在电改主题升温、国家政策频出、电改政策落地、电改试点范围大规模扩张的背景下，我们邀请阳光时代律师事务所、华北电力大学、中电联、中央能源企业、澳大利亚能源公司五位重磅实战派专家，从产业链层面解读电改生态，发掘电改红利和投资价值。
自7月以来，我们在路演中反复推荐电改主题，最早在市场提示第二批电改试点下发时间点，近期13个省改革试点方案下发验证我们的判断。8月中旬我们组织机构赴云南进行调研，调研发现试点区域电改进程大大超过预期。从中央政策推进和地方政府实践看，我们更坚定推荐电改主题投资机会。
目前电改超预期推进，放开售电和增量配网市场是本轮电改两大红利。我们持续看好配售一体、发配售一体售电公司和园区类售电公司。相关标的：广安爱众(地电公司，自主售电带来电价上涨，涨价逻辑提升业绩)、文山电力(南方电网所属配售电公司，配网有绝对优势)、涪陵电力(国家电网有配网资产注入预期)；园区类售电公司可以通过收购、参股配网项目，打造配售一体的经营模式，受益标的科达洁能(借助园区工业用户资源，布局增量售电业务);配网设备龙头企业北京科锐、国电南瑞、合纵科技。
嘉宾：阳光时代律师事务所高级律师葛志坚
一、为什么要电改?
十年电改，又是一个轮回。去年我们接受国家能源局委托到欧盟进行电改调研，调研过程中被追问到的一个问题：中国为什么要电改?我们很难回答，今天我想通过几个案例解释下电改的背景。
第一个案例是魏桥集团。魏桥集团主业为纺织和电解铝，由于种种历史原因魏桥电厂运行采用孤岛运营、自发自用、就地消纳模式。根据我们调查，魏桥集团生产成本极低，每吨电解铝成本比同行业低3800元，其中电费贡献约为2800元，非常了不起。
但是考察过魏桥集团的人也留下三句话：1、魏桥的成绩不得了;2、魏桥的事情干不了;3、魏桥的模式复制不了。为什么?我们反思有三个方面:首先，魏桥电厂生产技术并不先进，五大集团、外资电厂等技术都比魏桥先进;其次，魏桥是不是因为少交了国家电费附加，我们测算包括国家重大水利工程建设基金、农网还贷、城市公用事业附加在内，各项政府基金及附加每度电为4-5分钱，不足以支撑魏桥集团如此低的电费成本。那么，问题一定是出现在体制方面，这是电改首先解决的问题。
第二个案例是某地电网公司改制，由民营企业参股，由此带来的问题是当地企业新装用电施工业务必须选择该民营企业，并委托其购买电缆变压器，签订电力安装合同。当地其他具有电力施工资质企业获得订单必须要经过上述企业同意，电力承装市场被高度垄断。由此，可以发现垄断不仅是国网、南网的特点，换做民企同样存在垄断，这也是电改必须要解决的问题。
第三个案例实际是“吃饺子有醋和没醋的问题”。我们在调研一个直辖市30万千瓦机组运行情况时发现，机组负荷率在50%-60%之间，如此低的负荷率，不仅增加煤耗，还引起脱硫装置无法启动问题。项目运营商的回答是，机组负荷率高低无非是“吃饺子有醋和没醋的问题”，在计划分配电量的模式下谁都能吃上饭。改变电量计划分配的方式，是本轮改革不得不面对的问题。
以上三个案例可以解释我们为什么要电改的问题。
二、本轮电改不同于2002年，主要有三个特点
我们认为，本轮电改有以下几个特点：
1、中央政府层面出台指导原则，放手发动地方政府。上一轮电改由中央政府大力推进，自上而下强力推动。本轮电改中央政府只发布原则性文件(电改九号文)以及相关配套文件，改革主要精力集中在调动地方政府积极性，地方政府积极参与是本轮电改的重要突破口。
2、电改政策小步快走、蚕食固有利益集团的阵地。本轮电改出台的政策非常有艺术性，比如放开增量配电业务，而不是放开整个配电市场，以增量市场改革为突破口，打破原有电网企业的固有利益。
3、从激进的行政组织架构拆分转向电网的功能定位重构。2002年电改5号文也被称为“国家电力公司拆分方案”，改革很彻底，但直到现在一些改革任务如输配分开等仍然没有完成。本轮电改没有选择激进的行政组织架构拆分，而是重点放在电网功能、定位重构上。改变电网企业“独买独卖”的市场地位，让售电公司和大用户进入售电市场，分离电网公司的交易职能，成立电力交易中心，引入社会资本参股交易机构。电网公司不能再赚取上网电量和售电电量的价差，而是按照政府核定的电价收取“过网费”。
从上述三个方面看，本轮电改与电改5号文有重大差别。
三、售电市场活跃，投资配网成为无可回避的问题
自2015年3月份9号文下发以来，国内售电市场活跃，已经成立售电公司总数在数百家，五大电力等大型发电企业也在布局售电业务，售电市场改革提速。
根据电改9号文及配套文件，售电公司分为3类：1、电网售电公司;2、有配网经营权的售电公司;3、独立经营权的售电公司。也可分为两类，本质区别在于是否拥有配网。
配网是电力市场核心资产。从地方政府角度来说，投资配网可拉动GDP，缓解经济下行压力，地方政府首选可以拉动GDP的配网投资;从企业来战略布局看，配网是核心战略资产，未来结合分布式能源、微网等，投资配网可能是赢利点。基于此，对大型国企、地方企业来说，投资配网是无可回避的问题。
对于电改，在我们的调研过程中有四方面感触：(1)地方政府很冲动，借助电改降低工商业成本诉求强烈，投资配网拉动GDP意愿强烈;(2)电网企业不被动，电网公司正在积极应对改革带来的一系列问题;(3)售电公司很激动，民营投资人纷纷将战略重点转入增量配网和售电业务;(4)大型发电集团很主动，不想错过战略布局机会。
对于独立售电公司而言，主要是商业模式设计的问题。现在独立售电公司主要赚取电力买卖差价，随着竞争加剧，超额利润将不复存在。未来独立售电公司的盈利来源是提供增值服务，包括运维服务、能源服务、能效服务、需求侧响应服务等等。
四、关于配网主体遴选、输配网界定等具体问题
1.配电网投资主体的遴选机制问题。售电牌照是售电公司的基本准入方法，在配网投资主体的选择上各地有自己的方法。如重庆市发改委在2015年1382号文件中明确，“在试点范围内，放开增量配网投资建设业务，按照符合规划、避免重复建设和质优价低等原则，由增量配网所在园区管理部门通过公开招投标或特许经营等方式选择建设主体。”重庆希望将配网投资主体遴选机制和PPP模式结合起来，这对于用户和地方政府而言，配网建设有更多的空间，能够减少对电网公司的依赖。
2.配网排他性许可实施问题。实际上是供电营业区如何调整的问题。按照《供电营业区划分及管理办法》，供电营业区原则上以省、地(市)、县行政区划为基础，根据电网结构、供电能力、供电质量、供电的经济合理性等因素划分确定。在一个供电营业区域内，只准设一个供电营业机构。
本轮电改放开配售电市场，一个区域内允许有多家售电公司，这就意味着原有的供电营业区需要重新调整。如，重庆指定部分园区作为售电公司的营业区，;广东提出“因电力市场改革或历史原因逐步形成的趸售、独立电网区域，电网运营企业可以向省级部门申请设立独立供电营业区，原以行政区划为基础划分的电网企业供电营业区对应缩小。”
3.增量配电网界定问题。本次放开增量配电网并非放开存量配电网，9号文提出“向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权。”
增量配网的划分有时间和产权两个维度。从时间划分上，《重庆市售电改革试点工作实施方案》直接规定“两江新区、长寿经开区”等范围属于增量配网。对于用户范围的确定，重庆方案提出：“自2015年11月28日起国家批准我市开展售电侧改革试点之日起，在试点区域内，符合国家产业政策的新增电力用户，除实行差别电价和惩罚性电价的企业外，均可参与售电侧改革试点。存量用户及其同址扩容新增电量不纳入此次试点。”
在产权角度上，山西规定“对于历史形成的，国网山西省电力公司和晋能集团公司以外的存量配电资产，可视同为增量配电业务”。 《新疆生产建设兵团售电侧改革试点实施方案》也规定：“对于历史形成的，国网公司以外的存量配电资产，均视同增量配电业务。
4.输配环节界定问题。一是按照电压等级区分输配环节，220千伏(含)以上为输电网，不属于放开投资范围。 二是按照在电网中功能，变电站是枢纽站还是终端站，如果属220千伏的终端站，可以作为配网向社会开放投资。
5、发电企业投资建设专用线的问题。我们认为发电企业建设线路的需求与现行政策有冲突。(1)投资配网需要行政许可，企业自行建设受到约束;(2)配电网络依然具有一定的自然垄断性，同一地区只允许一家拥有配电网经营权的售电公司。(3)按照大用户直购电要求，原电监会规定交易必须通过公用网络实现，不允许直接建设供电线路。
6、分布式能源售电问题。(1)分布式能源是天然的售电商。(2)分布式能源是优良的售电商，在电网结构不足、偏远地区有优势;(3)售电侧改革为分布式能源提供了契机。
问答环节(Q/A)：
Q1.电网公司所属售电公司如果参与竞争，其他售电公司如何与其形成竞争?
A1：电网企业售电公司参与竞争，从两个方面看：
(1)2015年 12月国家能源局出台《电力市场监管办法》(征求意见稿)，国家能源管理部门对电网所属售电公司进行特殊监管，如果电网企业承担电力交易机构职能、或所在地区电力交易机构采取电网企业子公司的，电网公司暂不开展竞争性售电业务。
(2)售电市场竞争存在一个过程。售电市场放开初期，其他类售电公司在技术、服务、品牌、安全方面必定不如电网企业，但可以进行差别化服务。参照德国电力市场情况，售电市场之间竞争先从价格战开始，逐步过渡到以提供服务、提供增值服务为主。
Q2.增量配网规划建设是地方政府主导，还是国家统一安排?
A2：配网从投资者遴选机制来看，配网规划权限将下放到地方政府手里，各地方将出台配网线路规划，负责配网投资监管、项目验收。社会资本通过招标参与配网的投资、建设、运营，也可以按照投资数额分享投资收益。
Q3.配网投资建设有什么风险?
A3：(1)很多民营企业尚不具备投资配网的能力，配网是资金密集型项目。但对于大型能源企业而言，投资售电、配网是一个战略布局，投资配网的门槛较高。
(2)核定输配电价具有风险。地方政府对配网实行“准许成本加合理收益”的原则下核定输配电价，核算依据是电网有效资产规模，配网价格的高低决定了企业的收益。
Q4.对于非国网和南网的地方配电网企业，电改对他们产生什么影响?
A4：地方电网企业如内蒙古电力公司、陕西省地方电力集团等，属于地方国资委序列。他们在改革中的地位和国网、南网是一样，都是被改革对象。在改革积极性上存在差异，如四川一些地方电网提出“与其等着被改革，不如主动参与改革，主动与民营企业竞争”。
Q5.电改是不是一个零和博弈，只是一部分企业如发电企业将利润转移到用户?
A5：这个问题很重要，改革的目的是什么?很多人说是为了降电价，如果电改持这个目的，我认为电改是走不长的。从欧美电改经验来看，电价改革并未大幅降低电价，部分时段电价甚至上升了。从改革的制度设计看，电改目的不是降电价，降价也不会长久，改革的目的是资源分配机制和市场效率。
Q6从发电、输电、配电、售电四个板块来看，哪一个领域会有市场增量?
A6：从电力产业来看，配网机会更大，是民营企业介入机会。以往配网是由国网、南网或者地方电网主导;在电改之后，配网市场放开、配网规划权利分散，民营企业根据市场需要选择是否进入配网建设，配网领域的蛋糕相对比较大。在市场放开初期，社会资本可以参与到售电市场，参与电力市场交易，随着电力市场不断成熟，售电公司从电量代理到增值服务转型，带动需求侧管理、能效管理、负荷预测这一增量市场。
