的售电公司，这类售电公司具有较强的竞争力;三是由原来的节能公司或者电力设备建造、安装公司组建的售电公司;四是依托用户群组建的区域性售电公司;五是完全由社会资本成立的独立售电公司，按照理想的市场结构设计，这类售电公司在未来将扮演重要角色。
后面四类售电公司都是改革后的新兴主体，社会对它们是否进入竞争性售电业务不存在明显争议。而作为传统市场中唯一的售电企业，电网公司的定位和业务范围备受关注。对此，我们认为需要辩证的看待这一问题。
从国际经验来看，电网公司在售电市场开展售电业务主要有两种模式：一是“分离模式”;二是“兼营模式”。所谓“分离模式”是指将竞争性售电业务从电网公司完全分离出去，在售电侧仅保留电网公司的“兜底”售电职能。这种模式下，将社会资本引入售电市场中，理论上即可实现售电市场的竞争，因为从电网公司分离而出的售电企业没有电网资产，不具备原有的垄断优势，其功能与其他新进售电公司相同。而电网企业的竞争性售电业务被剥离，只负责“兜底”售电，完全回归公共事业单位属性。这一模式在2010年之前的新西兰电力市场得到了实践。“兼营模式”主要是指售电侧改革过程中，保留电网企业的竞争性售电业务，同时引入多元化市场主体，实现同一平台上的竞争。这种模式下，由于电网企业同时被赋予了公共事业单位属性(负责输电和“兜底”售电)和市场化企业属性(参与竞争性售电业务)的双重属性，容易造成不公平竞争。但是，这种模式下，电网企业可以在市场建设初期发挥他们在管理经验、客户服务和技术研发等方面优势，树立标杆，从而带动市场新进售电公司降本增效，增强市场活力。事实上，国外多数进行了售电侧改革的国家，都允许电网企业参与，它们通过完善的监管机制来抑制不公平竞争，如英国、法国等。
上述两种模式各有所长。结合我国实际国情来看，第一种“分离模式”一定程度上有利于电能交易多元化交易市场的形成，但也存在一些问题：一是在售电侧放开的初期，由于市场信用体系尚未健全，市场标准未能统一，国有发电企业等影响力较大的主体进入后，形成发售一体化，很可能形成区域市场的寡头，从而阻碍其他主体进入售电市场，严重影响市场效率。二是根据梯诺尔的研究成果，在信息不对称、市场体系不完善等情况下，有力的市场主体容易形成“共谋垄断”，从而导致终端电价上升、市场运营效率降低，不仅违背了改革初衷，还会给社会带来不稳定因素。就当前阶段来说，上述问题在我国售电市场化改革过程中是非常现实的，也是需要重点考虑的。
而第二种“兼营模式”最大的不足在于电网企业可能存在的不公平竞争问题。但在改革初期，这种模式的优势也比较明显。电网企业组建的市场化售电公司参与竞争，可以为其他售电公司在服务质量、规范经营、信誉保证、公益责任等方面树立标杆，激励市场主体不断创新、优化服务内容，改进用户服务体验，促进服务质量和效率持续提升，起到类似“鲶鱼效应”的作用。不过，这一模式开展还需一定的前提条件：一是要有单独核定的输配电价，二是交易机构相对独立，三是电网公平开放，四是交易信息的公开透明。对于不公平竞争问题，国外一般都是强化监管来解决，这也是下面我们将重点说明的。
鉴此，由于目前我国售电侧改革还刚刚起步，市场机制尚不健全，电网公司在售电市场中宜考虑采用“兼营模式”，即在满足上述前提条件下，在政府允许下可公平参与售电市场竞争。待售电市场逐步完善后，视情况过渡到“分离模式”。
3、构建完善的监管体系
国外发达国家的电力市场比较完善，主要原因之一在于它们有一套相对健全的监管体系。竞争与监管并不矛盾，促进竞争并不等于放松监管。引入竞争是电力改革基本取向，而监管是保障公平竞争、维护市场秩序、提高竞争效率的重要手段。
通过对美国、英国、巴西、俄罗斯等国电力监管体系的分析，我们发现国外的监管体系有以下特点：一是实行综合监管。除巴西、印度等个别国家外，绝大多数国家都设置综合性的能源监管机构，如美国的FERC、英国的OFGEM、俄罗斯的FTS等。二是监管相对独立。在保证监管机构与政府行业管理部门信息互通的前提下，保持监管的独立性，实现监管目标与行业政策目标协调一致，且在实施上保持相互配合又独立运行。三是明确界定中央与地方的监管事权。
其实，上述监管思维可以通过转化引用到我国售电市场中来，概况来说就是：保持监管的高度，监管部门一定要够顶层，减少寻租空间;维持监管的深度，监管规则要细致，要能落地并有深度，杜绝监管真空;拓宽监管的广度，监管部门要有监管的延伸性，不可各个环节都独立监管，造成脱节;强化监管的效度，要明确监管机构的独立性，同时要兼顾好中央监管部门和地方监管部门的责权分工。
此外，不同的市场结构，其监管重点也有差异。以上述两种模式为例，由于电网企业的定位不同，对它的监管性质也发生了变化。“分离模式”下电网企业主要承担公共事业单位的职责，监管性质侧重于社会性监管，监管重点是安全和服务;而在“兼营模式”下，电网公司具有双属性，此时的监管性质应该是社会性监管和经济性监管并举，监管重点除了安全和服务外，还包括电网业务和售电业务的关联性、业务界面、信息公开、利益输送等，防止市场操纵、市场“串谋”和歧视性交易等行为的出现。而这也正是“兼容模式”能够在当前我国售电市场推行的重要保障。
三、结语
售电侧改革作为本轮电力体制改革的核心之一，其成功与否直接关系着整个电力工业，乃至能源行业市场化改革的成效。当前，社会上动则发出“划分千亿级净利润蛋糕”的声音，大有时刻准备涌入售电市场抢食“蛋糕”之势。我们认为，越是在改革的关键期，越是应该保持冷静，缕清改革过程中的一些关键问题，从而降低改革风险，促进售电市场的成功建立。第一，要明确改革的目标和路径。这里首先明确的就是售电侧改革不是为了重新划分“蛋糕”，而是要借助市场的力量将“蛋糕”做大做好，至于如何划分，那是通过市场公平竞争来实现的;其次就是要注重实施路径的阶段性和循序性，切忌步子太大、太快。第二，要厘清售电侧放开和增量配电业务放开的关系。要杜绝小垄断代替大垄断情况的出现，防止改革后退。第三，要明确电网企业在售电侧改革进程中的地位。根据售电市场化改革所处的阶段不同，电网企业的地位也有差异。改革初期，市场机制还不完善，若四个前提条件都能满足，可考虑执行“兼营模式”，允许其适度参与竞争性售电;待市场条件成熟后，视情况转换电网企业定位，过渡到“分离模式”。第四，要构建完善的监管体系。要让市场发挥决定性作用，但是也不可让市场任意发挥。售电市场是整个电力行业的终端，直接面对着电力用户，改革的成效影响甚大。一方面，需要根据阶段特征和市场模式制定监管体系;另一方面，也要注重“监管高度、监管深度、监管广度、监管效度”。
【电改深化前行 售电市场将迎来投资风口】
报告摘要一:改革大背景下,2015年作为改革的关键之年,财税改革、金融改革、价格改革、国企改革等是今年改革的重点任务。
近期国企改革让市场沸腾,接下来电力改革作为价格改革的重点也将迎来投资风口。
报告摘要二:我国发展目前面临资源环境约束加大,劳动力等要素成本上升挑战,高投入、高消耗、偏重数量扩张的发展方式已经难以为继,转型期的改革势在必行,其中价格改革是提高整个资源配置效率的关键。电力市场化改革是价格改革的一部分,利于反应市场供需,目前环境下利于企业用电成本的下降(按2014年5.52万亿的用电量,若电价下降0.01元,企业可释放利润552亿元;若下降0.05元,企业可释放利润2760亿元),也利于清洁能源的充分利用,促进我国能源结构的转型。在9号文推出后电力改革成为今年价格改革的重点。发改委在2015年下半年的工作中率先强调要持续深化电力价格改革。
报告摘要三:今年以来,顶层大力推进新电改进程,从9号文的推出到输配试点范围的扩大(目前试点包括深圳、蒙西、湖北、宁夏、云南、安徽、贵州)再到电改配套文件的讨论修改,电改脚步越来越快,智能电网的建设也为电改铺路。根据目前顶层的推进力度,我们预判继如输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建运营、有序开放发用电计划、推进售电侧改革等配套细则接下来有望陆续出台,且随着相关政策的出台,首批售电牌照也将发放。
报告摘要四:9号文重点强调竞争电价放开和配售电主体的放开,这将打破国网的垄断,实现产业链利益的重新分配。特别售电侧的放开将催生一个售电主体与用户直接联系、长期潜在交易金额超过万亿、利润超过千亿的巨大全新售电市场,发展空间巨大,须重点关注。目前电网购销差价在0.2元/千瓦时左右,按2014年5.52万亿千瓦时全社会用电量来测算,总计将有1.1万亿的购销差价重新分配,对行业的影响是颠覆性的。从利润角度看,若售电侧有10%的收益,则可贡献超过千亿的利润蛋糕。
报告摘要五:对应到投资机会,积极关注:1)可能获得售电牌照的试点区域发电公司如深圳能源、内蒙华电、湖北能源、皖能电力等;2)已经有售电经验的地方电网公司如广安爱众、郴电国际、文山电力、桂东电力、天富能源、通宝能源等;3)其他可参与售电业务的节能服务公司及允许参与电力交易的分布式能源公司等。另外可关注竞争电价放开具有成本优势的水电和火电企业如长江电力、川投能源、桂冠电力等。（来源：安信证券）
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