核心观点

　　以美国作为参考模型分析我国电力改革的方向

　　我国的电力体制改革始于上世纪80-90年代，比较重要的两个时间点为2002年和2015年，2002年国务院发布了《电力体制改革方案》，实现厂网分离;2015年国务院再发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，促进电力市场化改革。选择美国作为参考模型，是因为九十年代开始，美国作为电力市场化的先行者之一，其已运转了一定的时期，故其现有结果有许多经验可参考借鉴;且美国的用电体量大，并和中国相近，故对我国有较大借鉴价值。本文通过多维度比较两国的电力市场结构，以期为我国的电力改革提供一些参考方向，并考察其中的受益环节。

　　通过电改，电源的发电结构将得到优化

　　电源方面：1)清洁能源在“十三五”的发展是重点，特别是核电、太阳能发电、风电，“十三五”的装机容量将分别达5800万千瓦，2.5亿千瓦，1.6亿千瓦，预计投资量分别达4000亿，11000亿和9500亿;2)火电也将进行结构优化：燃气发电刚起步，存在有发展空间;燃煤发电将受到一定的限制，并加强环保措施;3)水电稳步发展。

　　电网输配技术的革新是刚需，我们看好储能、特高压、智慧电网的前景

　　输配方面：1)在风电、光伏的快速发展，弃风弃光现象严重的背景下，要求储能技术的跟进;2)发展特高压，能增强跨区域输电能力，降低线损，减少经济损失;3)智慧电网能对整个电力系统的运营进行优化配臵，对越来越复杂的电力系统来说是必要的。

　　售电放开是最大亮点，我们坚定看好售电侧的前景

　　售电侧放开是新增亮点，属于新切出来的市场，让各售电企业有更大的参与空间。售电方面的目标为2018年工业用电全放开，2020年工商用电全放开，将为该环节带来广阔的市场空间。虽然当前存在既得利益者的阻碍，如价差在不断减小，但国家意志是要电力系统迈向市场化，售电侧一定不会死掉，利润空间一定会得到保障，利润从哪儿来的问题一定会得到解决。

　　刺激电力消费是当务之急，当前仍会保民生，但远期存在调整电价结构的需求

　　消费端：1)我国当前工业用电电价补贴居民用电电价存在弊端，并且与电力改革市场化的思路相悖，该状况因保民生的思路短期内不会改变，但远期来看，需要逐步得到扭转。2)推进阶梯电价、分时制等，向市场化迈进。3)刺激居民用电量，拉动商业用电量，降低单位工业产值用电量。

前言

　　我国的电力体制改革始于上世纪80-90年代，比较重要的两个时间点为2002年和2015年，2002年国务院发布了《电力体制改革方案》，实现厂网分离;2015年国务院再发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，促进电力市场化改革。

　　我们可以看到，电力体制改革所涉及到的面是广阔的，涵盖发电侧、输配电侧、售电侧的方方面面;从时间维度来看，是一场时间跨度长，不可一蹴而就地持续推进状态;而地域上，也存在“先试点、后推广”的试点阶段。故有必要对我国电力改革的背景进行研究，来考察在整个改革过程中，哪些环节将获得发展而受益。

我国电力结构的现状

　　通过长期的发展，我国的电力系统取得了长足的进步，目前已成为全世界发电量最大的国家。本章将从发电量、装机容量、电源电网投资、用电情况、线损情况等方面做出分析，表征我国电力结构的现状。

　　我国近年来发电量结构的变化情况

　　我国发电量在2013年突破5万亿千瓦时大观。我国发电量多年来呈现持续上升的态势;但在2015年，受宏观经济增速放缓的影响，在发电总量方面并未实现突破，全年发电总量为55646万千瓦，与2014年的发电总量基本相当。

　　从发电量看我国仍以火电为主。2015年火电发电量达4.17万亿千万时，占总发电量的75.0%，2013年以来火电发电量基本得到了控制，基本无增长;特别是2015年，火电发电量更是首次出现负增长，下降了1.28%。

　　火电组分的发电结构也在进行调整，燃气发电得到提升。燃煤发电量仍然占绝对多数，达到3.76万亿千瓦时，占火电总量的90.2%;但发电量进一步下降，较2014年燃煤发电量减少1861亿千瓦时，同比降幅达4.71%。而燃气发电量得到进一步提升，2015年燃气发电量达1658亿千瓦时，同比增长24.40%。目前煤炭价格开始回暖，天然气价格持续处于低位;随着煤炭价格的回升，天然气价格的持续下降，我们认为燃气发电量将会进一步增长，火电结构将得到持续优化调整。

　　水电目前为我国的第二大电种，2015年水电发电量达9877亿千瓦时，占总发电量的17.8%;水电发电量整体呈现增长状态，但受气候因素影响，存在一定的波动，如2015年发电量有所下降，但2016年由于降水较多，各月发电量均高于2015年的值。

　　核电、风电、太阳能发电量占比小，但增速快，不断优化我国的电力结构。2015年，核电、风电、太阳能发电量分别达1701、1851、392亿千瓦时，占总发电量的比例分别为3.1%、3.3%、0.7%。核电的发电量增速有持续提升，2015年的发电量增速达27.7%;风电经过高速增长后，当前增速稳定在15%左右;太阳能发电处于起步阶段，基数小，故在增速上表现得很明显，2015年的增速达66.7%。

　　我国近年来发电装机容量的变化情况

　　我国各电种的装机容量持续上升。虽然我国目前发电量增速已放缓，但装机容量的增速并未有放缓的迹象，2015年装机容量达到15.07亿千瓦，同比增长9.97%。发电量增速停滞，装机容量却持续增长，未来电力产能过剩将加剧，需要拉动电力需求来缓解问题。

　　2015年火电装机容量增速达近年来的高位。2015年，火电装机容量达到9.90亿千瓦，同比增长7.21%，为近几年的增速高位。其中燃煤机组2015年装机容量达8.84亿千瓦，增速达6.23%，在燃煤发电量增速下降的情况下，燃煤机组的装机容量仍保持匀速上涨的态势，甚至增速为近年来的高位，为今后埋下一定的隐患。而燃气机组2015年的装机容量达到6637亿千瓦，增速高达16.5%，燃气机组的大幅上升是受市场影响的结果，一方面是天然气价格下降，利于天然气的运用;另一方面是环保要求的加强，燃气较燃煤相对清洁等，这些因素复合起来，带动了燃气机组的发展。在未来几年，火电装机容量的增长会受到一定的限制，但燃气发电还有上升空间。

　　水电装机容量的增速略有下降。水电装机容量在2015年达到3.19亿千瓦，同比增长4.76%，增速呈现减少态势。根据中国2003年水力资源复查成果，我国水力资源理论蕴藏量在1万千瓦及以上的河流共3886条，水力资源技术可开发装机容量为6.61亿千瓦，年发电量2.99万亿千瓦时，水电未来仍有发展空间，特别是雅鲁藏布江、金沙江、怒江等，其待建装机容量超过1.5亿千瓦。根据国家能源局的《可再生能源“十三五”发展规划(征求意见稿)》，到2020年我国水电的目标为3.8亿千瓦(抽水蓄能约0.4亿千瓦)。

　　核电近两年装机容量增速提升，维持在35%以上。2015年核电装机容量达2717万千瓦，同比增长了35.3%，近两年在政策的驱动下，增速显著提升。核电具备利用小时数长，发电稳定，目前也是国家重点发展的方向。根据《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，到2020年，核电装机容量达到5800万千瓦，且在建规模达3000万千瓦。

　　风电和太阳能发电作为新能源，也处于快速发展期。2015年风电和太阳能发电的装机容量分别达到了1.28亿和4158万千瓦，同比分别增长了32.86%和67.24%。从装机容量和发电量的增速对比看，弃风的现象相对更严重;另一个角度来看，风电装机容量增速迅猛，虽存在弃风现象，但不能建而不用，故也将推动储能行业的发展。太阳能发电当前主要是光伏发电，而光热发电的建设也已拉开序幕，2016年9月14日，国家能源局正式发布了《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，确定第一批20个光热发电示范项目，总装机1.349GW，略超当时1GW光热项目申请额度的预期;且国家还正式提出到2020年底，要实现太阳能热发电总装机容量达到10GW，故太阳能发电的装机容量未来几年仍有持续上涨空间。根据国家能源局的《可再生能源“十三五”发展规划(征求意见稿)》，提出到2020年的目标为风力发电2.5亿千瓦，太阳能发电1.6亿千瓦(其中光伏1.5亿千瓦)，故二者在“十三五”还将有很大的作为。

　　我国近年来各电种发电小时数的变化情况

　　我国近几年来总体的发电小时数均值呈下降趋势，原因主要有：1)经济增速放缓，发电量增长停滞，而装机容量增速并未放缓，造成发电小时数下降;2)风电、太阳能等新能源得到大力发展，其理论发电小时数本就偏低，故在电力结构得到不断优化的背景下，整体的发电小时数出现下行。尤其2015年的降幅显著，2015年我国电力系统总体的发电小时数均值为3693小时，较2014年的4090小时减少了397小时，降幅达9.7%。

　　火电的利用小时数持续下降，降幅明显。2015年火电的利用小时数仅为4215小时，较2014年下降了362小时，较2011年的高位5076小时下降了861小时。火电利用小时数的下降是造成总体均值下降的最主要原因，火电利用小时数的减少主要是由于燃煤发电的减少，减少的原因同整体行业的原因一致：需求增量停滞而装机容量增加，以及电力结构调整优化。燃气发电在2015年较2014年反而提升了158小时，达到了2498小时。

　　水电受气候影响，利用小时数存在波动。近几年水电的利用小时数在3000-3500小时之间波动，2015年为3093小时，2016年降雨量大，利用小时数将有所提升。

　　核电利用小时数下降并不代表核电利用率下降。正常情况下，核电的利用小时数高且稳定，近两年来核电的利用小时数呈现连续下降，2015年仅为6262小时，较2013年的7606小时大幅下降了1344小时，该原因并不是由于限制造成的，而是近两年来核电取得大发展，投产的新建项目多，其投产并不是每一年年初完成，这样从统计上来看，相当于在投产的第一年，装机容量上量了，但发电时间并未全年满产，故造成表观上的利用小时数下降。

　　风电和太阳能发电利用小时数偏低。2015年风电和太阳能发电的利用小时数分别为1443小时和943小时，主要原因为：1)风能和太阳能的不连续的特质造成;2)弃风弃光现象确实存在，3)风电、电阳能发电的装机容量增速迅猛。尤其是风电的利用小时数，近两年连续降低，且2015年较2013年降幅达20.2%，需要引起重视。

　　我国近年来用电结构的变化情况

　　2015年我国用电量近年来首次出现下降。2015年我国全社会用电量为55646亿千瓦时，较2014年的用电量略有下降，这是近年来，我国用电量持续增长的态势下首次出现下降的情况。

　　工业不景气造成全行业用电量下降

　　全行业用电量下行，反应经济增速放缓。2015年，三大产业的用电量为48224亿千瓦，同比减少0.98%，也为近年来首次下降;其在全社会用电量中占比为86.9%，占比为近年来的最低值。

　　从行业用电的分析来看，主要是由于第二产业用电量出现下滑所致，近年来第二产业的用电增速逐步放缓，在2015年更是出现了下降的趋势，全年用电量为40046万千瓦，同比下降2.37%，该部分占全行业用电量的比例高达83.0%，从而产生了较大影响;主要是第二产业中占比81.5%的重工业同比下降了2.92%所致。主要是由于1)产能过剩;2)经济不景气造成需求减少;3)环保监管趋严致使落后产能停产等。

　　第一产业的用电量一直较为稳定，维持在1020亿千万时左右，2015年用电量为1020亿千瓦时。

　　第三产业得到持续发展，用电量不断提升。近年来第三产业的用电量基本为匀速增长，2015年第三产业用电量达7158万千瓦时，较2014年增加488万千瓦时，在全行业的用电量占比提升至14.8%。

　　居民用电量持续增长

　　近年来居民用电量保持持续增长。2015年居民生活用电合计达7158万千瓦时，较2014年的6936万千瓦时同比增长4.9%，随着居民生活水平的提升，该方向的用电量增长将得到保持。

　　居民用电中，城镇居民和乡村居民占比分别为56.7%和43.3%，该比例的保持相对稳定。近年来城镇和乡村居民用电量每年的增量也相对稳定，但增速由于基数的增大而呈较小趋势;但2014年居民用电的增量的增速下降较多，增速仅为2.1%，2015年有所恢复，达到4.9%。同发达国家相比，我国居民用电量还有很大的上升空间。

　　用电量增长的动力由高能耗产业向第三产业和居民用电方向转变。

　　我国近年来电力系统的投资情况

　　我国近年来在电力系统方向的投资总量，整体呈现上升趋势，2015年在发电量、用电量均出现下滑的情况下，电力系统的投资热度仍然不减。2015年电力投资总量达8694亿，同比增幅达11.38%，为2010年以来的最高值;其中电源投资为4091亿，同比增长10.98%;电网投资为4603亿，同比增长11.74%。

　　电源方面每年的投资相对较为稳定，有望进一步提升

　　电源投资在“十三五”平均每年有望达到6600-7100亿。虽然我国2015年在电源方面的投资量取得较大提升，但从最近数年来看，我国在电源方面每年的投资量还是相对稳定的，基本在3700-4000亿之间波动，后续随着电改的推进，该部分的增量有望进一步提升。根据国家能源局的《可再生能源“十三五”发展规划(征求意见稿)》，“十三五”期间非化石能源新增投资约2.3万亿元，非化石能源部分平均每年4600亿的投资，已超过“十二五”每年的量，再加上火电和核电部分的增量，增速可观。我们预计电源方面的投资在“十三五”期间，平均每年达6600-7100亿。

　　火电在2020年以前因经济性还有一定的空间。近两年，火电在发电量下滑的情况下，投资额反而有所回升，2015年达到1396亿，同比上升了21.9%。火电缺乏政策支持，但在“十三五”不可能不新建，其目前在经济性方面仍具优势。特别是燃气发电方面，随着天然气的价格下降，燃气机组处于上升期。预计“十三五”火电平均每年的投资额会维持在1200万左右。

　　水电的投资力度将有所下降。水电的投资在2013年达到高峰后，有所回调，2015年投资额为782亿，较2013年减少了36.1%。水电方面规划到2020年达到38000万千瓦，其中抽水储能4000万千瓦，故增量、增速都不大;且随着剩余资源的开发难度的加大，也限制了水电的增速。水电造价约10000元/千瓦，抽水储能约3000-5000元/千瓦，根据规划量，我们预计“十三五”水电平均每年的投资在1000亿左右;若完成规划的90%，则每年的投资量约900亿。

　　核电的投资增速相对平稳。核电近两年开始，装机容量有较大的提升，从2013年的1466万千瓦提升至2717万千瓦，增幅达85.3%。核电的规划为2020年装机容量达到5000万千瓦，且在建3000万千瓦，为核电的增速提出了要求。核电的单位投资额约为12000-15000元/千瓦，故我们预计“十三五”核电平均每年的投资在800亿左右。

　　风电和太阳能发电增速依然显著。近两年来，风电和太阳能取得快速发展，装机容量持续快速增长。风电和太阳能的规划为2020年分别达25000万千瓦和16000万千瓦，为二者带来了更大的增量空间，其单位投资额分别约为9000-10000元/千瓦、7500-8000元/千瓦，故我们预计“十三五”风电和太阳能发电平均每年的投资分别约为2200亿、1900亿;若完成规划的90%，则分别为1980亿、1710亿。这样若完成规划的90%，刚好达到《可再生能源“十三五”发展规划(征求意见稿)》中非化石能源平均每年4600亿的要求。

　　支撑电网投资持续增长的因素多

　　近年来，我国电力投资中，电网投资和电源投资基本维持各占一半，投资量也相对平稳;但2014年开始，我国的电网投资在增量和增速上全面超过电源投资，2015年我国电网投资达4603亿，较2014年进一步增长11.7%，占电力投资52.9%。在接下来的“十三五”中，电源投资有望持续上升，主要增长因素包括：1)电源投资持续增长，需求配套的电网建设;2)电网自身向智能电网方向发展，有升级改造需求;3)特高压建设的推进;4)电改推进输配售电的分离，拉动电网建设需求;5)解决偏远、农村等地的需求。

　　其中配电网建设是电网投资的重点。根据国家能源局的《配电网建设改造行动计划(2015—2020年》，2015年投资不低于3000亿元，“十三五”期间累计投资不低于1.7万亿元，平均每年3400亿。预计到2020年，高压配电网变电容量达到21亿千伏安、线路长度达到101万千米，分别是2014年的1.5倍、1.4倍，中压公用配变容量达到11.5亿千伏安、线路长度达到404万千米，分别是2014年的1.4倍、1.3倍。

　　我国近年来供售电及线损的情况

　　我国近年来供电量及售电量呈现持续上升的状态，但增速逐渐放缓，2015年出现近年来的首次负增长。2015年我国供电量为48572亿千瓦时，售电量为45347亿千瓦时，分别同比下降了0.21%和0.21%，增速由2010年的16.6%逐渐降下来。在工业端寻找用电增长点存在压力，故“十三五”主要还需要拉动商用、民用等用电量。

　　考察我国长期以来的线损率，可以看到整体呈现下降趋势，但近几年线损率的持续下降遇到瓶颈，基本维持在6.6%左右，2015年我国的线路损失率为6.64%，故我国在推进发展智能电网、特高压等新的输配电技术，未来线路损失率有望打破僵局，实现进一步下降。

　　我国发电厂的用电率，整体呈现下降趋势，但近两年有反弹的情况出现，2015年为5.09%，较2014年增长了0.26个百分点，这主要是由于电厂的利用小时数下降，造成了电厂效率的下降，从而增加了发电厂的用电率。需要拉动电力消费来解决该问题。

美国电力系统的模式及启示

　　选择美国作为参考模型。九十年代开始，世界各国纷纷开启电力市场化，而美国作为先行者之一，其已经历了一定运转时期，故其现有结果有许多经验可参考借鉴;且美国的用电体量大，且和中国相近，对我国有较大借鉴价值，故选择美国作为参考模型，为我国的电力改革提供一些参考方向，并考察其中的受益环节。

　　美国近年来发电电力结构及启示

　　美国电力结构的多元化

　　美国总的发电量较为稳定，基本维持在41000亿千万时左右，波动变化较小，其2014年的发电总量约为40936亿千万时。

　　美国同样火电占主导地位。火电发电量相对稳定，近十年来，受到新能源发展的影响，火电的总发电量略有小幅下降，2014年火电发电量达27506亿千万时，占总发电量的67.2%。

　　美国的火电结构与我国差别大。美国的燃气发电占比高，且持续增长，呈现燃气发电替代燃煤发电的趋势。美国2014年燃气发电量从2004年的7101亿千瓦时增长到了11266亿千瓦时，在火电发电量中的占比达到了41.4%;而燃煤发电量由19783亿千瓦时降到15817亿千瓦时，燃气发电的增量与燃煤发电的减量基本相当，故呈现替代趋势。

　　美国的核电、水电发电量稳定。核电、水电是美国的第二和第三大电种，2014年二者的发电量在总发电量中的占比分别为19.5%和6.3%，二者的发电量相对稳定，基本无增速，核电基本每年贡献约7900亿千瓦时，水电每年贡献约2700亿千瓦时，水电受气候的影响波动相对大一点。

　　风电、太阳能发电在美国也处于快速发展期。美国风电的增量较为快速、均匀，经过十年的发展，风电在2014年达到1817亿千瓦时，在其电力结构中占比达4.4%，成为其电力结构的重要组成部分。太阳能发电在美国电力系统中的占比还很低，但在近几年也得到快速发展，2011年以来，每年的同比增速基本都在100%左右，2014年发电量达到177亿千瓦时，目前。

　　中美发电结构对比之启示

　　避免永久性产能过剩，清洁能源空间大。美国的电力系统发展已相对成熟，其总发电量稳定，但仍在优化发电结构，清洁能源占比高，并且不断提升。我国在目前用电量已出现瓶颈，特别是火电的利用小时数不断降低，再猛上火电的装机容量肯定是不可持续的，需要得到控制，从而避免永久性产能过剩;而非火电的清洁能源，我国以24.9%的发电量占比，远低于美国的32.8%，故我国清洁能源还有较大发展空间，特别是核电、太阳能发电、风电。

　　火电结构差异拉动燃气发电及环保需求。火电利用小时数高，在美国同样占比高，达67.2%，但其火电结构不断优化，呈现燃气代替燃煤的态势，更加清洁，相当于总发电量中仅38.6%为煤电;而我国火电96.6%都是燃煤发电，相当于总发电量的72.5%为煤电，故我们认为，1)燃气发电的增速将提升，我国燃气发电的发展从2014年开始提速，随着天然气价格的降低、燃气代替燃煤的环保需求等因素的推动，该增速能得到提升;2)受我国一次能源结构限制，燃煤为主导的现状不可能被扭转，但能拉动清洁燃料、过程控制、尾气治理等行业的需求。

　　核电在安全性可控的前提下值得大力发展，是“十三五”电力发展的重点。核电具备利用小时数高、输出稳定等优势，在美国市场化竞争的环境中，每年发电量近8000亿千万时，占比19.5%;而我国2015年核电发电量才1701亿千瓦时，占比仅3.1%，固有较大上升空间。鉴于我国前期的核电项目安全性可控，故我们认为我国提出核电重启计划是可行的，从规划来看，“十三五”核电装机容量从2015年的2717万千瓦，增长到5800万千瓦，同时在建规模达3000万千瓦，利于我国优化电力结构。

　　风电、太阳能发电快速发展的同时拉动储能的需求。风电在美国的发电量占比达4.4%，说明风电在市场化的竞争中是具备一定竞争力的;美国2015年风电装机容量为7447万千瓦，发电量1909亿千万时;而中国风电装机容量为14510万千瓦，发电量仅为1863亿千万时，可见弃风现象严重，这主要由于风电不稳定，对电网形成冲击，故储能的行业需求显现。太阳能发电在美国同样刚兴起，中美较为同步，但发展速度均很快，其中光伏同样面临风电不稳定的状况，存在弃光显现，需要储能;另一方面光热的需求显现，我国已形成规划。

　　水电增量空间有限。我国水能资源约为美国的4倍，为我国的第二大电力能源，我国已开发3.05亿千瓦，虽然尚存增量空间，但随着剩余资源的技术开发难度的加大，必然会增加投资成本，后续增量的竞争力有限;从水电方面的规划来看，该方向给出的增速也较低，“十三五”的装机容量符合增速仅2.8%。

　　美国近年来用电结构的情况及启示

　　美国用电结构的变化情况

　　美国用电量及用电结构已趋于稳定。近年来美国的用电量自2007年达到峰值后已趋于稳定，基本每年的用电量都在37000亿千瓦时左右。用电结构也很稳定，其民用、商业、工业用电量较为平均，分别占比为37%±1%、35.5%±1%、26.5%±1%，另外单独核算的交通占0.2%，其中工业的工业的占比略有小幅下降的趋势。

　　另外，2009年的总用电量存在异常值，较前一年减少的幅度较大，达3.67%，这主要是受工业用电量下滑的影响，同年工业用电量同比下降了9.12%，而居民、商业的用电量下降幅度小。我们认为主要是由于工业用电的稳定性不及居民用电，民用是刚需，而工业可能受供需景气度、政策控制等因素的影响而出现波动。

　　美国用电结构的启示

　　降低单位工业产值用电量。美国2014年工业用电量仅占总用电的26.5%，用电量为1.00万亿千万时;而我国2014年工业用电占比高达73.7%，用电量高达4.10万亿千万时，用电量是美国的4倍。再看工业产值，我国2014年工业产值为27.76万亿，美国的为3.78亿美元，仅为美国的1.1倍，故淘汰工业落后产能，优化产业结构势在必行。

　　刺激居民用电量。美国2014年居民用电量占总用电的37.4%，用电量为1.41万亿千万时;而我国2014年居民用电占比仅为12.5%，用电量仅为0.69万亿千万时。而2015年美国人口3.07亿，我国为13.69亿，故我国居民用电量还有很大的上升空间，约为现在民用电量体量的8倍。且以民用作为电力支撑将更加稳定，由于居民用电为生活刚需，和以工业为支撑的体系相比将更加稳定，避免上一节中提到的波动，故也需要加大民用电量的比重。

　　拉动商业用电量。美国2014年居民用电量占总用电的35.9%，用电量为1.35万亿千万时;而我国2014年居民用电占比仅为12.0%，用电量仅为0.67万亿千万时。而2014年美国服务业GDP约为13.3万亿美元，中国为2014年30.67万亿人民币，故随着服务业的发展，若达到美国的水平，在现有用电条件下，还有1.8倍的增量空间。

　　美国近年来电价的变化情况及启示

　　美国电价变化情况

　　美国电价体系复杂。其各个州的电价有不同的具体方案，约60%的电量通过市场机制竞争形成，其余40%仍垄断运营。美国电价的构成主要包括基本用电费、服务费和各种调整费;影响美国电价的因素很多，包括燃料成本，电厂的建设、运营、维护成本，输配电网的建设与维护，气候因素，补贴等。

　　美国通过阶梯电价、分时制等计费。阶梯电价将用电量设臵为若干个阶梯分段或分档次定价计算费用;分时制是根据用电时间的不同来制定不同的价格，用电高峰阶段价格高，用电低谷阶段价格低。美国电力公司采用新型电能表计费，使其能够在不同时间按不同价格计费。这样可以在电力供应紧张时，或燃料价格过高是，通过调整电价来调整电力的供需平衡;并且能使电价反应当时的供需关系，更切合市场化的理念，从图27中我们也可以直观地看到各类电价随时间的变化情况。

　　美国电价整体呈现稳定持续上升的态势，居民电价最高。近12个月美国全国的平均电价为10.30美分/千瓦时，其中民用、商业、工业的均价分别为12.65、10.46、6.77美分/千瓦时，较2001年分别上涨了47.38%、32.51%、34.36%，其中民用电价最高，且上涨幅度最大，体现美国将居民用电作为其电力市场支撑组分的思路;而工业用电的价格是最低的，以期降低工业生产的成本，提高工业产品的市场竞争力。

　　美国电价结构及变化情况的启示

　　从市场化的角度来讲，民用电价高于工业电价更合理。当前中国和美国的居民、工业电价倒臵，美国居民电价约为中国的1.7倍，商用电价和工业电价均低于中国;而中国的商用、工业电价，分别为美国的1.1倍和1.7倍。两国均对自身用电量高的部分，收费较高，进行一定的调控;但从成本来看，输配到工业端，其单一用户的用电量大，故单位成本理应相对较低;而居民单一用户的用电量小，单位成本相对较高，故居民电价高与工业电价相对合理，更符合市场化的情形。

　　分时制是发展方向。美国已形成市场化电价，包括分时电价制度、阶梯电价制度等，电价是波动的，从一定程度上能反映供求关系。而中国电价由发改委统一核定，目前的两部制、阶梯电价等，都有向市场化方向迈进，但分时制仍是发展的方向，符合新电改向市场化迈进的思路，也利于发展电力销售端。

　　美国近年来电力市场结构的情况及启示

　　美国近年来电力市场消费结构的情况及启示

　　美国电力消费市场增速放缓。美国2014年的电力消费市场空间为3921亿美元，较2013年同比增长4.89%。消费市场的增速整体呈下降趋势，2004-2008年的增速在5%-10%，而2009-2014年的增速在-2%-5%。

　　居民用电的市场份额最高，且增速最快。2014年居民用电达1763亿美元，在总消费市场中占比达45%;工业为707亿美元，仅占18%。增速方面，近十年来，居民用电、商业用电、工业用电的市场复合增速分别为4.31%、3.76%、2.85%，可见美国的电力市场更注重以居民消费作为支撑(近5年居民的电力消费市场增速略有下降，符合增速为2.34%)。

　　当前我国电力市场主要位于成本端，需要向消费端转移。我国当前电力系统，以工业为支撑，存在以下不足：1)工业电价高，增加了工业的成本，不利于工业产品同国外同类产品的竞争;2)我国宏观经济增速放缓，当前工业不景气，靠工业支撑的电力产业，也会受到严重影响。而以民用为支撑的好处：1)居民用电量是生活刚需，以消费品来计，支付来源更加综合和稳定;2)随着人民生活水平的提升，人均用电量也会不断提升，更利于电力产业的稳定增长;3)目前我国是靠工业来补贴居民用电，扭转后将减少工业的补助力度，降低生产成本，提高工业产品的竞争力。但我国目前的政策指导依旧是保民生的思路，短期内该状况并不会改变。

　　美国近年来电力市场生产结构的情况及启示

　　美国的发电侧是电力生产的核心价值。根据美国能源信息署的统计数据，其电价的结构中，发电侧占65%、输电侧占10%、配售电侧占25%;对应美国2014年的发电侧、输电侧、配售电侧的市场空间分别为2548亿、384亿、980亿美元。

　　美国电价的生产分配较为合理。该比例分配较为符合各环节在电力市场中所扮演的角色，发电侧作为电力系统的真正生产者，理应在收入占比中分成最高;而其它环节应该是作为帮助将电力产品运送到消费者手里的辅助环节，类似于物流、零售商等;物流等环节在总价格中的占比过高，显然是不符合市场化的理念的，《中国采购发展报告(2014)》称，在发达国家，物流成本平均占成品最终成本的10%-15%。故美国的电价结构相对合理。

　　中国电网挤压过多的利润。美国的上网电价、输电电价、配售电价分别为6.70、1.01、2.58美分/千瓦时，我国上网电价仅为美国的约0.88倍，但总电价高于美国约9%，输配售电的部分更是高出了54%，这主要是由于当前电网垄断造成的，电网的输配售环节未分离，独买独卖，过度挤压了发电侧的利润，并因垄断抬高了市场价，我们认为这是国家推动电力改革的核心原因。

　　输配售环节需要分离。美国输配售分离，而我国改革的方向也是如此。首先，输配电的基建投入大，引入竞争将造成大量的浪费，故可通过成本核算后，给予适当收益来处理;而售电侧相当于零售商，可进行市场化操作，属性与输配环节不同，故分开更有利于各个环节的核算、监管，利于电力市场形成市场化。(本次电改还是放开售电侧，远期输配电也会分离。)

　　理论上，本次电力改革将最有利于发电侧，控制输配电，并为售电侧创造机会。当前我国基本完成厂网分离，发电市场同输配售电市场的规模基本相当，大概分别为2.16万亿和2.00万亿。按照美国的经验拆分输电和配售电，得到三部分将来和现状的对比，可见：1)发电侧的市场空间将有所提升，利于提高其收益，增幅大概达25%;2)输配电从垄断变为受控环节，采用“成本+适当收益”，使其市场空间有所压缩，降幅大概为25%;3)售电侧的放开，对我国来说是一个新增点，存在较大发展空间。

　　但现实中还有很长的路要走，需要细化政策不断强化。但我国的现状是，电网作为既得利益者，并不愿让出在手的利润。本应压缩输配环节的利润，提高发电侧的利润，并分配给售电侧;而现状是电网处做结算，执行发电侧与用户报价差的方式进行匹配，实际上是发电侧给售电侧让了利，而电网方面的利润未受影响。该局面也需要通过后续的政策推进来解决。

　　售电侧到2020年将释放约1800亿/年。根据国家能源局的规划，要求2018年工业用电全放开，2020年工商用电全放开，届时工业用电占比约70%，工商业占比约85%，对应的售电市场规模：2018年约为1350亿/年，2020年约为1750亿/年。该市场为运营市场，每年所带来的体量相当可观且稳定。从当前的调研情况来看，报价的价差在不断减小，表观上影响的是售电侧的盈利空间，但我们认为，这一现象的出现，是由于受到来自既得利益者的阻碍，当前售电侧挤占的是发电侧利润，这与电改的初衷相悖，价差不断减小也是市场自我调节的结果。但我们不用悲观，因为：1)国家要推进电力改革，向市场化迈进，是一定要让售电侧分离出来的，这从根本上保证了售电侧不会回到原状，不会让售电侧死掉;2)那么售电侧就必须要有盈利空间，欧美国家有大把的经验、模型可参考，只是利润空间从哪儿来的问题，从发电侧来，还是从输配电侧来;3)国家执行电改的初衷是让其利润从输配侧出，压缩电网的利润，只是在执行层面，电网作为既得利益者，形成现有的交易体系，造成售电侧的利润从发电侧来;4)而价差的不断减少，从几个月前的一毛钱/千万时，降到几分/千瓦时，再到当前的3-4分/千万时，不断压缩售电侧的利润空间，市场证明了售电侧的利润从发电侧来的模式维持不了;5)若持续下去，售电侧无利可图，将死掉，违背国家意志，到时将进一步激化既得利益者与国家意志的矛盾;6)最终国家意志不会向既得利益者屈服，只会通过进一步更强硬的政策调控，来解决售电侧利润来源的问题。故不用担心售电侧没有盈利空间，只是盈利空间来自哪儿的问题。

　　美国近年来线损的情况及启示

　　美国线损率低于中国。美国近年来线损率不断降低，2014年线损率降至5.87%，为近年来的最低值。而中国长期来看线损率也在降低，但近年来遇到瓶颈，线损率趋于稳定，2014年线损率为6.64%。美国线损率长期低于中国，且差距得到进一步拉大。

　　需要发展特高压。根据我国的跨区电力调配需求，以及构建洲际大通道的战略布局，我国输配电技术丞待革新，才能降低输配环节的降低线损率。在在建的“四交五直”工程基础上，“十三五”特高压将分三批建设：第一批“五交八直”，主要满足西部北部能源基地和西南水电基地电力外送需要;第二批“四交两直”，加快形成东部、西部同步电网，及区域环网和跨区域联络通道等;第三批“三交一直”，主要是网架加强、延伸等工程。基于以上三批规划，国网2016-2017拟核准其中“九交九直”的工程，投资额超过6000亿。

　　需要发展智慧电网。为了满足用户需求的电能质量、容许各种不同发电形式的接入、启动电力市场以及资产的优化高效运行，应对电力系统的复杂性，发展智慧电网是刚需。截至2014年年底，国家电网已累计建成32类305项智能电网试点项目，调度范围内并网新能源装机1.2亿千瓦，实现对4200多条输电线路和3600座变电站的状态监测。根据国家电网的规划来看，智能化投资占电网总投资的12.5%左右，且随着时间的推移，占比将有所提升，这样整个“十三五”约有2100亿的市场空间。

　　特高压、智能电网为“十三五”规划重大项目。2016年3月，第十二届全国人民代表大会第四次会议中，李克强总理在政府工作报告中，强调要启动一批“十三五”规划重大项目，而特高压输电、智能电网位列其中，故利好后续在这两个方向给予政策倾斜。

小结

　　通过本文的对比，可以从中宏观角度，讨论电力改革的整体发展方向，从电源、输配电、售电、销售端等环节概括起来，主要有以下要点：

　　电源方面：发电结构将得到优化。1)清洁能源在“十三五”的发展是重点，特别是核电、太阳能发电、风电;2)火电也将进行结构优化，燃气发电刚起步，存在有发展空间，燃煤发电将受到一定的限制，并加强环保措施;3)水电稳步发展。

　　输配方面：电网输配技术的革新是刚需，我们看好储能、特高压、智慧电网的前景。1)在风电、光伏的快速发展，弃风弃光现象严重的背景下，要求储能技术的跟进;2)发展特高压，能增强跨区域输电能力，降低线损，减少经济损失;3)智慧电网能对整个电力系统的运营进行优化配臵，对越来越复杂的电力系统来说是必要的。

　　售电方面：售电侧放开是新增亮点，属于新切出来的市场，让各售电企业有更大的参与空间。售电方面的目标为2018年工业用电全放开，2020年工商用电全放开，将为该环节带来广阔的市场空间。虽然当前价差在不断减小，但国家意志是要电力系统迈向市场化，售电侧一定不会死掉，利润空间一定会得到保障，利润从哪儿来的问题一定会得到解决。

　　消费端：1)我国当前工业用电电价补贴居民用电电价存在弊端，并且与电力改革市场化的思路相悖，该状况因保民生的思路短期内不会改变，但远期来看，需要逐步得到扭转。2)推进阶梯电价、分时制等，向市场化迈进。3)刺激居民用电量，拉动商业用电量，降低单位工业产值用电量。

附：《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》

(来源：中国能源报)

　　(本文信息主要来源：华泰证券研究所 作者：弓永峰)