3月21日，媒体曝出：《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》3月15日已经内部印发，不久将正式发布。
根据之前媒体报道，之前市场上所传的电改框架基调是“四放开、一独立、一加强”，即输配以外的经营性电价放开、新增配电业务放开、售电放开、发电计划放开，交易平台相对独立，加强规划。新的电改方案的提法是“三有序放开”，即：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开非公益性发用电计划。
与市场此前预期相比，实际的电改方案主要的不同体现在配售端。广发证券认为，未来配售一体化有可能是比较常见的经营模式。在配电端，对于存量的配电业务，则允许社会资本以混合所有制的方式进行投资。这样的改动不容小觑，给未来社会资本投资于万亿存量配电网络提供了可能，未来也许电网也会参照中石油出售下属销售子公司部分的股权的方式实现混合所有制改革。
本轮电改将是一个相当漫长的系统性工程。基础性工作与前期有试点的工作将率先起步，成为电改的排头兵。具体来说，先行的方面将包括：大用户直购电推广，交叉补贴与输配电价核算，售电企业试点。
未来电网改革将优先在之前的试点省份以及地方电网拥有一定空间的地区推进，推荐关注电改先锋省份广东、直购电大省内蒙古、以及拥有地方电网的山西、四川等地区。
电改将利好三类企业。首先是输配端的地方电网公司，其次是发电端的火电龙头企业与优先上网的清洁能源企业，此外，还将利好节能服务等有望成为售电终端的企业。
以下为研报全文：
电力改革的四个核心问题--电力改革主题系列报告之二
核心内容
新电改方案与市场此前预期的差异？
与市场此前预期相比，实际的电改方案主要的不同体现在配售端。未来配售一体化有可能是比较常见的经营模式。在配电端，对于存量的配电业务，则允许社会资本以混合所有制的方式进行投资。这样的改动不容小觑，给未来社会资本投资于万亿存量配电网络提供了可能，未来也许电网也会参照中石油出售下属销售子公司部分的股权的方式实现混合所有制改革。
电改将在哪些方面先行？
本轮电改将是一个相当漫长的系统性工程。基础性工作与前期有试点的工作将率先起步，成为电改的排头兵。具体来说，先行的方面将包括：大用户直购电推广，交叉补贴与输配电价核算，售电企业试点。
电改将在哪些地方率先推行？
我们认为，未来电网改革将优先在之前的试点省份以及地方电网拥有一定空间的地区推进，推荐关注电改先锋省份广东、直购电大省内蒙古、以及拥有地方电网的山西、四川等地区。
电改将利好哪些企业？
我们认为，电改将利好三类企业。首先是输配端的地方电网公司，其次是发电端的火电龙头企业与优先上网的清洁能源企业，此外，还将利好节能服务等有望成为售电终端的企业。
报告正文
我们在去年10月曾基于对电改的预期，发布一篇《电力改革的投资逻辑》主题投资策略报告，由于目前新电改最终方案已下发，我们也相应更新我们的观点，并且总结提炼为四个核心问题。
新电改方案由中共中央+国务院的的高规格发布，方案的核心内容是按照管住中间，放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，向社会资本放开配售电业务；有序放开非公益性发用电计划。独立核算输配电价格、推进电价市场化机制、售电侧向社会放开等仍是重点方向。电改方案与之前市场预期基本接近，以试点先行(深圳已启动）、增量部分先行、逐步核算定价、逐步推广的模式，亦符合政府推进改革的一贯思路和做法。
新电改与市场此前预期的差异？
根据之前媒体报道，之前市场上所传的电改框架基调是“四放开、一独立、一加强”，即输配以外的经营性电价放开、新增配电业务放开、售电放开、发电计划放开，交易平台相对独立，加强规划。新的电改方案的提法是“三有序放开”，即：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开非公益性发用电计划。
与之前的框架相比，实际的电改方案主要的不同体现在配售端。方案中没有将配售分开，说明在本轮电力改革中，整体的电力体系是按照发电-输电-配售电的结构设计的，未来配售一体化有可能是比较常见的经营模式。
在配电端，规划用“有序放开”取代了之前框架中的“新增业务放开”。对于新增的配电业务部分，允许社会资本参与；对于存量的配电业务，则允许社会资本以混合所有制的方式进行投资。这样的改动不容小觑，给未来社会资本投资于万亿存量配电网络提供了可能，未来也许电网也会参照中石油出售下属销售子公司部分的股权的方式实现混合所有制改革。
电改将在哪些方面先行？
本轮电改是在2002年电改之后对整个电力系统的又一次重塑，涉及到的范围大，利益主体众多，从文件中贯穿始终的“有序”、“稳妥”等词汇中可以看出，本轮电改将是一个相当漫长的系统性工程。在这个过程中，我们认为短期之内，基础性工作与前期有试点的工作将率先起步，成为电改的排头兵。具体来说，先行的方面将包括：大用户直购电推广，交叉补贴与输配电价核算，售电企业试点。
大用户直购电推广
大用户直购电是另一项已经有了前期试点的基础性工作，是售电端实现市场化的重要路径。
大用户直购电试点在我国推进较早，2004年，我国就出台了《大用户直接向发电企业购电暂行管理办法》，到目前为止，已经有吉林、江苏、辽宁、安徽、福建、山西、山东、甘肃、贵州、湖北、云南、内蒙、广东等省份启动了大用户直购电交易试点。而2013年的广东大用户交易试点还率先试行了用户与电厂竞价交易的模式，有效的降低了大用户用电的成本。目前，在部分开展了大用户直购电的省份，直购电已经占了相当大的比重。
我们认为未来大用户直购电试点有两条推广路径，其一是地域的扩张，预计未来将有更多的省市开始推行大用户直购电交易试点，更多的企业将被纳入到直购电范围中来。其二是用户资格的扩张，大用户的标准将逐渐放松至中等规模的用电企业，而小规模的用电用户也将以产业园区与经济开发区的方式参与到直购电中来。在国际电力改革中，用户直购电也是从大到小，从工商业用户到家庭用户逐步放开的。
交叉补贴与输配电价核算
本轮电力系统改革中保持了输配一体化，售电端独立的方式。输配电价核算将是售电端独立的基础，而交叉补贴的核算又将是输配电价核算的基础，预计二者将率先推行。
目前我国的输配售业务全部集中在电网体系内，未来售电公司也将有很大一部分来自于电网公司的改造，因此售电端独立的改革最重要的一部分将从电网体系内部的改革开始，即电网通过设立独立的售电公司的模式，来实现售电业务的独立。
在这种发展路径下，电网首先需要实现输配电价的独立核算，理清电网环节的输配电成本，制定合理的回报率水平与完善的指标考核体系，以保证售电公司的独立运营。因此，输配电价核算将是前期电网改革的核心工作之一。
而交叉补贴的核算就是输配电成本核算的重要部分。根据方案第3条提出“妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。”这也就意味着输配电成本核算的前提在于率先完成销售电价交叉补贴的核算。
此外，输配电价独立已有试点基础。14年11月4日，国家发改委下发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》在深圳市开展输配电价改革试点，将现行电网企业买、卖电获取购销差价收入的盈利模式，改为对电网企业实行总收入监管。也就意味着，政府以电网有效资产为基础，核定准许成本和准许收益，固定电网的总收入，并公布独立的输配电价。新电价机制自2015年1月1日起已经开始运行，按照深圳电改的试点方案，未来三年每千瓦时输配电价将下降1分多钱。
售电企业试点
如前文所述，售电测的独立有待输配电价的核算和输配系统的独立，但是售电企业的试点未来有望先行先试。未来可能有三类售电主体。一类是目前的国家电网以及南方电网独立出来的售电公司，第二类是目前的地方电网公司，第三类是新成立的售电主体。
根据电改方案，第一类与第三类售电公司的成立均需要以输配电价独立核算为前提，而根据方案第3条提出”妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。“这也就意味着输配电成本核算的前提在于率先完成销售电价交叉补贴的核算。整个过程相对漫长。因此，地方电网公司将成为第一批独立售电主体。
根据方案第10条提出“改革和规范电网企业运营模式。 电网企业不再以上网和销售电价价差为主要收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。”这也就意味着方案所指的“电网企业”是指以“ 上网电价“（即从电厂购电） 和”销售电价“价差为主要收入来源的企业（即国网和南网），而非以"趸售电价"（即从国网和南网购电）和”销售电价“价差为主要收入来源的地方电网企业。因此，地方电网公司将成为第一批独立的售电主体。
电改将在哪些地方率先推行？
我们认为，未来电网改革将优先在之前的试点省份以及地方电网拥有一定空间的地区推进，推荐关注电改先锋省份广东、直购电大省内蒙古、以及拥有地方电网的山西、四川等地区。
广东：电改排头兵
广东是我国经济最发达的省份之一，GDP总量常年位居全国第一，第二和第三产业都非常发达。相应地，广东的用电量也非常巨大，而且持续高速增长。与此同时，广东的电价一直位居全国前列，据2007年数据显示，广东销售电价为全国最高，相比同样高电价的江苏、浙江等地，每千千瓦时电价高出近100元。电价高企，使得广东企业生产成本大幅增高。这对广东吸引投资，发展经济产生了极为不利的影响，因此降低电价对广东而言非常重要。而要降低电价，主要途径就是通过电力体制改革，完善电力市场，通过市场来优化资源配置，让市场的作用来决定电价。因此广东进行电力改革的愿望非常强烈，无论是在03年的第一轮电改，还是近年来即将重启的新一轮电改，广东电改都快人一步。
集中竞争交易模式试点
以往大用户直购电采取的交易模式是让发电厂与用电大户协商购电，但在以往的发电厂与大用户协商购电的模式下，价格形成还不够市场化，因为参与交易的竞争者少，而且一些大型发电企业在协商过程中往往拥有较强议价能力。
而13年12月广东在清远进行了一场集中交易，采用电力用户与发电企业竞价交易的模式。据披露，共有86家大用户和29家发电企业参加，具体程序是让电力用户与发电企业按照广东大用户集中竞争交易规则要求，采取双向报价，交易机构对申报信息现场出清结果。经过一轮申报后，就成功完成了此次交易，形成交易电量4.995亿千瓦时，占设定交易规模的99.9%，17家发电企业成功售电，26家电力用户成功购电。其中，成交的发电企业最高申报降价为1.2分/千瓦时、最低申报降价0.8分/千瓦时、平均申报降价为1.08分/千瓦时，成交的电力用户最高申报降价0.8分/千瓦时、最低申报降价0.2分/千瓦时、平均申报降价为0.614分/千瓦时。
而此次采取的集中交易，买方和卖方都有较多的参与者，市场竞争相对比较充分，更能反映供需关系，而且相比协商机制，双方的交易成本也得以降低。借鉴国外的电力改革经验，广东的集中交易未来可能发展成为一个地区性乃至全国性的电力交易市场，成为电力交易市场化的核心，甚至能否产生相应的电力金融衍生产品也未可知。
从历史来看，广东一直是电力改革的先行身份和试点省份，在未来也会继续扮演这一角色，因此，广东电改试点的动向也往往代表这中国电改的发展方向。
直购电大省：内蒙古
内蒙古由于电力资源丰富，但需求不足，导致窝电、弃电现象严重，一直以来也是电力改革所重视的区域。2014年1月，在国家能源局下发的《2014年能源工作指导意见》中，提出要“积极支持在内蒙古、云南等省区开展电力体制改革综合试点”。2015年1月，内蒙古发改委获准其中输配电价改革，成为了继深圳之后第二个开展输配电价改革的区域。
内蒙古拥有全国全国唯一的跨区供电的省级独资电网公司—蒙西电网，该电网覆盖了内蒙古中西部8各市的电力生产和供应，供电面积占全区的60%，装机总量占内蒙古全境装机总量50%以上。形成了全国独一无二的蒙东蒙西两大电网并存的现象。
蒙西是全国重要的能源基地之一，但是由于省内需求不足，电力外输通道建设滞后，区域内电能利用率很低。自2008年起，蒙西电网开始试点大用户直购电交易。2014年，直购电成交量达到了360亿千瓦时，占省内同期用电量比重接近15%，无论是交易规模，还是占比都位居全国各省市之首。2015年，直购电量计划增加到450亿千瓦时，继续保持高速增长。
预计未来，内蒙古直购电规模将不断扩大，同时，由于近年来，蒙西的外输电网建设迅速，未来有望发展跨省直购电交易，成为电力交易方式改革的龙头。
地方电网企业往往拥有发电资产，厂网合一，可以形成电力自发自用的独立小供电区域。正如我们前文所述，未来地方电网有望成为电改前期稀缺的售电主体，而且相比于国家电网与南方电网更为灵活，有望成为改革的先行者。
山西的地方电力主体是山西国际电力集团，拥有发电、配电两端的市场，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。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%。
四川水电资源丰富，拥有多家地级厂网合一的电力公司，全省约有30%左右的供电面积由四川省水电集团旗下的地方电网公司负责供电。目前，四川水电集团对遍地开花的地方电网企业进行控、参股，有望形成相对统一的区域供电系统，有利于改革推进。
此外，陕西、重庆、云南等地也有各自的地方电网企业，有望成为各地改革的突破口。
电改将利好哪些企业
我们认为，电改将利好三类企业。首先是输配端的地方电网公司，其次是发电端的火电龙头企业与优先上网的清洁能源企业，此外，还将利好节能服务等有望成为售电终端的企业。
输配端：地方电网公司
我们认为，本次电改方案中最先受益的将是地方电网企业。核心逻辑如下：
（1）本次电改方案输配电价核算针对的电网企业对象是国网和南网，而非地方电网企业 。
方案第10条提出“改革和规范电网企业运营模式。 电网企业不再以上网和销售电价价差为主要收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。”这也就意味着方案所指的“电网企业”是指以“ 上网电价“（即从电厂购电） 和”销售电价“价差为主要收入来源的企业（即国网和南网），而非以"趸售电价"（即从国网和南网购电）和”销售电价“价差为主要收入来源的地方电网企业。
（2）在销售电价交叉补贴核算尚未完成前，售电侧放开仍无可能，地方电网企业仍是稀缺的售电主体 。
方案第3条提出”妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。“这也就意味着输配电成本核算的前提在于率先完成销售电价交叉补贴的核算，而输配电成本的核算则又是售电侧放开的基本前提。
另一方面，电改方案基本原则又明确要“坚持保障民生。结合我国国情和电力行业发展现状，充分考虑企业和社会承受能力，保障基本公共服务的供给。妥善处理交叉补贴问题，完善阶梯价格机制，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳，切实保障民生。”这也在无形中提高了交叉补贴的核算难度。
而从方案口吻来看，第5章对于售电侧改革的标题是“稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务”。方案第16条则提出“逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。”均预示着售电侧放开的仍需时日。
（3）电改方案已明确售电主体直接向电厂购电，电网企业购电成本将明显降低。
方案第19条提出“赋予市场主体相应的权责。售电主体可以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、由其他售电商购电等“。
相关公司通宝能源、广安爱众，郴电国际等。
发电端：火电龙头企业与清洁能源企业
发电侧竞争放开针对的仍是火电企业，扩大直购电销售占比仍是放开的主要形式 。
方案第4条提出“规范市场主体准入标准。 按照 接入电压等级、 能耗水平、排放水平、 产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业 、售电主体和用户准入标准。”同时“支持节能环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电。”这也就意味着目前发电侧竞争准入的的主体仍是火电企业。而对于水电、风电和光伏等可再生能源，方案第21条则明确提出“依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，解决好无歧视、无障碍上网问题。”
而对于竞争放开形式，方案第5条明确提出“引导市场主体开展多方直接交易。有序探索对符合准入标准的发电企业、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，按国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接治谈合同，实现多方直接交易 。” 同时，方案第13条明确提出“有序缩减发用电计划。根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划。鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易，其电量尽快实现以市场交易为主”。为直购电业务扩大提供了市场空间。
未来直购电业务的放开将有利于低成本的火电公司通过直购电方式增加机组利用率，提高运营效率，同时，由于直购电并不计入发电计划中，因此不会对公司原有业务产生影响。优先上网的清洁能源企业也同样会受益于这一过程。
相关公司内蒙华电，华能国际，申能股份，国电电力等。
新的售电主体
根据电改文件，未来将有五类企业有望成为新的售电主体，包括：高新产业园区和经济开发区；社会资本投资组建售电公司；供水供气供热等公共事业公司；节能服务公司；符合条件的发电企业。
新的售电主体来源将比较宽泛，其中我们认为节能服务是值得关注的一个领域，节能服务公司将可以为用户提供更加系统的集成解决方案，再结合合同能源管理，节能服务公司在给用户提升能效的同时，通过双方协商，按照用户需求销售电力、节电并分享收益。相关公司天壕节能，首航节能等。
