2018-2023年中國售電公司發展模式與投資戰略規劃分析報告--2018-2023年中國售電公司發展模式與投資戰略規劃分析報告正文目錄TOC\o"1-4"\h\z\u第一章新電改下中國售電公司發展機遇分析 1第一節售電公司的發展特點及參與主體 1一、售電公司概念界定 1二、售電公司發展特點 2三、售電公司參與主體 4第二節中國售電公司熱點政策深度解讀 4一、中國電力改革的發展階段分析 4二、中國電力改革的最新進展 61、電力交易中心組建工作基本完成 62、發用電有序放開，購電成本不斷降低 63、輸配電價改革試點實現省級電網全覆蓋 74、售電側市場競爭機制初步建立 75、第二批增量配電業務改革試點公布 86、電力現貨市場建設試點啟程 9三、中國電力改革的重點政策分析 91、中國電力改革重點政策匯總 92、電力體制改革重點政策解讀 9第三節新電改后電力產業鏈的變革分析 12一、新電改后電力產業的產業鏈變革概述 12二、新電改后電力產業的產業鏈結構變革 18三、新電改后電力輸配售環節價格機制 19四、新電改后中國售電公司的發展機遇 22第四節能源互聯網為售電側帶來的機遇 26一、中國能源互聯網市場發展特點 26二、中國能源互聯網市場發展規模 27三、能源互聯網為售電側帶來的機遇 28第二章中國售電公司發展現狀與發展前景 31第一節中國售電公司發展現狀與競爭格局 31一、中國售電市場總體容量測算 31二、中國售電公司發展規模分析 31三、中國售電公司企業競爭格局 32四、中國售電公司區域競爭格局 33第二節中國重點區域售電公司發展狀況分析 33一、廣西：試點中首個售電公司全面參與市場交易的省區 33二、江蘇：共有41家發電企業和102家電力用戶及售電公司參與集中掛牌交易 34三、福建：首批53家售電公司在福建電力交易中心獲得公示 34四、江蘇：年度掛牌交易第一天，成交電量共2.18億千瓦時，成交均價為370.08元/兆瓦時 34五、云南：22家售電公司共成交電量36.07億千瓦時 34六、山東：跨省區直接交易電量全國居首，已有580家售電公司 35七、湖南：發電端讓利1827萬，綜合價差-0.32分 35八、遼寧：售電公司首次作為市場主體參與遼寧電力市場交易 36九、廣東：年度雙邊協商交易突破上限，成交電量達1001.79億千瓦時 36第三節大用戶直購電市場現狀與交易模式 36一、中國大用戶直購電市場特點 361、中國大用戶直購電主要政策分析 362、中國大用戶直購電市場發展階段 42二、中國大用戶直購電市場發展規模及區域分布 44三、大用戶直購電市場交易模式 451、自由協商交易模式分析 452、集中撮合交易模式分析 463、發電權交易模式分析 464、掛牌交易模式分析 465、直接交易模式分析 466、在線集中競價交易模式分析 47第四節中國售電公司發展趨勢與發展前景 47一、中國售電公司發展趨勢分析 47二、中國售電公司發展前景預測 48第三章主要國家售電公司發展模式與經驗 50第一節國外售電公司發展模式及經驗 50一、國外售電市場改革總體特點 50二、國外售電市場放開情況分析 571、國外售電市場放開模式 572、國外售電市場放開進程 583、國外售電市場結構特點 58三、國外售電公司發展模式分析 591、國外售電公司準入及退出機制 592、國外售電公司的主要業務分析 603、國外售電公司購買電力的途徑 604、國外售電公司的盈利模式分析 61四、國外售電公司發展趨勢分析 61第二節美國售電公司發展模式及經驗 62一、美國售電公司發展背景分析 62二、美國售電公司發展現狀分析 69三、美國售電公司發展模式分析 70四、美國售電公司發展經驗借鑒 70第三節德國售電公司發展模式及經驗 72一、德國售電公司發展背景分析 72二、德國售電公司發展現狀分析 72三、德國售電公司發展模式分析 74四、德國售電公司發展經驗借鑒 76第四節英國售電公司發展模式及經驗 77一、英國售電公司發展背景分析 77二、英國售電公司發展現狀分析 79三、英國售電公司發展模式分析 79四、英國售電公司發展經驗借鑒 80第五節俄羅斯售電公司發展模式及經驗 81一、俄羅斯售電公司發展背景分析 81二、俄羅斯售電公司發展現狀分析 82三、俄羅斯售電公司發展模式分析 82四、俄羅斯售電公司發展經驗借鑒 82第六節日本售電公司發展模式及經驗 83一、日本售電公司發展背景分析 83二、日本售電公司發展現狀分析 84三、日本售電公司發展模式分析 84四、日本售電公司發展經驗借鑒 84第七節印度售電公司發展模式及經驗 86一、印度售電公司發展背景分析 86二、印度售電公司發展現狀分析 86三、印度售電公司發展模式分析 86四、印度售電公司發展經驗借鑒 87第四章中國售電公司組建計劃與發展模式 89第一節中國售電公司組建計劃分析 89一、中國售電公司設立方式分析 89二、中國售電公司組建過程明細 89三、中國售電公司組織架構分析 90四、中國售電公司人員安排分析 91第二節中國售電公司發展模式分析 95一、售電公司業務模式及創新策略 951、售電公司的主要業務范圍分析 952、售電公司的關鍵業務層級分析 953、售電公司的業務創新策略分析 964、售電公司業務拓展創新案例 97二、售電公司盈利模式及創新策略 971、售電公司收入來源渠道 972、售電公司收入來源創新分析 97三、售電公司營銷體系及創新策略 971、售電公司的營銷模式分析 972、售電公司的營銷模式創新策略 99四、售電公司能源互聯網搭建策略 1011、售電公司搭建能源互聯網的必要性 1012、售電公司能源互聯網平臺建設路徑 103第三節不同主體售電公司業務模式 105一、獨立配售電企業業務模式分析 1051、獨立配售電企業競爭優劣勢 1052、獨立配售電企業業務模式 1053、獨立配售電企業發展策略 106二、發電企業組建的售電公司業務模式 1061、發電企業組建的售電公司競爭優劣勢 1062、發電企業組建的售電公司業務模式 1073、發電企業組建的售電公司發展策略 107三、節能服務企業組建的售電公司業務模式 1071、節能服務企業組建的售電公司競爭優劣勢 1072、節能服務企業組建的售電公司業務模式 1083、節能服務企業組建的售電公司發展策略 108四、分布式能源企業組建的售電公司業務模式 1081、分布式能源企業組建的售電公司競爭優劣勢 1082、分布式能源企業組建的售電公司業務模式 1083、分布式能源企業組建的售電公司發展策略 109五、電網公司組建的售電公司業務模式 1091、電網公司組建的售電公司競爭優劣勢 1092、電網公司組建的售電公司業務模式 1093、電網公司組建的售電公司發展策略 110六、大型工業園區組建的售電公司業務模式 1101、大型工業園區組建的售電公司競爭優劣勢 1102、大型工業園區組建的售電公司業務模式 1113、大型工業園區組建的售電公司發展策略 111第五章國外售電公司發展模式的優秀案例 112第一節GreenMountainEnergy公司發展模式分析 112一、公司基本信息簡況 112二、公司經營狀況分析 112三、公司產品及服務結構 112四、公司運營模式分析 113第二節Entega公司發展模式分析 113一、公司基本信息簡況 113二、公司經營狀況分析 113三、公司產品及服務結構 114四、公司運營模式分析 114第三節Ubitricity公司發展模式分析 115一、公司基本信息簡況 115二、公司經營狀況分析 115三、公司產品及服務結構 115四、公司運營模式分析 116第四節Emprimo公司發展模式分析 116一、公司基本信息簡況 116二、公司經營狀況分析 117三、公司產品及服務結構 117四、公司運營模式分析 117第五節Opower公司發展模式分析 117一、公司基本信息簡況 117二、公司經營狀況分析 118三、公司產品及服務結構 118四、公司運營模式分析 119第六章中國售電公司投資的優秀案例分析 120第一節深圳市科陸電子科技股份有限公司售電公司投資分析 120一、公司基本信息簡況及主營業務 120二、公司經營狀況及財務指標分析 1201、主要經濟指標分析 1202、企業盈利能力分析 1253、企業運營能力分析 1264、企業償債能力分析 1265、企業發展能力分析 126三、公司電力產業產品及服務結構 127四、公司發電類資產結構及投資布局 128五、公司能源互聯網平臺建設投資布局 129六、公司營銷體系建設投資布局分析 129七、公司投資售電公司的方式及規模 130八、公司投資售電公司的優劣勢分析 131第二節孚日集團股份有限公司售電公司投資分析 132一、公司基本信息簡況及主營業務 132二、公司經營狀況及財務指標分析 1331、主要經濟指標分析 1332、企業盈利能力分析 1393、企業運營能力分析 1394、企業償債能力分析 1395、企業發展能力分析 140三、公司電力產業產品及服務結構 140四、公司發電類資產結構及投資布局 141五、公司投資售電公司的方式及規模 141六、公司所投資售電公司的基本信息 141七、公司投資售電公司的優劣勢分析 142第三節內蒙古蒙電華能熱電股份有限公司售電公司投資分析 143一、公司基本信息簡況及主營業務 143二、公司經營狀況及財務指標分析 1431、主要經濟指標分析 1432、企業盈利能力分析 1493、企業運營能力分析 1494、企業償債能力分析 1495、企業發展能力分析 150三、公司電力產業產品及服務結構 150四、公司發電類資產結構及投資布局 151五、公司營銷體系建設投資布局分析 151六、公司投資售電公司的方式及規模 152七、公司所投資售電公司的基本信息 152八、公司投資售電公司的優劣勢分析 153第四節北京四方繼保自動化股份有限公司售電公司投資分析 153一、公司基本信息簡況及主營業務 153二、公司經營狀況及財務指標分析 1541、主要經濟指標分析 1542、企業盈利能力分析 1593、企業運營能力分析 1604、企業償債能力分析 1605、企業發展能力分析 160三、公司電力產業產品及服務結構 161四、公司能源互聯網平臺建設投資布局 165五、公司營銷體系建設投資布局分析 165六、公司投資售電公司的方式及規模 166七、公司所投資售電公司的基本信息 166八、公司投資售電公司的優劣勢分析 167第五節廣西桂東電力股份有限公司售電公司投資分析 167一、公司基本信息簡況及主營業務 167二、公司經營狀況及財務指標分析 1681、主要經濟指標分析 1682、企業盈利能力分析 1743、企業運營能力分析 1744、企業償債能力分析 1755、企業發展能力分析 175三、公司電力產業產品及服務結構 175四、公司發電類資產結構及投資布局 178五、公司能源互聯網建設投資布局 178六、公司營銷體系建設及投資布局 179七、公司投資售電公司的方式及規模 179八、公司所投資售電公司的基本信息 180九、公司投資售電公司的優劣勢分析 180第六節廣東電力發展股份有限公司售電公司投資分析 181一、公司基本信息簡況及主營業務 181二、公司經營狀況及財務指標分析 1811、主要經濟指標分析 1812、企業盈利能力分析 1873、企業運營能力分析 1874、企業償債能力分析 1875、企業發展能力分析 188三、公司電力產業產品及服務結構 188四、公司發電類資產結構及投資布局 189五、公司營銷體系建設投資布局分析 189六、公司投資售電公司的方式及規模 191七、公司所投資售電公司的基本信息 191八、公司投資售電公司的優劣勢分析 191第七節廣州發展集團股份有限公司售電公司投資分析 192一、公司基本信息簡況及股本結構 192二、公司經營狀況及財務指標分析 1931、主要經濟指標分析 1932、企業盈利能力分析 2003、企業運營能力分析 2004、企業償債能力分析 2005、企業發展能力分析 201三、公司電力產業產品及服務結構 201四、公司發電類資產結構及投資布局 203五、公司投資售電公司的方式及規模 204六、公司所投資售電公司的基本信息 204七、公司投資售電公司的優劣勢分析 204第八節華能國際電力股份有限公司售電公司投資分析 205一、公司基本信息簡況及股本結構 205二、公司經營狀況及財務指標分析 2061、主要經濟指標分析 2062、企業盈利能力分析 2113、企業運營能力分析 2114、企業償債能力分析 2125、企業發展能力分析 212三、公司電力產業產品及服務結構 212四、公司發電類資產結構及投資布局 213五、公司投資售電公司的方式及資金規模 214六、公司所投資售電公司的基本信息分析 215七、公司投資售電公司的優劣勢分析 216第七章中國售電公司投資熱點與投資趨勢 218第一節中國售電公司投資特性分析 218一、中國售電公司投資壁壘分析 2181、政策壁壘 2182、人才壁壘 2193、資源壁壘 219二、中國售電公司投資風險分析 2191、跨區域送電壁壘 2192、電網公平無歧視 2193、電網交易市場歸屬 220三、中國售電公司盈利途徑分析 220四、獨立售電企業營利空間分析 2211、規模優勢問題 2212、價格封頂問題 2223、時差效益問題 2224、風險對頂問題 2225、信用風險問題 2226、信息透明問題 222第二節中國售電公司投資現狀分析 223一、中國售電公司投資主體分析 2231、中國售電公司投資主體結構 2232、各投資主體競爭優勢分析 223二、中國售電公司投資切入方式 223三、中國售電公司投資規模分析 224四、中國售電公司投資區域結構 224第三節中國售電公司投資熱點分析 225一、中國售電公司與微電網融合創新投資熱潮 2251、中國微電網發展現狀 2252、中國微電網發展趨勢 2253、中國售電公司與微電網融合創新發展前景 2254、售電公司與微電網融合創新案例分析 225二、中國售電公司與互聯網+融合創新投資熱潮 2261、售電公司與互聯網+融合創新是必然趨勢 2262、中國售電公司與互聯網+融合創新的投資現狀分析 2273、中國售電公司與互聯網+融合創新的投資前景預測 2274、售電公司與互聯網+融合創新案例分析 227三、中國售電公司與電力服務融合創新的投資熱潮 2281、中國售電公司與電力服務融合創新分析 2282、中國售電公司與電力服務融合創新投資現狀分析 228第四節中國售電公司投資趨勢分析 229一、中國售電公司投資主體變化趨勢分析 229二、中國售電公司投資規模發展趨勢分析 229三、中國售電公司投資區域分布趨勢分析 230圖表目錄TOC\h\z\t"圖表"\c圖表：售電產業鏈結構圖 1圖表：2017年中國電力改革重點政策匯總 9圖表：新電改后允許六類企業成為新的售電主體 15圖表：電改9號文正式實行后中國售電側價值鏈的變化示意圖 16圖表：新電改下電力環節體系結構示意圖 18圖表：新電改后電力產業結構示意圖 19圖表：2013-2017年中國售電市場總體容量測算情況 31圖表：中國售電公司區域格局分析 33圖表：2013-2017年中國大用戶直購電交易電量 45圖表：國外用戶選擇權放開情況 58圖表：部分典型國家及地區售電主體準入條件 60圖表：美國電力改革政策 64圖表：美國售電公司發展模式特點分析 70圖表：印度電力市場交易模式分析 87圖表：售電公司典型組織機構設計分析 90圖表：售電公司典型崗位設置分析 91圖表：售電公司績效管理流程分析 94圖表：售電公司業務創新策略分析 96圖表：未來能源互聯網的B2M商業模型 103圖表：獨立配售電企業競爭優劣勢分析 105圖表：獨立配售電企業業務模式分析 106圖表：發電企業組建的售電公司競爭優劣勢分析 106圖表：發電企業組建的售電公司業務模式分析 107圖表：GreenMountainEnergy公司運營模式分析 113圖表：Entega公司運營模式分析 114圖表：Ubitricity公司運營模式分析 116圖表：Emprimo公司的運營模式分析 117圖表：Opower公司運營模式分析 119圖表：2016-2017年深圳市科陸電子科技股份有限公司資產負債表 120圖表：2016-2017年深圳市科陸電子科技股份有限公司利潤表 122圖表：2016-2017年深圳市科陸電子科技股份有限公司現金流量表 123圖表：2016-2017年深圳市科陸電子科技股份有限公司盈利能力 125圖表：2016-2017年度深圳市科陸電子科技股份有限公司運營能力 126圖表：2016-2017年深圳市科陸電子科技股份有限公司償債能力 126圖表：2016-2017年深圳市科陸電子科技股份有限公司發展能力 126圖表：2016-2017年深圳市科陸電子科技股份有限公司業務結構 127圖表：2016-2017年孚日集團股份有限公司資產負債表 133圖表：2016-2017年孚日集團股份有限公司利潤表 135圖表：2016-2017年孚日集團股份有限公司現金流量表 137圖表：2016-2017年日集團股份有限公司盈利能力 139圖表：2016-2017年孚日集團股份有限公司運營能力 139圖表：2016-2017年孚日集團股份有限公司償債能力 139圖表：2016-2017年孚日集團股份有限公司發展能力 140圖表：2016-2017年孚日集團股份有限公司業務結構 140圖表：山東孚日售電有限公司基本信息情況 141圖表：2016-2017年內蒙古蒙電華能熱電股份有限公司資產負債表 143圖表：2016-2017年內蒙古蒙電華能熱電股份有限公司利潤表 145圖表：2016-2017年內蒙古蒙電華能熱電股份有限公司現金流量表 147圖表：2016-2017年內蒙古蒙電華能熱電股份有限公司盈利能力 149圖表：2016-2017年內蒙古蒙電華能熱電股份有限公司運營能力 149圖表：2016-2017年內蒙古蒙電華能熱電股份有限公司償債能力 149圖表：2016-2017年內蒙古蒙電華能熱電股份有限公司發展能力 150圖表：2016-2017年內蒙古蒙電華能熱電股份有限公司業務結構 150圖表：華能內蒙古電力熱力銷售有限公司基本信息情況 152圖表：2016-2017年北京四方繼保自動化股份有限公司資產負債表 154圖表：2016-2017年北京四方繼保自動化股份有限公司利潤表 156圖表：2016-2017年北京四方繼保自動化股份有限公司現金流量表 157圖表：2016-2017年北京四方繼保自動化股份有限公司盈利能力 159圖表：2016-2017年北京四方繼保自動化股份有限公司運營能力 160圖表：2016-2017年北京四方繼保自動化股份有限公司償債能力 160圖表：2016-2017年北京四方繼保自動化股份有限公司發展能力 160圖表：2016-2017年北京四方繼保自動化股份有限公司業務結構 161圖表：寧夏售電有限公司基本信息情況 166圖表：2016-2017年廣西桂東電力股份有限公司資產負債表 168圖表：2016-2017年廣西桂東電力股份有限公司利潤表 170圖表：2016-2017年廣西桂東電力股份有限公司現金流量表 172圖表：2016-2017年廣西桂東電力股份有限公司盈利能力 174圖表：2016-2017年廣西桂東電力股份有限公司運營能力 174圖表：2016-2017年廣西桂東電力股份有限公司償債能力 175圖表：2016-2017年廣西桂東電力股份有限公司發展能力 175圖表：2016-2017年廣西桂東電力股份有限公司業務結構 176圖表：廣西桂東電力售電有限公司基本信息情況 180圖表：河南桂東電力有限公司基本信息情況 180圖表：2013-2017年廣東電力發展股份有限公司資產負債表 181圖表：2013-2017年廣東電力發展股份有限公司利潤表 183圖表：2013-2017年廣東電力發展股份有限公司現金流量表 185圖表：2016-2017年廣東電力發展股份有限公司盈利能力 187圖表：2016-2017年廣東電力發展股份有限公司運營能力 187圖表：2016-2017年廣東電力發展股份有限公司償債能力 187圖表：2016-2017年廣東電力發展股份有限公司發展能力 188圖表：2016-2017年廣東電力發展股份有限公司業務結構 188圖表：廣東粵電電力銷售有限公司基本信息情況 191圖表：2016-2017年廣州發展集團股份有限公司資產負債表 193圖表：2016-2017年廣州發展集團股份有限公司利潤表 196圖表：2016-2017年廣州發展集團股份有限公司現金流量表 197圖表：2016-2017年廣州發展集團股份有限公司盈利能力 200圖表：2016-2017年廣州發展集團股份有限公司運營能力 200圖表：2016-2017年廣州發展集團股份有限公司償債能力 200圖表：2016-2017年廣州發展集團股份有限公司發展能力 201圖表：2016-2017年廣州發展集團股份有限公司業務結構 201圖表：廣州發展電力集團有限公司基本信息情況 204圖表：2016-2017年華能國際電力股份有限公司資產負債表 206圖表：2016-2017年華能國際電力股份有限公司利潤表 208圖表：2016-2017年華能國際電力股份有限公司現金流量表 209圖表：2016-2017年華能國際電力股份有限公司盈利能力 211圖表：2016-2017年華能國際電力股份有限公司運營能力 211圖表：2016-2017年華能國際電力股份有限公司償債能力 212圖表：2016-2017年華能國際電力股份有限公司發展能力 212圖表：2016-2017年華能國際電力股份有限公司業務結構 213圖表：華能江蘇能源銷售有限責任公司基本信息情況 215圖表：華能廣東能源銷售有限責任公司基本信息情況 215圖表：售電公司各投資主體競爭優勢分析 223圖表：中國售電公司區域分布結構 224圖表：德國魯爾區傳統電力公司RWE推出的移動賬戶管理端APP 226第一章新電改下中國售電公司發展機遇分析第一節售電公司的發展特點及參與主體一、售電公司概念界定1、售電公司概念界定售電是電力從發電——終端用電中最后一道銷售環節，也是電力傳輸過程中的第四步。電改配套文件規定了售電公司的三種類型：第一類：電網企業的售電公司。第二類：社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司。第三類：獨立的售電公司，不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務。圖表：售電產業鏈結構圖資料來源：公開資料整理售電最早起源于19世紀。后來，由于電力能源時代的到來，售電得到了飛速發展，但大部分國家的售電業務還是由國家壟斷機構或組織擁有，用電客戶向這些本地壟斷機構購電。1990年以后，美國、英國、新西蘭等國家相繼開放電力銷售業務，充分發揮電力市場競爭的作用。售電公司就在電力市場中應運而生了。2、售電公司業務分析（1）購售電業務提供安全穩定的電力服務，是售電公司最核心的業務。售電公司購電與售電之間的差價即為其利潤。利用發電市場競爭降低購電成本和利用營銷策略吸引更多用電客戶，是售電公司提升自身核心競爭力的根本方法。同一售電公司可在多個供電營業區內售電。同一供電營業區內也可以有多個售電公司，但是只能有一家公司擁有該配電網經營權。此公司需提供保底供電服務，就是為不參與電力市場競價的用戶提供保底供電。（2）其他增值業務由于電力本身的無差別性，所以售電公司還會提供一些增值服務來提升自身的核心競爭力。（1）提供節能優質的供電服務，如：合同能源管理、綜合節能和用電咨詢等。（2）提供綠色環保的供電服務，如鼓勵用戶分布式清潔能源上網，主動參與電動汽車充電樁投資建設等。（3）參與配電網設計、施工與代維。組建有一定資質的設計施工維護隊伍，向客戶提供報裝、計量、抄表、維修服務，也可擴展為客戶提供電力線路設計、施工和代維等。（4）積極參與能源互聯網。售電公司與互聯網公司合作共同走向能源互聯網是電力系統將來的發展趨勢。二、售電公司發展特點1、市場主體多元化售電主體，是指依法取得了供電類的電力業務許可證（電力業務許可證所稱電力業務，指的是發電、輸電、供電業務。）、供電營業許可證（供電營業許可證就是售電牌照），并依法開展配售電業務的單位或個人。需要知道的是：必須同時具備了電力業務許可證、供電營業許可證這兩證之后方可開展配售電業務。按照中發[2015]9號文整體設計，第一階段我國的電力市場化交易主要有現貨市場競價交易，和以電力用戶與發電企業直接電力交易為核心的中長期雙邊交易。售電公司可以作為市場主體參與這兩種交易，售電側主要放開批發市場，暫不對零售市場放開。為適應市場競爭的需要，售電公司的市場準入應具有一定門檻，有售電規模和資產要求。同時，售電公司還應具有與電力市場技術支持系統相適應的技術和客戶服務平臺，能夠滿足參與市場交易報價、合同簽訂、信息交換、客戶服務等功能。售電主體分為五類：第一類：電網企業中不承擔傳統業務的三產單位。電網企業中不承擔傳統業務的三產單位，可成立獨立的售電公司，從交易中心集中購電或從發電企業直接購電，繳納輸電費用，自主向用戶售電。第二類：以五大電力為主的發電企業。以五大電力為主的發電企業，在企業內部組建售電部，直接與用戶談判，在大用戶直接交易的同時，從事售電業務。第三類：工業園區內可以組建配售電主體。工業園區內可以組建配售電主體，結合園區綜合能源建設為園區或開發區內部企業提供售電服務，及綜合能源的銷售與增值服務。第四類：與電網相關的工程建設公司，與用戶貼近的節能服務公司。與電網相關的工程建設公司，與用戶貼近的節能服務公司均可有參與售電競爭的機會，為用戶提供售電及合同能源管理類服務。第五類：有條件的社會資本組建售電公司。有條件的社會資本組建售電公司，不擁有配網運營權，上游購電后轉售給下游客戶，直接參與售電服務。預計在未來，我國的售電公司將轉化為輸配售一體化、發售一體化、獨立第三方售三種售電模式。在售電電力市場化的初期，國家電網和南方電網憑借自身各種優勢占據了主導地位，而隨著電力市場化的不斷深入發展擴大，國家電網和南方電網的售電業務圈將變相縮小，以五大電力為主的發電企業和園區內售電等其它售電主體的售電業務投資份額將進一步擴大和填充，多類型多元化發展。2、市場主體權責漸趨明晰化新電改方案重點是“四放開、一獨立、一加強”，即輸配以外的經營性電價放開、售電業務放開、增量配電業務放開、公益性和調節性以外的發供電計劃放開，交易平臺獨立，加強規劃?！八姆砰_、一獨立、一加強”具體是指：輸配以外的經營性電價放開、售電業務放開、增量配電業務放開，公益性和調節性以外的發供電計劃放開，交易平臺獨立，加強規劃。三、售電公司參與主體電網售電公司的最天然的優勢即配網和用戶，這是其他類型的售電公司不可比擬的，在服務的競爭上，擁有雄厚資金支持的電網售電公司自然不會弱化。發電企業雖然有電源這一得天獨厚的優勢，且用戶來源難度不大，但是各個方面不能兼顧，在服務上的投入有限，且沒有配網優勢。向沒有電源和配網優勢的社會獨立售電公司和節能售電公司，如果將重點放在服務的提升上，也能夠形成核心的競爭力。售電選擇權給了用戶任性的理由。未來的售電市場將是用戶主導的市場，而不是電源方主導的市場。用戶的需求不是單一的，且越來越多樣化，培養自己的核心競爭力才是王道。第二節中國售電公司熱點政策深度解讀一、中國電力改革的發展階段分析中國電力改革的歷史回顧改革開放至今，中國電力體制改革大體上經歷了四個階段。第一階段（1978—1985年）：主要解決電力供應嚴重短缺問題。推行“集資辦電”，解決電力建設資金不足問題。電力部提出利用部門與地方及部門與部門聯合辦電、集資辦電、利用外資辦電等辦法來解決電力建設資金不足的問題，并且對集資新建的電力項目按還本付息的原則核定電價水平，打破了單一的電價模式，培育了按照市場規律定價的機制。第二階段（1987—2002年）：主要解決政企合一問題。提出“政企分開，省為實體，聯合電網，統一調度，集資辦電”的“二十字方針”和“因地因網制宜”的電力改革與發展方針。將電力聯合公司改組為電力集團公司，組建了華北、東北、華東、華中、西北五大電力集團。1997年1月16日，中國國家電力公司在北京正式成立。這個按現代企業制度組建的大型國有公司的誕生，標志著我國電力工業管理體制由計劃經濟向社會主義市場經濟的歷史性轉折。此后，隨著原電力工業部撤銷，其行政管理和行業管理職能分別被移交至國家經貿委和中國電力企業聯合會，電力工業徹底地實現了在中央層面的政企分開。第三階段（2002—2012年）：廠網分開與電力市場初步發育階段。2002年12月，國務院下發了《電力體制改革方案》（即電改“五號文”），提出了“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的16字方針并規劃了改革路徑?？傮w目標是“打破壟斷，引入競爭，提高效率，降低成本，健全電價機制，優化資源配置，促進電力發展，推進全國聯網，構建政府監督下的政企分開、公平競爭、開放有序、健康發展的電力市場體系?！备鶕摲桨?，電力管理體制、廠網分開、電價機制等一系列改革開始推進。但是，后來國內外經濟與電力供需形勢出現較大變化，改革環境風險加大，利益紛爭加劇，意見分歧較多，致使電力改革裹足不前，與國際趨勢偏離漸甚，未能實現改革初衷。2003年，中國經濟增長速度達到10.5%，電荒苗頭開始顯現，發電企業競價上網動力明顯不足；2003年8月14日的美加大停電事故、后續的英國倫敦與歐洲電網等多起大停電事件、2008年國內南方冰凍災害后的大停電事故，以及國外電力改革后出現的市場操縱與電價上漲等負面效應加大了國內對電改引發通脹預期和不穩定因素的擔憂，使得改革重心向維護電網安全穩定運行偏移。近年來，國際低碳轉型趨勢以及國內能源環境問題的日益嚴峻，促使我國加快發展可再生能源發電技術，對電網安全穩定運營的依賴性提高，市場化改革態度則較為保守，改革步伐放緩。然而，經濟改革不應隨著個人意志而轉移，而是要符合一國國情與經濟發展規律。自2002年電力體制改革實施以來，中國電力產業供應能力大幅提高，要素生產率有所提升，電價形成機制逐步完善，如發電環節實行了發電上網標桿電價，部分省份對輸配環節差價進行了初步核定，銷售環節相繼出臺了差別電價、居民階梯電價與懲罰性電價政策等。然而，電力市場改革還面臨許多矛盾和問題，如電力交易機制還很薄弱，市場定價機制尚未有效形成，某些業務領域的行政性壟斷依然過強，管制制度與管制專業化水平有待提高，企業生產效率還有很大的提升空間，企業產權制度單一、內部人控制甚至腐敗的問題依然突出，市場配置資源的決定性作用難以發揮，產業組織間的利益博弈與矛盾突出，節能高效環保機組不能被完全有效利用，棄水、棄風與棄光現象突出。此外，現行政府管制電價政策不靈活，電價調整滯后于市場供需形勢與能源成本變化，不能合理地反映用電成本與資源價格，缺乏對供需機制、競爭機制與外部性的有效反映。隨著中國經濟步入新常態，國際國內經濟形勢的各種不確定因素和風險加大，電力需求出現明顯放緩趨勢，電力能源環境問題與安全問題凸顯，如何針對新形勢下的能源電力經濟進一步深化改革，成為政府工作的重點。第四階段（2013年至今）：電力體制改革進入新常態，市場化步伐加快。目前中國經濟已經步入新常態，在增速回落調整與結構轉型升級的經濟形勢下要實現“十三五”規劃，未來的一段時期，電力體制改革必須要與其他領域改革一起不斷推進和深化，這將構成中國式電力體制改革的新常態。這一階段的特點如下：一是政策密集出臺；二是我國經濟進入新常態發展階段，電力經濟也進入新常態發展時期；三是電力市場改革落地實踐，輸配電價與售電側開放等改革成為熱點；四是電力產業組織結構調整加快，電價制度更加靈活；五是更注重可再生能源開發與應用；六是注重頂層設計與企業共識相結合。二、中國電力改革的最新進展1、電力交易中心組建工作基本完成重慶電力交易中心宣告成立。至此，電力交易中心在大陸省級行政區域已基本完成布局。新電改迅速推進并取得一定成果，而參與電力交易活動的各方在交易具體的操作模式上，仍處于探索階段。目前各地成立的電力交易中心相當一部分只能視作電改推進的一種“基礎設施”。電力交易中心發揮的實際作用大小，一方面取決于各地電改方案的具體推進進度和落實情況，另一方面也受到全國層面統籌情況的影響。各省交易中心現在基本是孤立的，需要有一個協同機制，相互聯系才能有活力。2、發用電有序放開，購電成本不斷降低有序放開發用電計劃，推進發用電計劃改革，更多發揮市場機制的作用，逐步建立競爭有序、保障有力的電力運行機制，是《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）文件的基本要求。2016年以來，在保證電力安全可靠供應的前提下，我國電力工業通過有序縮減發用電計劃、開展發電企業與用戶直接交易，逐步擴大市場化電量的比例，加快電力電量平衡從以計劃手段為主向以市場手段為主轉變，為進一步建設完善的電力市場提供了一定空間。2016年以來，國家電網公司電力市場交易成效顯著。2016年1～10月份，國家電網公司經營區各電力交易中心總電量完成30977億千瓦時，同比增長4.7%，其中，中長期合同電量完成25039億千瓦時，占總電量的80.8%；市場交易電量完成5938億千瓦時，占總電量的19.2%，同比增長76.9%。市場交易電量中，電力直接交易電量完成4012億千瓦時（平均降價0.06元/千瓦時），減少購電支出240億元。全國各區域、各省通過綜合考慮經濟結構、電源結構、電價水平、送受電規模、市場基礎等因素，結合本地實際情況，不斷推進發用電計劃改革，加快了市場化改革進程。3、輸配電價改革試點實現省級電網全覆蓋安徽、湖北、北京、冀北等11家省級電網輸配電價標準已獲得國家發改委批復執行；另有15家省級電網正處于輸配電價測算階段，2017年6月底前批復實施。上述地區加上南方電網公司開展改革的五省區，意味著上半年我國將實現輸配電價改革試點在省級電網全覆蓋。發改委數據顯示，目前已出臺輸配電價改革方案的16個省級電網和深圳電網，在新增投資上萬億元和電量增幅趨緩的情況下，累計降價292億元，改革紅利全部用于節省用電企業電費支出。4、售電側市場競爭機制初步建立2017年以來，國家發改委全面貫徹黨的十八大和十八屆歷次全會精神特別是黨的十九大精神，堅持以推進供給側結構性改革為主線，深入推進經濟體制各項改革，不斷取得新進展新成效。輸配電價改革實現省級電網全覆蓋，交易機構組建工作基本完成，售電側市場競爭機制初步建立，電力市場化交易初具規模。近日，國家發改委、國家能源局公布了第二批增量配電業務改革試點項目，至此，試點項目已達195個。后續，我們將啟動第三批試點的組織工作，力爭2018年上半年實現試點項目地級以上城市全覆蓋。5、第二批增量配電業務改革試點公布2017年11月，國家發改委、國家能源局發布了《關于規范開展第二批增量配電業務員改革試點的通知》，公布了89個第二批增量配電業務改革試點項目，覆蓋全國23個省自治區和新疆生產建設兵團。至此，全國增量配電業務改革試點增加到195個。此前的2016年12月1日，國家發改委、能源局發布了關于規范開展增量配電業務改革試點的通知，并確定了105個項目為第一批增量配電業務改革試點項目。后在2017年3月31日回函同意了寧夏寧東開展增量配電業務改革試點，兩次共確定增量配電試點地區106個。第一批增量配電試點項目中，國家電網營業范圍內的83個試點項目，有50個確定了配電營業范圍，占地1736平方公里，上級電網規劃也基本完成，國家電網公司控股參與了24個項目。南方電網營業范圍內的25個試點項目，有20個已經確定了投資主體。此次公開的第二批增量配電試點共有120個地區申報，最終公布的名單為89家，數量縮水25%，與第一批相比數量也相對較少。通過對比發現，第二批試點發放通知與第一批試點發放通知在內容上基本相同，重點在“堅持公平開放，不得制定投資主體”和“明確區域劃分，確保供電安全”兩個問題的細節表述上有所改變，這也是在總結第一批試點經驗的基礎上做出的糾偏。第二批試點通知強調了不得指定投資主體，指出試點項目應當向符合條件的市場主體公平開放。其中，已投資、建設和運營的存量配電網，應按照依法保護產權的原則，由項目投資者向地方能源管理部門申請作為配電網項目業主，不再履行招標程序;此外所有新增配電網項目，均應依照《招標投標法》及其《實施條例》的有關規定，通過招標等市場化方式公開、公平、公正優選確定項目業主，明確項目建設內容、工期、供電范圍并簽訂協議。任何政府部門不得直接指定項目業主，任何企業不得通過非競爭性方式要求獲取項目控股權。電網企業擬參與的試點項目，應采取與社會資本合作的方式參與投資、建設和運營。由利益博弈產生的“爭議配電區域”也是第一批增量配電試點中存在的突出問題。此次通知也提出了明確區域劃分，確保供電安全，避免重復建設和交叉供電，確保電力供應安全可靠的要求。預計《增量配電業務配電區域劃分辦法》下一步將進入征求意見階段。預計，下一步有關部門還將出臺更加完善的細則，制定增量配網價格機制，推動存量資產和社會資本相融合，明確增量配電業務區域劃分，并加強對增量配電業務全程監管，堅持以公平開放為原則，繼續擴大改革試點，充分激發市場活力，加快電力體制改革，促進能源消費革命。6、電力現貨市場建設試點啟程目前，南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等八個地區被選為第一批電力現貨市場建設試點。按照要求，試點地區應加快制定現貨市場方案和運營規則、建設技術支持系統，2018年底前啟動電力現貨市場試運行；同時，積極推動與電力現貨市場相適應的電力中長期交易。三、中國電力改革的重點政策分析1、中國電力改革重點政策匯總圖表：2017年中國電力改革重點政策匯總序號政策1國家發改委正式印發《電力中長期交易基本規則(暫行)》2國家發改委關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知3國家發改委、能源局公布第一批28個新能源微電網示范項目名單4國家發改委、國家能源局印發《關于有序放開發用電計劃的通知》5發改委能源局關于全國電力體制改革座談會相關意見和建議的復函6《國家能源局關于開展跨區域省間可再生能源增量現貨交易試點工作的復函》7國家發改委印發《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》8能源局發布山東等7省電力調度交易與市場秩序專項監管報告9電價降了!我國電價下降1分1資料來源：公開資料整理2、電力體制改革重點政策解讀1、國家發改委正式印發《電力中長期交易基本規則(暫行)》《基本規則》適用于現階段各地區開展年、月、周等日以上電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易等。隨著競爭性環節電價放開或者發用電計劃電量放開達到一定比例，以及合同執行偏差電量無法按照《基本規則》規定的方法解決時，各地應當建立電力中長期交易和現貨交易相結合的市場化電力電量平衡機制。2、國家發改委關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知國家發改委發布了《關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》，通知中稱，自2017年7月1日起，取消向發電企業征收的工業企業結構調整專項資金，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿電價，緩解燃煤發電企業經營困難。3、國家發改委、能源局公布第一批28個新能源微電網示范項目名單國家發改委、國家能源局下發《關于新能源微電網示范項目名單的通知》，有28個新能源微電網示范項目獲批。本批示范項目的主要審核條件為：新能源微電網的可再生能源電力滲透率(可再生能源發電裝機容量/微電網內峰值負荷)應不低于50%;清潔能源電量自給率(清潔能源發電量/園區總用電量)應不低于50%;微電網與主網單一并網點交換功率不得超過與大電網連接變電站的單臺變壓器容量等。4、國家發改委、國家能源局印發《關于有序放開發用電計劃的通知》國家發改委、國家能源局印發《關于有序放開發用電計劃的通知》，通知提出，各地要加快推進電力體制改革，逐步擴大市場化交易電量規模，自文件下發之日起，盡快組織發電企業特別是燃煤發電企業與售電企業、用戶及電網企業簽訂三方發購電協議(合同)。5、發改委能源局關于全國電力體制改革座談會相關意見和建議的復函2017年6月15日，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司批復了關于全國電力體制改革座談會相關意見和建議的復函。復函中稱，2017年2月22日，國家發展改革委、國家能源局在云南昆明召開了全國電力體制改革座談會。經認真研究，就座談會關于電力市場建設、跨省跨區交易、輸配電價、交易機構與市場管理委員會、配售電改革、市場信用體系建設、加強電力監管、試點經驗推廣和加強工作指導八個有關電力體制改革有意見和建議集中答復。6、《國家能源局關于開展跨區域省間可再生能源增量現貨交易試點工作的復函》2017年2月14日，國家能源局以國能監管[2017]49號發出《國家能源局關于開展跨區域省間可再生能源增量現貨交易試點工作的復函》，同意開展可再生能源增量現貨交易試點!值得注意的是，復函是給國家電網公司的，是對國家電網《請示》的回復，這意味著是國家電網公司主動申請要求進行的現貨交易試點。7、國家發改委印發《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》國家發展改革委印發了《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》(以下簡稱《辦法》)，規定了省級電網輸配電價的定價原則、計算辦法，與之前發布的《輸配電定價成本監審辦法》，共同構成了對電網企業的成本價格監管制度框架。8、能源局發布山東等7省電力調度交易與市場秩序專項監管報告按照《國家能源局關于印發2016年市場監管重點專項監管工作計劃的通知》（國能監管〔2016〕171號）部署，為進一步規范電力調度交易工作，維護電力市場秩序，國家能源局于2016年下半年組織有關派出能源監管機構，對山東、黑龍江、青海、安徽、湖北、云南、貴州7個省份開展了電力調度交易與市場秩序專項監管工作。9、電價降了!我國電價下降1分1與百姓生活息息相關的電價2016年以來持續下調。5月30日從國家電網公司獲悉，已征收50多年的城市公用事業附加費近期被取消，此舉可使我國平均每度電價降低1分1左右。按全國銷售電量計算，可節約全社會用電成本約350億元?！半妰r里附加的政府性基金及附加資金共有七項，其中向用戶直接征收的有六項，包括城市公用事業附加費、國家重大水利工程建設基金、水庫移民后期扶持基金、農網還貸基金等?！眹W公司財務部價格處處長呂棟告訴記者，這六項共占電價總額的6%左右。第三節新電改后電力產業鏈的變革分析一、新電改后電力產業的產業鏈變革概述1、電改歷程2002年2月，《國務院關于印發電力體制改革方案的通知》（國發[2002]5號），著名的“5號文”出臺，其中電改的目標是：實施廠網分開，重組發電和電網企業；實行競價上網，建立電力市場運行規則和政府監管體系，初步建立競爭、開放的區域電力市場，實行新的電價機制；制定發電排放的環保折價標準，形成激勵清潔電源發展的新機制；開展發電企業向大用戶直接供電的試點工作，改變電網企業獨家購買電力的格局；繼續推進農村電力管理體制的改革。時至今日，只實現了廠網分開。2003年7月，《國務院辦公廳關于印發電價改革方案的通知》（國辦發[2003]62號）和《國務院辦公廳關于深化電力體制改革的方案》（國辦發[2007]19號文）進一步強調要逐步實現“發電、售電價格由市場競爭形成；輸電、配電價格由政府制定”的電價改革目標，以及“加快電力市場建設、實施輸配分開試點、全面推進電價改革”的電力體制改革總體目標。但10年過去了，發電和售電仍未分離，輸配環節還是在幾大電網手中。2007年初下發的《“十一五”深化電力體制改革實施意見》中指出，電力體制改革將堅持市場化改革方向，推進電網企業主輔分離改革，與加緊處理廠網分開的遺留問題一起被明確列在“十一五”前兩年的改革日程中。2009年10月，全國發改委和電監會聯合制定《關于加快推進電價改革的若干意見（征求意見稿）》。明確改革的必要性，確定改革目標和原則，并提出電價改革的七個重點任務。其中第三個重點任務是在東北地區建立區域電力市場，進行競價上網試點，取得了寶貴的經驗；第四個重點任務是會同國家電監會、國家能源局制定電力用戶與發電企業直接交易辦法，放開了20%的售電市場，允許大用戶與發電企業直接交易電能，自主協商電價。2010年，國家發展改革委《關于2010年深化經濟體制改革重點工作意見》明確提出，2011年要完成電網企業主輔分離改革，出臺輸配電體制改革試點工作意見，顯示輸配電價核定有望成為電價改革突破口。2011年9月，隨著中國電力建設集團有限公司和中國能源建設集團有限公司經國務院正式批復在北京掛牌成立，這兩家以項目總承包、工程管理、設計、施工、修造業務為主的綜合性電力建設集團公司的成立，標志著歷時多年、備受社會關注的電網主輔分離改革取得重大進展。2013年，新一輪電改再次提上日程，此輪電改的主要目標是以直購電試點先行，逐步進行電價市場化改革，實現電力調度、交易、結算的獨立運行。2015年3月22日，國務院發布《進一步深化電力體制改革的若干意見》，揭開了新一輪電改序幕。新一輪改革涉及電價改革、電網獨立、放開市場等一系列核心內容。13年之前，2002年國務院制定發布《電力體制改革方案》被視為中國新電改的第一次嘗試，5號文要求實行“廠網分開、競價上網、輸配分開、競爭供電”，建立一個更有效率、更為公正的以競爭、開放的區域電力市場為主的全國統一、開放、多主體、多區域、多層次、規范化的有序競爭的社會主義電力市場體系。早在20世紀80年代，中國電力改革便已經邁開了步伐，歷經集資辦電、政企分開等一系列嘗試，在2011年完成電力主輔分離改革。2014年，國資委和發改委分別下發了《關于深化國有企業改革的指導意見》和《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，針對電力體制改革提出了明確要求，并最終于2015年3月，中共中央、國務院發布了新的電改方案。相較于2002年“5號文”以打破電力行業壟斷和區域壟斷“兩個壟斷”為核心的第一次電改，此次以“放開兩頭，管住中間”為體制框架的新電改方案更具現實性。本次改革將重點聚焦在了配電側和售電側，其重點和基本路徑大致可以概括為“三放開和一獨立”。即放開輸配以外的經營性電價、放開公益性調節以外的發電計劃、放開新增配售電市場和交易機構相對獨立。從整個《意見》來看，無論是“放開兩頭”還是“管住中間”其目的都在于建立獨立的輸配電價，理順價格形成機制，通過市場競爭確定發、售電價，形成完整的電價傳導機制，讓電價反映資源稀缺程度和市場供求關系，從根本上還原價格機制在電力市場中的作用。事實上，在《意見》正式出臺之前，新電力體制改革的實踐就已邁開了步伐。2014年11月國，家發改委公布《關于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》，通知指出，為探索建立獨立輸配電價體系，促進電力市場化改革，在深圳市開展輸配電價改革試點。2、新電改產業鏈變革概述《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，于2015年3月通過中發【2015】9號文正式下發，隨后國家又出臺了一系列新電改配套政策。9號文提出的亮點集中在"電價機制改革"、"售電側放開"兩點，而售電側改革是一個龐大和復雜的命題，涉及的利益相關方非常多，并且與終端用戶直接關聯，對其討論的熱度遠大于2002年中國電力的第一次市場化改革。中國售電側的放開意味著更多售電主體將進入電力市場。從國際售電側市場的發展規律來看，在電力市場化改革成就較為突出的美國、德國、英國、日本等國家，其改革重點之一便是在電力批發市場和零售市場上引入競爭，僅就德國來看，迄今為止，其獨立售電公司已超過1000家。由此可見，中國本輪重點針對電價改革和售電側開放的電力改革，可謂順應了歷史發展規律。在零售端引入競爭機制，鼓勵社會資本進入售電側市場，形成多元化市場主體的售電市場，已成不可逆轉之勢。2015年3-8月，中共中央國務院、發改委、國家能源局等部門發布了系列與新電改相關政策，穩步推進新一輪電力體制改革。其中，關于清潔能源電價市場化、電力需求側管理試點城市、輸配電價格改革等政策，無疑都是在為售電側的放開、新成立售電公司業務的展開鋪設道路。后續還將會有更多關于售電側放開、電價改革的利好政策出臺。在這一系列改革中，讓各路資本最為關注的是9號文所提出來的，穩步推進售電側改革，有序向社會資本開放售電業務，多途徑培育市場主體，逐步放開用戶的用電選擇權的政策。9號文中提出允許獨立售電主體采取多種方式通過電力市場購電，包括向發電企業購電、通過集中競價購電、向其他售電商購電等。這也就意味著原來由國家電網企業所壟斷的售電業務，正式向9號文提到的如下六種售電主體放開。圖表：新電改后允許六類企業成為新的售電主體資料來源：公開資料整理很顯然，這意味著電網幾家獨大的壟斷格局在售電側將逐漸被改變，整個售電側價值鏈將會發生顛覆性的改變。電網企業由原來的輸配售一體化經營，將會慢慢過渡到只負責輸配電業務，其盈利方式不再是獲取電價差，而是獲取輸配電費用。而用戶將會逐漸獲得購電自主權，能夠自主與售電公司協商電價。電價將會逐漸主要由市場反映和主導。圖表：電改9號文正式實行后中國售電側價值鏈的變化示意圖資料來源：公開資料整理3、新電改變革內涵建設有中國特色的社會主義市場經濟，是中國共產黨領導中國人民所進行的偉大實踐，是人類經濟社會發展客觀規律及其普世價值的體現。電力市場化改革，是自上世紀80年代以來全球電力（能源）領域的重要發展動向，擁有明晰產權、有效競爭等市場經濟的基本內涵。其中明晰產權指：企業、消費者、資產保護等私權制度，政府、行業、社會等不同層面的公權制度，均應同等有效；而有效競爭則指，通過規則保障、結構保障、機制保障等建設，為市場主體的競爭行為提供有效的保障體系。電力市場化改革的基本內涵，明確了各國電力市場化改革的基本方向，同時也規定了中國電力體制改革的主要范疇：一是價格、準入、國有資產等管電職能方面的改革；二是管電機構在層次、類型、業務范圍等方面的調整；三是橫向治理、縱向治理、公共治理等產業制度的完善。由此可以發現：一是電力市場化改革的內涵非常豐富，中國電改所涉及的內容更為駁雜，因此一方面，在堅持市場化大方向的同時，宜以實現階段性成效為主，而另一方面，對于眾多電改事項必須有意識地進行比選，追求實效。二是中國電改的推進還落后很遠、未得要領，“廠網分開”僅僅是市場化改革的外圍動作（縱向切分的方式之一），大多數國家優先處理的調度、交易、輸電等行業公共治理核心問題，至今仍未真正觸及。4、新電改后企業特征隨著輸配電價改革落地，水電企業、大型火電公司及區域性小型電網企業等三類公司有望受益。同時，新能源發電企業也將受益于輸配電價改革。電網的收益規范后，將消除電網針對上網電價較高的新能源發電企業的價格歧視，有利于新能源電量上網，從而提高這部分企業的盈利。這將極大改變電力產業鏈原有利益格局，水電、大中型火電及點布局占優的火電機組、地方小電網將長期獲益。售電側放開有望成為本輪改革的最大紅利，隨著大用戶直購電深度展開、電力交易中心陸續建立完善，具備成本優勢的區域性發電龍頭、充分了解大工業客戶用電需求的節能服務類企業以及深耕電力信息化領域的民營資本都有望在未來切入售電領域，享受改革紅利帶來的巨大成長空間。未來電力產業鏈將出現的趨勢包括：售電公司或部門成為發電企業標配、地方發電企業成為地方售電業務最有力競爭者、大量具有人脈優勢的售電公司出現、大量小型火電機組逐步退出發電市場、優質電力大用戶話語權極大提高并明顯降低用電成本等。此輪電改的投資機會既來自市場化屬性大幅提升的售電側，也來自成本優勢顯現的發電側。在售電側，售電端充分市場化，參與主體增加，發電公司、電力設備公司均存在產業鏈延伸的能力和可能。同時，在售電端變革中，分布式能源接入與節能服務（分布式光伏、電動車充電設施等）的商業模式創新將孕育出顯著的投資機會。而在發電側，競價上網是發電側的最大變化，企業的邊際成本優勢將充分顯現。能源基地的火電項目具有低燃料成本的天然優勢，一旦經特高壓電網外送至高電價服務區（京津冀、華東、華南等），競價優勢將顯現。未來的售電主體主要是6類，第一類是不承擔電力輸配任務的市縣級供電局，重組為獨立的售電公司，從發電企業直接購電，繳納輸電費用，自主向用戶售電。第二類是五大發電集團為主的發電企業，可能在企業內部組建售電部，直接與用戶談判，在大用戶直接交易的同時，從事售電或配電業務。第三類是與電網相關的工程建設公司，與用戶貼近的節能服務公司，它們均可有可能成為售電主體。第四類是大型工業園區可以組建配售電主體，為園區或開發區內企業提供售電服務。第五類是有條件的社會資本可組建售電企業，直接提供售電服務。在上述5類之外，還有兜底售電服務的機構。主要由原來的供電公司轉型而來，承擔普遍服務責任，具有公共事業特性。二、新電改后電力產業的產業鏈結構變革1、新電改下電力環節體系新電改9號文件以及6個重要配套文件出臺，發電、售電側兩端開放，其電改方向主要涉及到兩個方面，一方面對于電價，發電和售電兩端放開，中間輸配電價核定，另一方面是準入，售電有序開放，配電增量放開，以及最終電力行業市場化的形成。新電改之后整個電力環節包含四個主體：發電主體，主要是由傳統發電，新能源發電和分布式發電構成；輸配電主體，電網公司負責（輸電，變電配電）；售電主體，主要是由目前組建的6大類主體企業構成；用電主體，包含企業用戶和家庭用戶。圖表：新電改下電力環節體系結構示意圖資料來源：公開資料整理2、新電改下電力企業結構現行的電力產業結構中，主要特征是“管住兩頭，中間不管”，賣電給電網，電價由發改委確定，輸配售三方一體化，利潤來源于買賣電價差，用戶用電只能通過電網買電，電價由發改委確定。新電改之后，電力產業鏈主要特征是“放開兩頭，監管中間”。其發電企業建立新的售電途徑，可直接賣電給大客戶，同時傳統向電網售電不變。中間環節電網公司只負責輸配電，成立專門售電公司，售電公司直接從電網購電出售給用戶，同時用戶也可自由選擇售電公司，使得電力交易更加深入市場化。圖表：新電改后電力產業結構示意圖資料來源：公開資料整理三、新電改后電力輸配售環節價格機制1、銷售電價形成機制當前我國電價形成機制是：屬于競爭環節的上網電價和銷售電價被嚴格管制，而具有輸配性質的輸配電價卻沒有管制，形成了“管住兩頭，中間不管”的局面。“管住兩頭，中間不管”這種模式的弊端將導致：一方面電價傳導機制不健全，不能充分反映市場供求關系、資源稀缺程度和環境損害成本，難以有效調解電力供求關系；另一方面缺乏地理的輸配電價，難以推行大用戶直接購電等交易模式。新電改就是要建立新的市場交易機制，形成多買多賣的局面，目前我國的電力經銷由電網企業獨家買進賣出，造成電網企業有較強的動力來維持足夠的差價，從而可能產生對不同電源和用戶的差別對待。新一輪電改目標將使電力用戶具有向不同的市場主體購電的選擇權，電力生產企業也可以選擇不同的用戶賣電，電能買賣雙方決定電量、電價，市場上擁有可供給的多加專業化售電公司，為用戶購電提供服務，而電網公司公平無歧視開放電網，成為買賣雙方開放電能交易的物理通道。2、新電改銷售電價制度（1）單獨核定輸配電價9號文提到，政府主要核定輸配電價，范圍限定在重要公用事業、公益性服務和網絡自然壟斷環節，并向社會公布，接受社會監督。輸配電價逐步過渡到按“準許成本加合理收益”原則，分電壓等級核定。用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用。例如，《內蒙古西部電網輸配電價改革試點方案》提出輸配電價實行事前監管，按成本加收益的管制方式確定，監管周期為三年，包括總收入監管與價格水平監管。在《關于推進輸配電價改革的實施意見》中一進步的明確表示：還原電力商品屬性，按照“準許成本加合理收益”原則，核定電網企業準許總收入和分電壓等級輸配電價，明確政府性基金和交叉補貼，并向社會公布，接受社會監督。健全對電網企業的約束和激勵機制，促進電網企業改進管理，降低成本，提高效率?？偸杖氲暮硕ǚ椒椋簻试S收入=準許成本+準許收益+稅金，其中，準許成本由折舊費和運行維護費構成，準許收益等于可計提收益的有效資產乘以加權平均資本收益率，稅金包括企業所得稅、城市維護建設稅、教育費附加。輸配電價總水平等于輸配電總準許收入除以總輸配電量。（2）分步實現售電市場價格放開競爭性環節電力價格，把輸配電價與發售電價在形成機制上分開。參與電力市場交易的發電企業上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價等方式自主確定。參與電力市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價（含線損）、政府性基金三部分組成。其他沒有參與直接交易和競價交易的上網電量，以及居民、農業、重要公用事業和公益性服務用電，繼續執行政府定價。3、新電改電價結構調整新電改規定：政府主要核定輸配電電價，接受社會監督，輸配逐步過渡到按照“準許成本加合理收益”原則，分電壓等級核定。電改前，電網公告公司的輸配電價基本是購銷差，即銷售電價減去上網電價，改革后將按照電網實際成本來核定，一個相對公開透明的輸配電價。目前，我國輸配電并沒有公布具體細則，我國還無法確定核定后輸配電是否地域目前的輸配電價格，但從深圳市電改方案看，輸配電價格有逐步下降的可能性。4、新電改銷售電價推進措施（1）完善市場化交易機制第一，引導市場主體開展多方直接交易。有序探索對符合標準的發電企業、售電主體和用戶賦予自主選擇權，確定交易對象、電量和價格，按照國家規定的輸配電價向電網企業支付相應的過網費，直接洽談合同，實現多方直接交易，短期和即時交易通過調度和交易機構實現。第二，建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平臺。電力交易機構主要負責市場交易平臺的建設、運營和管理，負責市場交易組織，提供結算依據和服務，匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同，負責市場主體的注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。第三，擴大輸配電價改革試點范圍《關于貫徹中發【2015】9號文件精神加快推進輸配電價改革的通知》和《關于推進配電價改革的實施意見》中提出，在深圳市、內蒙古西部率先開展輸配電價改革試點的基礎上，將安徽、湖北、寧夏、云南、貴州省（區）列入先期輸配電價改革試點范圍，按“準許成本加合理收益”原則核定電網企業準許總收入和輸配電價。凡開展電力體制改革綜合試點的地區，直接列入輸配電價改革試點范圍，鼓勵具備條件的其他地區開展試點，盡快覆蓋到全國。通過加快輸配電價改革，對電網企業監管由現行核定購電售電兩頭價格、電網企業獲得差價收入的間接監管，改變為以電網資產為基礎對輸配電收入、成本和價格全方位直接監管。電網企業按照政府核定的輸配電價收取過網費，不再以上網電價和銷售電價價差作為主要收入來源。（2）電力法修訂護航新電改2015年4月24日，全國人大審議通過了修改《中華人民共和國電力法》等六部法律的決定，其中《電力法》修訂刪除了原第二十五條第三款中的“供電營業機構持《供電營業許可證》向工商行政管理部門申請領取營業執照，方可營業”。本次修訂主要是將《供電營業許可證》的審批后移，這意味著售電企業可先辦理工商登記設立公司，待供電營業許可證申領成功后即可營業?！豆╇姞I業許可證》是指供電營業機構在經電力管理部門批準的供電營業區內向用戶供電的合法許可憑證，供電企業在取得營業許可之前，需要向當地的主管部門提交申請，并準備包括供電企業的基本情況、供電區域地理平面圖、電源容量及分布圖、售電價格及其依據等多項材料?？梢娫S可證的審批流程較為復雜，而本次修訂旨在放開成立售電公司的限制，可加快前期業務準備工作的開展，這標志著新電改“穩步推進售電側改革”在法律層面邁出了第一步。四、新電改后中國售電公司的發展機遇《深化電力體制改革的若干意見》下發后，電力領域的利益方們陷入博弈中，因而導致六大配套文件的出臺之日不斷推延。《意見》文件直接催生了這場電力改革的利益博弈。廣東、江蘇、山東、黑龍江、浙江等地區的社會資本和能投都在忙著設立售電公司，希望分得電力市場一杯羹。這一熱火朝天的景象在全國似有燎原之勢。電改新增五類發電主體，包括：高新產業園區或經濟技術開發區；社會資本；分布式電源或微網系統；供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司；發電企業，再加上電網公司，電改后，售電市場將出現六類主體競爭的場面。一個萬億的大蛋糕足以攪渾一灘水，或許百余家的利益殘酷角逐也并不難理解。在這場利益角逐中，部分企業在忙著成立售電公司，部分企業則靜水流深，在服務配套方面下功夫。新電改將對發電、輸配電、用電格局、電氣設備市場產生深遠影響，有望開啟萬億元市場，售電側放開有望成為本輪改革的最大紅利。當前，“新電改”雖已揚帆啟航，但包括配售電業務放開在內的諸多配套文件尚未正式發布。即使發布后，售電業務在初期也還會面臨多方面的阻力和障礙，也會經歷盈利模式不夠顯著的發展過程。但是，只要改革在推進，技術在進步，售電公司終將在未來能源產業鏈中占據其應有的制高點，從當前資本市場對于配售電業務放開的追逐就可得到印證。對于有志于售電領域的能源企業，應從戰略高度對售電業務進行謀篇布局，組建專業化的售電公司，爭取?。ㄊ校﹥仁着垭娕普眨A先謀劃售電業務區域，在行業變革之中搶占優勢資源和發展先機。1、售電公司業務拓展展望（1）跨區域售電前景廣闊售電公司的業務可在廣度上進行跨區域擴張，跨區域售電分為兩個層次：一是售電公司形成完善的、有競爭力的、可復制的業務模式，在多個區域復制其售電業務；二是售電公司實現對用戶的自由獲取。售電公司與用戶、配網通過智能電表進行計量、結算，與移動通信用戶通過SIM卡計量結算類似，完全擺脫硬件和地域限制。層次一在當前技術條件下就可以達成，只要電力體制為售電