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电改后国网员工出路篇(1):电改新方案被要求年内推出 国家电网或面临拆分
新一轮电改加强对电网公司监管力度、剥离电网公司非主营业务、避免重复建设才是重点工作，电网公司应将基础设施建设、电力服务职能发挥到极致，其它环节则交由国营或者民营电力公司运作。
电改新方案箭在弦上 未来国家电网或仅剩“通道”功能
卓创资讯分析师王晓坤认为，如果此轮电改比较彻底，未来国家电网将不再是上游电企“唯一的买方”和下游用户“唯一的卖方”，而是“第三方”
几乎停滞12年的电力体制改革终于要推出新方案了，这一消息让业界对于电改再次充满期待！
有媒体报道称，10月28日，国家发改委再次组织召开电力体制改革方案专家研讨会，研究改革思路。这是继发改委6月密集向各方征求意见后，开始新一轮征求意见。之前就有媒体报道，新的深化电力体制改革方案已起草完成，并递交到国务院。
据了解，新电改方案由国家发改委牵头负责，最大亮点在于网售分开，提出“四放开、一独立、一加强”，其中，发电计划、电价、配电侧和售电侧等环节都有望放开；交易机构独立和电网规划加强；仅由国家核准输配电价；将允许民营资本进入配电和售电领域等。据称，该方案有望于今年年内获批。
卓创资讯分析师王晓坤接受《证券日报》记者采访时称，如果此轮电改比较彻底，未来国家电网将不再是上游发电企业“唯一的买方”和下游用电企业“唯一的卖方”，而将成为一个“第三方”——发挥单一的输电通道功能，仅收取“通道费”。
中投顾问高级研究员任浩宁也向《证券日报》记者表示，新一轮电改加强对电网公司监管力度、剥离电网公司非主营业务、避免重复建设才是重点工作，电网公司应将基础设施建设、电力服务职能发挥到极致，其它环节则交由国营或者民营电力公司运作。
新方案被要求年内推出
早在2002年，国务院以国发[2002]五号文件下发《电力体制改革方案》(即五号文)，该方案为电力体制改革规划了一条中长期路线，它制定了明确的改革目标与清晰的电力系统市场化改革路径，提出政企分开、厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网四步改革措施，逐步构建起竞争性的电力市场。
2003年，电价改革方案也出来了。但是此后整整12年，除了厂网分开得以实施，各种电力改革的动作和口号层出不穷，包括竞价上网、大用户直购电试点等等，但最终都因为种种原因未能很好的推动下去。
此前，中国能源经济研究院研究员陈哲接受《证券日报》记者采访时表示， 2002年以来，电改唯一得以实施的就是厂网分离，其最大阻力可能来自于国家电网，关键在于国家电网一家垄断，一家独大，作为上游电厂的买方，和作为下游用电大户的卖方，话语权过于强大，在未来多条特高压线路相继建成后，国家电网的垄断地位会更加巩固，可能会更加强势，因此，如果电改不触碰国家电网的垄断地位，不改变其“追逐利益最大化”的企业属性，未来的电改就仍不容乐观。
今年以来，中央多次强调“能源革命必须还原能源的商品属性”。习近平总书记在今年6月份的中央财经领导小组会议上就明确提出，要抓紧制定电力体制改革总体方案，并对发改委提出要求，在今年底拿出新电改方案。
据悉，新一轮电改方案的框架仍然是由2002年国务院颁布的《电力体制改革方案》(“五号文”)构成的，其核心目标是建立市场化定价的电价体系，核心是从体制上实现“网售分开”，让市场化的购售电公司去经营；放开的用户可以从市场化的购售电公司购电，有能力的大用户可以直接跟发电企业购电。
新方案将利好多个市场主体
对于新一轮电改方案，有分析人士认为，大用户直购电试点有利于区域电网公司与低成本电力企业；电改输配端投资增加与引入民间资本有利于输配电设备企业，与电网关系紧密的输配电企业还有可能参与到输配网建设中去，因此，电力行业上下游的多个市场主体将从电改新方案中获益。
王晓坤分析称，新一轮电改首先获益的是发电企业，特别是对于那些资源配置优化、生产效率高的发电企业将获得更多的上网电量。
国金证券研究也认为，随着电力体制改革的推进，电价将最终反映资源稀缺程度和市场供求关系，必然导致上网电价“同网同质同价”，水电作为最具竞争力的清洁能源，在电价市场化的过程中将明显受益。目前，我国水电上网平均电价为0.301元/千瓦时，是各能源发电电价水平最低的，较燃煤电厂平均上网电价低0.1元/千瓦时。随着改革力度的加大，电力市场化推进，水电竞价上网优势明显，电价水平提升空间巨大。
任浩宁分析称，一方面，电改对电力行业而言是利好消息，市场化定价、煤电联动、输配分离等基本原则将被贯彻落实，电力行业整体运行效率必然大幅提升；但另一方面，电改对某些上市公司而言，却并没有实实在在的利好，如今被热炒的电改龙头股仅仅涉及概念炒作，这只是游资惯用的伎俩。
任浩宁认为，如果电改真的将市场化进行到底，公开、公正、公平的竞争秩序能够确立，则民企在电力行业的影响力、竞争力必然逐渐得到体现，电力投资、电站运营、输配电等各个环节未来将有更多民企的身影出现。
此外，国金证券分析，随着未来输配分开和配售分开，发电公司、配电公司和大用户将真正介入输电网络，使电网作为电力商品的载体，进入商业化运营；同时，为了理清“输配电价”，电网公司大量的辅业资产将被剥离，电网旗下的小电网公司将处在主辅分离、输配改革的过程中，区域性小电网上市公司可能更有优势获得一些优质资产。
电改未必要拆分国家电网
任浩宁分析称，电改难以推动的原因：第一，电改是一项系统性工程，涉及国家部委职能调整、国企央企兼并重组、地方政府利益调整，利益相关者太多、太复杂、推进起来较难；第二，电力行业是国民经济的基础性产业，从改革开放至今为GDP高增长作出了巨大贡献，若强力改革不善可能动摇经济根基；第三，电改属于深化改革中的重要环节，具有很强的攻坚性，在各产业问题集中暴发之时才会有效推进，而如今正是最佳时机。
长江证券研究称，2002年至今的“半程改革”提升了发电行业的效率，更在我国应对2003年、2004年电荒的过程中发挥了巨大作用。但必须承认的是，电网垄断格局所导致的行政电价体系给电力系统带来体制性缺陷，包括发电成本向电价传导不顺畅，电厂盈利大幅波动；发电企业效率差异未真正体现；电网可能截留部分社会利益等。
长江证券认为，为了解决上述缺陷，新一轮电改势在必行。而当前用电需求增速趋缓的经济背景及新领导班子上台的政治大环境，为再次电改提供了较好的窗口期。
陈哲认为，此前电改得最大阻力可能来自于国家电网，如果把国家电网拆分为几个公司，形成相应的竞争机制；或者直接划归为社会公共服务事业，取消其企业属性，电价问题，新能源发电上网、并网难等问题或将迎刃而解。
但任浩宁认为，电改并不意味着拆分国家电网，拆分也不意味着就能提升行业效率，加强对国家电网监管力度、剥离国家电网非主营业务、避免重复建设才是重点工作，国家电网应将基础设施建设、电力服务职能发挥到极致，其它环节交由其他国有或者民营电力公司运作即可。
(责任编辑：DF070)
电改后国网员工出路篇(2):新电改数千家售电公司遭遇盈利困局 出路在哪?
新一轮电力体制改革开展以来，大量售电公司如雨后春笋般涌现出来。然而，在市场尚未全部放开的情况下，中小独立售电公司既没有电源又没有客户，在竞争中处于劣势。专家认为，未来售电公司应定位于用电需求侧多元化能源服务商，售电与用电服务融合发展将是未来售电公司的经营之道。
“注册公司近万家，有实质业务的不足1%。”
近日，有媒体报道称，新电改开启以来，虽然售电公司如雨后春笋般不断成立，但是其中占据绝大多数的独立售电公司，由于不具备足够的竞争力，将面临被市场淘汰的命运。对此，业内人士认为，在电力市场尚未全面市场化的情况下，中小独立售电公司几无可能与背靠电网、发电企业或用户资源的售电公司竞争。
万亿售电市场待“开垦”
2015年初，国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，拉开了新一轮电力体制改革大幕。其中，有序向社会资本放开配售电业务成为此轮新电改的重点内容。
2015年底，国家发展改革委和国家能源局发布《关于推进售电侧改革的实施意见》，明确电网公司、发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司，甚至个人也可以投资成立售电公司，只要符合售电公司准入条件即可。这大大降低了售电公司的准入门槛。
与此同时，售电市场规模巨大，具备足够的吸引力。国家能源局数据显示，2016年我国全社会用电量为59198亿千瓦时，根据售电市场全国平均销售电价0.492元/千瓦时测算，全国售电市场容量为2.91万亿元。另据《电力发展“十三五”规划》预期，2020年全社会用电量6.8万亿千瓦时至7.2万亿千瓦时，年均增长3.6%至4.8%，这意味着售电市场容量还有巨大的增长空间。
相关文件发布后，在政策和市场的双重利好下，售电公司如雨后春笋般涌现，为电力交易市场带来了一片生机。“广东是全国首个允许售电公司参与竞争交易的省份，这是售电领域供给侧结构性改革的重要探索。”南方电网公司副总经理杨晋柏说，售电公司参与交易，让市场主体迅速增加，市场规模持续快速增长。
公开资料显示，目前全国注册售电公司有近8000家，在电力交易中心公示的有1000多家，国电电力、科陆电子、比亚迪、漳泽电力等超过20家上市公司进入售电市场。
广东省作为全国首个允许售电公司参与竞争交易的省份，在相对完备的市场规则框架及售电公司积极参与下，其电力市场发展迅猛。广东电力交易中心8月发布的《广东电力市场2017年半年报告》显示，截至2017年6月底，广东电力市场准入售电公司332家，同比增长118%;售电公司获利6.21亿元，盈利售电公司个数占比不断提高。
多数公司仍在观望中
相对于广东电力市场的蒸蒸日上，全国大多数区域的售电公司日子并不好过。“在市场没有全部放开的情况下，交易风险太大，很难盈利，不如先观望观望。”河北一家独立售电公司负责人告诉《经济日报》记者，当初十分看好售电市场，一口气注册了2家售电公司，可是一年多过去了，一笔业务也没做。
像这样零业务的售电公司不在少数。据业内人士估计，产生业务的售电公司实际上很可能不足1%。根据《关于推进售电侧改革的实施意见》，售电公司分为三类：包括电网企业的售电公司;社会资本投资增量配电网并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。目前，大量零业务的售电公司都属于第三类。
朗坤智慧科技股份有限公司董事长武爱斌说，目前市场上有的是发电公司办的售电公司，有的是供电公司办的，其中大部分是独立售电公司。这类公司既没有电源，买不到电，又找不到用电客户，所以在竞争中处于劣势。
虽然售电市场巨大，但是对于广大中小独立售电公司而言，要想吃下这块“蛋糕”难之又难。另一家独立售电公司负责人透露，“由于种种原因，公司尝试了几次交易都没有成功，即使成功的交易，核算下来利润也很低，真是在夹缝中生存”。
即使一些树大根深的售电公司，也没能取得预期的收益。国电电力2017年半年报显示，其成立的国电江苏能源销售有限公司报告期内净利润为负35.9万元;桂东电力旗下广西桂东电力售电有限公司2017年上半年实现营业收入39.25万元，净利润负5.38万元。
在开源证券分析师夏正洲看来，由于售电市场的特殊性，一座城市不可能承载这么多的售电公司，最终很可能一座城市形成3至4家真正有影响力的售电公司。具有国企背景的售电公司，提前布局全国售电市场的综合性能源公司下设的售电公司，有用户资源的售电公司更有可能脱颖而出。
多元化服务打破僵局
“看起来注册售电公司的门槛很低，好像是个没有门槛的生意，几乎所有企业都设想着一种最简单的售电模式——赚取买卖差价，但在激烈的竞争中很难行得通。”武爱斌表示，事实上，电力交易远远要比证券、期货交易繁琐复杂，不光涉及金融层面，更牵涉电力安全校核等物理层面。这也是很多售电公司成立后，迟迟不敢涉及业务的重要原因。
2017年2月份，广东电力市场首次引入偏差电量结算与考核办法。所谓偏差电量，即指实际发用电量与合同电量之间的偏差。从广东省2月份偏差考核来看，正负2%以外的电量，按月竞统一出清价格绝对值的2倍考核。受到偏差考核的用户共计77家，占比81%，直接导致亏损的有18家，最多亏损1452万元。偏差考核已成为竞价结果之后影响售电公司利润的最关键因素。
电力负荷具有复杂性、分散性、随机性等特点，要做好负荷预测绝非易事。在武爱斌看来，售电公司必须要完全打通发电方和购电方，一方面要把发电厂的发电成本实时统计出来，一方面要精准预测用电量，这样才可以帮助调峰，帮助企业更经济稳定地运营。在目前储能技术不成熟的情况下，可以通过优化软件系统调节两端需求。
记者了解到，此前朗坤与中国电力科学研究院联合，研发并推出了智慧购售电一体化平台，已经成功运用到多个售电公司中。该平台可提供购售电竞价、成本计算、售电营销、客户服务、购电管理、配电管理、竞价决策、负荷预测、能效服务、微网管理等全方位信息化解决方案，帮助发配售电公司快速开展业务，及时响应市场需求。
北京领航智库总裁王高峰则认为，未来售电公司定位于用电需求侧的多元化能源服务商，打造智能化用电终端，国家有关文件倡导节能服务公司从事售电业务，售电与用电服务融合发展将是未来售电公司的经营之道。
电改后国网员工出路篇(3):刘振亚：国网阻碍电改“不符合事实”
新电改方案重点是“四放开、一独立、一加强”，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，交易平台独立，加强规划。与十二年前的“五号文”相比，本轮电改的力度逊色不少，接近电改方案制定过程的业内人士均称，从目前来看，新电改方案均是原则性的，具体实施内容涉及不多，必须配套以实施细则，否则难以推进。
