电力专题系列研究之一_本轮电改对电网端_售电端的影响_23页_1mb

中债资信电力研究团队电力专题系列研究之一

核心内容概述

本轮电力体制改革（以下简称“新电改”）重点在于“管住中间，放开两端”，即放开售电侧，同时对输配电价进行核定，组建相对独立的电力交易机构。改革旨在促进电力市场公平竞争，提高资源配置效率，但也面临电网企业垄断地位难以撼动、交叉补贴处理复杂等挑战。

主要观点

一、输配电价改革

• 电价形成机制细化：通过“准许成本加合理收益”原则，输配电价核定操作性明显增强。
• 试点进展：截至2016年11月，全国32个省级电网和华北区域电网列入试点，7个省市级电网完成输配电价核定方案。
• 电价结构：输配电价核定方案将电价分为大工业用电和一般工商业及其他用电两种，平均电价有所下降。
• 对用户成本影响有限：虽然输配电价有所下调，但电网端让利有限，整体对用户用电成本的降低贡献不大。
• 交叉补贴问题：交叉补贴处理难度大，未来需重点解决，但短期内仍被搁置。

二、组建相对独立电力交易机构

• 改革目的：为实现电力调度、交易、结算独立运行奠定基础，促进电力资源市场化配置。
• 机构现状：截至2016年11月，全国28家电力交易中心成立，但国家电网覆盖区域的25家均为国网独资或控股，南方电网覆盖区域的3家除昆明外也由其控股。
• 重庆试点：重庆电力交易中心由国网重庆出资70%，是国家电网覆盖范围内首家非全资控股的交易中心，但尚未在企业信用信息公示系统中显示。
• 结算权争议：售电公司参与市场交易后，电网企业仍掌握结算权，对电网现金流影响较小。
• 改革阻力：电网企业在改革中仍具有较强的话语权，短期内难以实现调度、交易、结算职能的完全独立。

三、售电端改革

• 售电主体类型：
  • 电网企业的售电公司；
  • 拥有配电网运营权的售电公司；
  • 不拥有配电网运营权的独立售电公司。
• 售电主体培育：售电主体培育依赖政府主导，主要由发电企业、公共服务企业及拥有配电网的企业构成。
• 售电市场发展：部分省份如广东、安徽明确允许售电公司参与市场交易，但多数省份尚未完全放开。
• 售电公司利润空间：售电公司通过直接交易获得利润，但随着市场竞争加剧，利润空间将逐渐缩小，未来需向高品质综合服务转型。
• 增量配网：增量配电网业务放开，但对电网企业经营影响不大，未来将向智能电网和能源互联网方向发展。

关键信息总结

输配电价改革

电力交易机构

售电端改革

总结

发电端

• 整体宽松：电力供需环境宽松，发电企业让利明显。
• 市场化竞争：发电企业将逐步以成本加成方式报价，行业分化加剧。
• 可再生能源保障：获得优先发电权，纯煤电机组受冲击较大。
• 收益来源：通过辅助服务交易和发电权交易获得额外收益。

电网端

• 垄断地位稳固：输配电价核减幅度较小，电力调度与结算权仍掌握在电网企业手中。
• 改革阻力大：电网企业在改革中仍具有主导地位，短期内难以实现职能独立。

售电端

• 市场逐步开放：售电主体多样化，但主要依赖政府主导，市场化程度有限。
• 售电公司转型：未来需向高品质综合服务转型，利润空间逐步收窄。
• 增量配网发展：向智能电网和能源互联网方向发展，成为未来增长点。

未来展望

• 电网端：短期内改革对电网企业经营影响有限，需长期推动职能独立。
• 售电端：售电市场将逐步成熟，售电公司面临转型压力，增量配电网发展潜力巨大。
• 终端用户：电价将更多由成本决定，价格不确定性增加，需关注成本变化趋势。