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电力专家曾鸣：新电改要放开可以进入市场电量和服务
　　华北电力大学教授、发改委电力体制改革专家咨询组专家曾鸣：
　　新电改要放开可以进入市场的电量和服务
　　编者按&中国电改跌宕曲折，在十余年试错与探索后，新一轮改革经各方博弈后即将重启。这是一场事关利益分配和秩序重构的较量，市场化是改革终极目标，电力交易主体应该有平等的地位和权利，自由交易理应是电力市场的新常态，放权后的政府机关应提供有效的监管服务，为推动改革尽职尽责。本报从今天开始就新电改推出系列访谈，探讨改革之路。
　　本报记者 王秀强 北京报道
　　新一轮电力体制改革在经过多轮讨论后，即将启动。根据最新消息，新一轮电改的总体方案已经上报决策层进行研究讨论，有望近期公布，配套改革措施亟需出台。
　　目前，在我国以煤炭、石油、天然气、电力为主的能源体系中，煤炭价格已经完全市场化，油气、电力价格仍受政府干预。相比之下，电力体制和电价改革均滞后，体现在上网电价、销售电价受政府严格控制，竞争性的电力交易市场没有形成，输配电价由购销差价形成。
　　今年以来，在推进能源革命的要求下，电力体制改革、电价改革受到高度重视。今年6月，中央财经领导小组六次会议提出，抓紧制定电力体制改革方案；11月，深圳输配电价开始试点，电力体制改革提速。
　　新一轮电力体制改革将确定怎样的方向？电网输配分开是否可行？深圳输配电试点改革是否具备推而广之的条件？发电侧、售电侧改革方案应该如何设计？
　　21世纪经济报道记者就上述疑问专访华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任、发改委电力体制改革专家咨询组专家曾鸣。
　　现阶段输配分开值得商榷
　　《21世纪》：上一轮电改始于2002年，国务院颁发的《电力体制改革方案》(“5号文”)提出“政企分开、厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的改革方案。有消息称，新电改方案将不涉及“调度独立”和“输配分开”的相关内容，主要围绕“四放开一独立”来进行布局，即输配以外的经营性电价放开、增量配电业务放开、售电业务放开、公益性和调节性以外的发供电计划放开和交易平台相对独立。
　　从对电网纵向拆分角度看，新一轮电改的思路正在发生变化。目前看，电网输配分开是否可行，是否有必要？
　　曾鸣：在中国目前的情况下，输配分开没有必要。输电和配电两个网络都具有规模效益和范围效益特性，一个区域应该建设一个网络，不应该建设多个网络进行竞争输电或者配电。也就是说，输配分开了，也不可能直接引入竞争市场，那么为什么要输配分开？
　　并且，如果输配分开了，会增加管理协调成本(也可以理解为交易成本)，造成电网运行安全度降低。输配分开不但不能通过引入市场竞争机制来提高输电和配电的经济效率，而且还会增加成本和安全隐患。
　　为什么还有不少人士主张输配分开？我想大致原因如下：
　　一是很多国家都是输配分开。其实，相当多的国家输配电网之所以处于分开状态，主要是产权多元化形成的结果，或者说是电力私有化的结果。我国目前不打算对于电网整体产权私有化。因此不宜人为地进行输配分开。
　　二是输配一体化链条太长不太好监管。基于国际经验，政府监管能力，或者称之为监管效能是有可能提高的，可以监管好输配一体化的电网企业。例如，法国电力公司长期被监管得很好，很有效率。
　　三是希望将一个大电网企业的利益切割出去一些，即便是垄断，也不要一家垄断，利益格局要调整。但是，一般而言多个小垄断对于社会总体福利的侵害更大一些。我国农网改造和农村电力管理体制改革前后的情况对比足以说明问题。
　　因此，在我国在现阶段输配分开的理由是值得商榷的。
　　深圳试点难以直接推广
　　《21世纪》：如何理解新一轮电力改革意见中提出的“四放开一独立”？
　　曾鸣：应该是“四放开、一独立、一加强”。“四放开”是为了发电侧和售电侧能够建立电力市场而提出的，就是要将发电侧原有的发电计划，发电厂的上网电价放开；售电侧的终端用户电价以及用电计划放开。这样利于形成发电用电市场。当然，放开的是可以进入市场的电量和服务，经营性之外的电量和服务不能放开。
　　“一独立”是指电力交易业务相对独立于原来的电网企业，为了更便于政府对于市场交易的公平性进行监管；“一加强”是指政府要加强对于整个电力行业的规划职能。
　　关于加强电力行业规划的问题，我个人认为，要重新定位电网企业的功能，使之在政府授权下科学制定和实施电力行业规划。
　　《21世纪》：此次深圳实行输配电价试点，最大的看点是打破电网依靠买电、卖电获取购销差价的盈利模式，电网企业只收取“过网费”。这种改革的目的也是放开发电和售电环节，是否具备推而广之的条件？
　　曾鸣：关键是过网费包括什么项目。普遍服务所需要的补贴如何包括在过网费中(如何核算，如何转移支付以保证兼顾公平与效率)。深圳基本没有交叉补贴，深圳用电结构缺乏典型性，深圳发电侧的情况也与大部分省差异很大，同时，深圳的电网也不是一个完整的省级电网。所以，深圳的试点难以直接推广。
　　应避免发电商操纵市场
　　《21世纪》：根据《深圳市输配电价改革试点方案》，在独立输配电价体系建成后，将积极推进发电侧和销售侧电价市场化，鼓励放开竞争性环节电力价格，打破电网垄断电力销售的格局。目前，国内虽然有发电主体，但发电上网竞争格局没有形成。如何促进发电侧竞争？
　　曾鸣：目前国内发电市场竞争不充分，很可能会出现发电商操纵市场的可能性。因此必须重新组合，尽可能规避发电商操纵市场的情况发生。
　　我们必须充分认识到，基于经济学理论和电力的物理特征，电力市场寡头特征比任何其他商品市场要突出得多，因此电力市场的某些环节经济效率往往是不理想的，并且价格波动风险要比其他市场大得多。
　　《21世纪》：发电竞争充分后，火电机组之间，以及各类能源品种(水、火、风、光)之间预计形成怎样的竞合关系？
　　曾鸣：关于各类电源的竞合问题，更是一个既非常复杂又必须在市场模式、规则、结构设计的时候充分考虑的问题。
　　说它复杂主要体现在各类资源的成本特性、环境外部性以及对于电网安全运行的影响很不相同，而这些差异又比较难以仅仅通过市场价格信号来体现。因此，要想设计出一个合适的市场，以保证这些发电种类能在一个平台上公平充分竞争并且实现优势互补，使得系统总体效益最大的目标是困难的。
　　说它必须则主要体现在，清洁的可再生能源的发展必须优先保证，但是它又不能离开传统发电所提供的调峰服务，实现“横向源源互补，纵向源网荷储协调”是我国面临即将到来的“混合能源时代”在电力市场设计中必须考虑的重要因素。因此，各种发电权交易机制、需求侧响应机制、辅助服务市场机制等等都必须在电力市场整体设计中加以考虑和协调，只有这样，才能够形成优化的竞合关系。
　　售电侧改革在于提高效率
　　《21世纪》：对于售电侧实施改革并允许民间资本进入是本轮电改新方案的亮点之一。改革目的是形成多买多卖的市场格局，售电侧改革方案应该如何设计？哪些企业或机构有机会进入售电领域？政府应该如何配套监管？
　　曾鸣：售电侧电力市场设计的基本原则：一是促进用户不断提高其用电效率，自觉优化用电模式；二是引入竞争机制来促进售电机构为用户提高用电效率，而不是激励售电机构通过其他的不利于节能减排、不利于提高用电效率的促销方式来增加售电量。因此，必须通过智能电网技术来引入需求侧响应，并且对售电机构提供用电服务实行相关法律约束。
　　售电机构的盈利模式是：在促进用户用电优化、提高用户用电效率、用户降低电费支出的基础上获得更多的用户。也就是说，售电机构要设法通过需求侧响应使用户提高用电效率，或者形成平坦化的用电负荷曲线，在此基础上，售电机构可以从批发市场上购买较为平坦的用电负荷，也就是较低电价的电能，这样售电机构可以获利。
　　什么样的企业或者机构能够进入售电领域？主要应该是有能力促进用户提高其用电效率，优化用电模式的企业或者机构，并且这些企业或者机构能够在市场中通过公平竞争的方式来提高用户用电效率或者优化用户用电模式，在此基础上它们能够获利。政府的配套监管的重点是供电可靠性、用电效率改善的情况等。(本文仅代表个人观点，不代表任何单位和机构。)
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“煤价持续低位+新电改”助力 电力行业上半年业绩有望超预期
作者：刘杨来源：中国证券报?中证网
　　进入7月，电力行业上市公司将进入中报密集披露期。就目前而言，A股电力板块普遍只有10倍多的市盈率、2倍左右的市净率。分析人士认为，半年报业绩有望超预期表现，将进一步释放出估值修复能量。此外，在、新电改两个投资主题机会下，叠加煤炭价格持续低位，电力蓝筹股下半年业绩确定性较强，安全边际较高。　　财务费用降低　　6月28日起，人民币贷款和存款基准利率进一步降低。其中，金融机构一年期贷款基准利率下调0.25个百分点至4.85%；一年期存款基准利率下调0.25个百分点至2%。　　对于高资产负债率的电力公司而言，降息将有助于其资金成本的下行。中金公司分析师汤砚卿指出，2014年以来央行先后4次降息，累计增厚电力公司的业绩达7.4%，其中火电公司平均增厚7%，水电公司平均增厚10%。“在降息和电改预期下，同时煤炭市场疲软将是一种常态，优质火电公司市场份额有望继续扩大。而水电企业也将凭借成本优势在未来的电力市场竞争中受益。”大学（北京）中国能源战略研究院研究员丛威对中国证券报记者表示。　　Wind统计显示，在两市目前62家电力热力板块上市公司中，资产负债率超过60%的公司有29家，其中以89.8%的资产负债率高居榜首。、银星电源，资产负债率均在80%以上，其资产负债率分别为82.2%、80.6%和80.1%。除银星电源归属发电子行业，其余三家公司均归属火电子行业。　　业绩有望超预期　　上述电力行业分析人士对记者称，在宏观经济形势下行的背景下，煤价的大幅下跌正面影响大于利用小时数下行及电价调整的影响，外加负债收窄以及一季度以来水量总体丰富，电力公司中报业绩延续一季度的增势基本确定，且全年盈利预测存在上调的可能。　　Wind统计显示，今年一季度，公用事业类的上市公司共计实现营业收入1732.41亿元，同比下降0.48%；净利润为221.29亿元，同比增长34.27%。行业整体净利润改善主要原因是煤炭价格低迷，导致的火电行业业绩反弹。事实上，自2014年以来，煤炭行业供过于求的状况就已进一步加剧，火电行业受益于电煤成本的大幅降低，行业整体利润水平不断创出历史新高，且未来煤价不具备大幅上涨的条件。而水电方面，一季度以来水量总体偏丰，大中型水电站持续投产，水电在枯水期蓄水能力得到加强，未来水电行业盈利有望进一步加强。
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　　离新电改方案出台的时点越来越近。新电改方案11月下旬已上报中央，业内预计年内有望出台。此次电改的核心是确立电网企业新的盈利模式，“四放开、一独立、一加强”的改革框架将深刻变革现有电力行业竞争格局，并带动相关投资机会。
　　而在如火如荼的国企改革中，电力企业也成为国企改革主力。业内人士认为，电力改革、国企改革、估值体系改变将成为电力行业的三条投资主线。
　　新电改变革市场格局
　　据悉，此轮电改的核心，是确立了电网企业新的盈利模式。电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，而是按照政府核定的输配电价收入过网费，确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。
　　同时，方案明确“四放开、一独立、一加强”的改革框架，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，交易平台相对独立，加强电网规划。
　　在售电侧市场化改革中，将允许6类企业成为新的售电主体，包括现有的独立配售电企业、高新产业园区或经济开发区、分布式能源用户或微网系统、公共服务行业和节能服务公司、发电企业，并鼓励社会资本投资售电业务和增量配电业务。
　　中银国际研报分析，新一轮电改使配网投资长期趋势看好，售电侧也被行业普遍看好，这块资产较轻，民企参与度高。电网未来可能放出去一些运维业务，外包给民企形成新市场。受益电价市场化的公司，以及在区域中已有配电资源，有望深耕本地区，进一步延伸产业链的区域性电力企业也有望受益此轮电改，如内蒙华电、皖能电力、郴电国际等。
　　东北证券分析师认为，随着我国电力体制改革的逐步深入，电价市场化的趋势日益显著。从A股上市公司来看，发电企业（包括火电、水电、新能源发电等）将在收入端明显受益，将有机会直接面向用户，上网电价的上行空间有望打开，增加营业利润，可关注豫能控股、岷江水电等；用电量较大的企业（金属冶炼等）将获得一定的议价能力，有助于成本下行，从而在一定程度上改善盈利能力，可关注焦作万方、南山铝业、抚顺特钢等；部分输配电相关设备公司也可能受益于后续电网规划建设，如特变电工、中国西电、思源电气等。
　　国企改革加快基本面反转
　　料于明年一季度出台的国企改革顶层设计“1+N”方案将使国企改革在2015年全面破题。电力体制改革叠加国企改革，将为电力企业的发展转型提供了良好的战略机遇。广发证券分析师认为，随着国企改革逐步深入，部分电力企业或将率先变革，存在基本面大幅转变的可能性。
　　在央企领域，国投电力控股股东国投集团为第一批央企改革六大试点之一。国投电力被国投集团确定为电力业务国内唯一资本运作平台，将不断通过将电力资产注入方式支持公司持续快速发展。
　　华电集团旗下上市公司重组整合也贯穿了今年下半年。今年7月，华电能源公告收购大股东旗下铁岭发电51%股权，并参与金山股份定增。近日，金山股份拟定增28亿元收购铁岭公司；华能集团旗下内蒙华电11月公告称，将获注控股股东北方电力超10亿元电力资产。
　　而在地方层面，截至目前，已有超过20个省份公布了国企改革方案。西山煤电、浙能电力、上海电气、皖能电力、明星电力等电力企业都成为地方国企改革市场关注的热点。
　　广发证券分析师认为，电力公司良好的盈利能力、现金流，以及原有主业相对狭窄的发展空间，为后续可能推进的改革提供了良好的动力。同时电力体制改革同步推进，为率先迈出自身变革的上市公司提供了良好的发展机遇。
　　电力行业国企改革最受益的包括地方能源平台（省、市级能源公司）和小市值公司（区域电网、电力集团旗下小市值公司）。地方性能源平台，原有主业的成长空间相对有限，后续成长多依赖于集团资产注入、新业务扩展等，预期存在于国资委对上市公司未来发展方向的定位；小市值公司改革可能性包括被集团定位为某一业务或资产的上市平台得到优质资产持续注入、国企改革引入战略投资者或管理层激励等。
　　业绩估值料双提升
　　在2014年煤价持续下跌电企盈利能力改善的背景下，电力改革叠加国企改革将释放大量制度红利，电力板块有望迎来政策推动、估值修复双引擎下的新行情。
　　2014年，火电行业受益于环保电价回补和煤价下跌，经营利润明显上升，未来火电景气周期仍将延续。
　　2015年，影响火电行业盈利的三大核心因素利用小时、煤价、电价都将保持基本稳定，行业盈利能力趋于稳健。从火电行业毛利率来看，受益于较低的动力煤价格，行业毛利率目前处于历史最高水平。
　　电力企业盈利水平回升可以从电力企业今年三季报和全年业绩预告看出端倪。东莞证券研报统计，今年前三季度电企业绩保持稳定增长。前三季度电力行业营业收入同比下降0.07%，但归属于母公司的净利润同比上升18.5%。
　　而据Wind数据，目前已经公布了年报业绩预告的7家电力公司中，净利润预增扭亏的公司有4家。黔源电力预计净利润增幅为352%。国投电力在三季报也披露，公司预计2014年净利润同比将大幅增长，增长的主要原因为受益于雅砻江水电新机组投产，水电业绩同比大幅提高；燃煤采购价格下降，火电企业盈利能力增强。
　　而国家政策推动融资成本的进一步下降，对于高资产负债率的电力企业则形成直接利好。央行启动的全面降息也将利好电力板块。中金公司分析认为，截至2014年3季度末，电力公司有息负债率平均为47%。根据估算，电力公司年利润从降息中将平均增厚0.2%、2.6%。
　　与电力企业盈利回升形成明显对比的是，行业整体较低的估值水平。据统计，目前火电、水电板块PE分别为12.8、18.7倍，居全行业的倒数第2、10位。分析人士称，随着改革预期加强以及沪港通的推进，电力板块估值有望修复，低估值、高股息率、运营稳健的电力板块关注度提升，如华电国际、内蒙华电、国投电力等可重点关注。
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