3月21日，中國證券報等媒體曝出：《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》3月15日已經內部印發，不久將正式發布。
    根據之前媒體報道，之前市場上所傳的電改框架基調是“四放開、一獨立、一加強”，即輸配以外的經營性電價放開、新增配電業務放開、售電放開、發電計劃放開，交易平臺相對獨立，加強規劃。新的電改方案的提法是“三有序放開”，即：有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務，有序放開非公益性發用電計劃。
    廣發證券表示，與市場此前預期相比，實際的電改方案主要的不同體現在配售端。廣發證券認為，未來配售一體化有可能是比較常見的經營模式。在配電端，對于存量的配電業務，則允許社會資本以混合所有制的方式進行投資。這樣的改動不容小覷，給未來社會資本投資于萬億存量配電網絡提供了可能，未來也許電網也會參照中石油出售下屬銷售子公司部分的股權的方式實現混合所有制改革。
    廣發證券表示，本輪電改將是一個相當漫長的系統性工程。基礎性工作與前期有試點的工作將率先起步，成為電改的排頭兵。具體來說，先行的方面將包括：大用戶直購電推廣，交叉補貼與輸配電價核算，售電企業試點。
    廣發證券認為，未來電網改革將優先在之前的試點省份以及地方電網擁有一定空間的地區推進，推薦關注電改先鋒省份廣東、直購電大省內蒙古、以及擁有地方電網的山西、四川等地區。
    廣發證券指出，電改將利好三類企業。首先是輸配端的地方電網公司，其次是發電端的火電龍頭企業與優先上網的清潔能源企業，此外，還將利好節能服務等有望成為售電終端的企業。
以下為研報全文：
電力改革的四個核心問題--電力改革主題系列報告之二
核心內容
    新電改方案與市場此前預期的差異？
    與市場此前預期相比，實際的電改方案主要的不同體現在配售端。未來配售一體化有可能是比較常見的經營模式。在配電端，對于存量的配電業務，則允許社會資本以混合所有制的方式進行投資。這樣的改動不容小覷，給未來社會資本投資于萬億存量配電網絡提供了可能，未來也許電網也會參照中石油出售下屬銷售子公司部分的股權的方式實現混合所有制改革。
電改將在哪些方面先行？
    本輪電改將是一個相當漫長的系統性工程。基礎性工作與前期有試點的工作將率先起步，成為電改的排頭兵。具體來說，先行的方面將包括：大用戶直購電推廣，交叉補貼與輸配電價核算，售電企業試點。
電改將在哪些地方率先推行？
    我們認為，未來電網改革將優先在之前的試點省份以及地方電網擁有一定空間的地區推進，推薦關注電改先鋒省份廣東、直購電大省內蒙古、以及擁有地方電網的山西、四川等地區。
電改將利好哪些企業？
    我們認為，電改將利好三類企業。首先是輸配端的地方電網公司，其次是發電端的火電龍頭企業與優先上網的清潔能源企業，此外，還將利好節能服務等有望成為售電終端的企業。
報告正文
    我們在去年10月曾基于對電改的預期，發布一篇《電力改革的投資邏輯》主題投資策略報告，由于目前新電改最終方案已下發，我們也相應更新我們的觀點，并且總結提煉為四個核心問題。
    新電改方案由中共中央+國務院的的高規格發布，方案的核心內容是按照管住中間，放開兩頭的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，向社會資本放開配售電業務；有序放開非公益性發用電計劃。獨立核算輸配電價格、推進電價市場化機制、售電側向社會放開等仍是重點方向。電改方案與之前市場預期基本接近，以試點先行(深圳已啟動）、增量部分先行、逐步核算定價、逐步推廣的模式，亦符合政府推進改革的一貫思路和做法。
新電改與市場此前預期的差異？
    根據之前媒體報道，之前市場上所傳的電改框架基調是“四放開、一獨立、一加強”，即輸配以外的經營性電價放開、新增配電業務放開、售電放開、發電計劃放開，交易平臺相對獨立，加強規劃。新的電改方案的提法是“三有序放開”，即：有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務，有序放開非公益性發用電計劃。
    與之前的框架相比，實際的電改方案主要的不同體現在配售端。方案中沒有將配售分開，說明在本輪電力改革中，整體的電力體系是按照發電-輸電-配售電的結構設計的，未來配售一體化有可能是比較常見的經營模式。
    在配電端，規劃用“有序放開”取代了之前框架中的“新增業務放開”。對于新增的配電業務部分，允許社會資本參與；對于存量的配電業務，則允許社會資本以混合所有制的方式進行投資。這樣的改動不容小覷，給未來社會資本投資于萬億存量配電網絡提供了可能，未來也許電網也會參照中石油出售下屬銷售子公司部分的股權的方式實現混合所有制改革。
電改將在哪些方面先行？
    本輪電改是在2002年電改之后對整個電力系統的又一次重塑，涉及到的范圍大，利益主體眾多，從文件中貫穿始終的“有序”、“穩妥”等詞匯中可以看出，本輪電改將是一個相當漫長的系統性工程。在這個過程中，我們認為短期之內，基礎性工作與前期有試點的工作將率先起步，成為電改的排頭兵。具體來說，先行的方面將包括：大用戶直購電推廣，交叉補貼與輸配電價核算，售電企業試點。
大用戶直購電推廣
    大用戶直購電是另一項已經有了前期試點的基礎性工作，是售電端實現市場化的重要路徑。
    大用戶直購電試點在我國推進較早，2004年，我國就出臺了《大用戶直接向發電企業購電暫行管理辦法》，到目前為止，已經有吉林、江蘇、遼寧、安徽、福建、山西、山東、甘肅、貴州、湖北、云南、內蒙、廣東等省份啟動了大用戶直購電交易試點。而2013年的廣東大用戶交易試點還率先試行了用戶與電廠競價交易的模式，有效的降低了大用戶用電的成本。目前，在部分開展了大用戶直購電的省份，直購電已經占了相當大的比重。
    我們認為未來大用戶直購電試點有兩條推廣路徑，其一是地域的擴張，預計未來將有更多的省市開始推行大用戶直購電交易試點，更多的企業將被納入到直購電范圍中來。其二是用戶資格的擴張，大用戶的標準將逐漸放松至中等規模的用電企業，而小規模的用電用戶也將以產業園區與經濟開發區的方式參與到直購電中來。在國際電力改革中，用戶直購電也是從大到小，從工商業用戶到家庭用戶逐步放開的。
交叉補貼與輸配電價核算
    本輪電力系統改革中保持了輸配一體化，售電端獨立的方式。輸配電價核算將是售電端獨立的基礎，而交叉補貼的核算又將是輸配電價核算的基礎，預計二者將率先推行。
    目前我國的輸配售業務全部集中在電網體系內，未來售電公司也將有很大一部分來自于電網公司的改造，因此售電端獨立的改革最重要的一部分將從電網體系內部的改革開始，即電網通過設立獨立的售電公司的模式，來實現售電業務的獨立。
    在這種發展路徑下，電網首先需要實現輸配電價的獨立核算，理清電網環節的輸配電成本，制定合理的回報率水平與完善的指標考核體系，以保證售電公司的獨立運營。因此，輸配電價核算將是前期電網改革的核心工作之一。
    而交叉補貼的核算就是輸配電成本核算的重要部分。根據方案第3條提出“妥善處理電價交叉補貼。結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼。過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，通過輸配電價回收。”這也就意味著輸配電成本核算的前提在于率先完成銷售電價交叉補貼的核算。
    此外，輸配電價獨立已有試點基礎。14年11月4日，國家發改委下發《關于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》在深圳市開展輸配電價改革試點，將現行電網企業買、賣電獲取購銷差價收入的盈利模式，改為對電網企業實行總收入監管。也就意味著，政府以電網有效資產為基礎，核定準許成本和準許收益，固定電網的總收入，并公布獨立的輸配電價。新電價機制自2015年1月1日起已經開始運行，按照深圳電改的試點方案，未來三年每千瓦時輸配電價將下降1分多錢。
售電企業試點
    如前文所述，售電測的獨立有待輸配電價的核算和輸配系統的獨立，但是售電企業的試點未來有望先行先試。未來可能有三類售電主體。一類是目前的國家電網以及南方電網獨立出來的售電公司，第二類是目前的地方電網公司，第三類是新成立的售電主體。
    根據電改方案，第一類與第三類售電公司的成立均需要以輸配電價獨立核算為前提，而根據方案第3條提出”妥善處理電價交叉補貼。結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼。過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，通過輸配電價回收。“這也就意味著輸配電成本核算的前提在于率先完成銷售電價交叉補貼的核算。整個過程相對漫長。因此，地方電網公司將成為第一批獨立售電主體。
    根據方案第10條提出“改革和規范電網企業運營模式。 電網企業不再以上網和銷售電價價差為主要收入來源，按照政府核定的輸配電價收取過網費。”這也就意味著方案所指的“電網企業”是指以“ 上網電價“（即從電廠購電） 和”銷售電價“價差為主要收入來源的企業（即國網和南網），而非以"躉售電價"（即從國網和南網購電）和”銷售電價“價差為主要收入來源的地方電網企業。因此，地方電網公司將成為第一批獨立的售電主體。
電改將在哪些地方率先推行？
    我們認為，未來電網改革將優先在之前的試點省份以及地方電網擁有一定空間的地區推進，推薦關注電改先鋒省份廣東、直購電大省內蒙古、以及擁有地方電網的山西、四川等地區。
廣東：電改排頭兵
    廣東是我國經濟最發達的省份之一，GDP總量常年位居全國第一，第二和第三產業都非常發達。相應地，廣東的用電量也非常巨大，而且持續高速增長。與此同時，廣東的電價一直位居全國前列，據2007年數據顯示，廣東銷售電價為全國最高，相比同樣高電價的江蘇、浙江等地，每千千瓦時電價高出近100元。電價高企，使得廣東企業生產成本大幅增高。這對廣東吸引投資，發展經濟產生了極為不利的影響，因此降低電價對廣東而言非常重要。而要降低電價，主要途徑就是通過電力體制改革，完善電力市場，通過市場來優化資源配置，讓市場的作用來決定電價。因此廣東進行電力改革的愿望非常強烈，無論是在03年的第一輪電改，還是近年來即將重啟的新一輪電改，廣東電改都快人一步。
集中競爭交易模式試點
    以往大用戶直購電采取的交易模式是讓發電廠與用電大戶協商購電，但在以往的發電廠與大用戶協商購電的模式下，價格形成還不夠市場化，因為參與交易的競爭者少，而且一些大型發電企業在協商過程中往往擁有較強議價能力。
    而13年12月廣東在清遠進行了一場集中交易，采用電力用戶與發電企業競價交易的模式。據披露，共有86家大用戶和29家發電企業參加，具體程序是讓電力用戶與發電企業按照廣東大用戶集中競爭交易規則要求，采取雙向報價，交易機構對申報信息現場出清結果。經過一輪申報后，就成功完成了此次交易，形成交易電量4.995億千瓦時，占設定交易規模的99.9%，17家發電企業成功售電，26家電力用戶成功購電。其中，成交的發電企業最高申報降價為1.2分/千瓦時、最低申報降價0.8分/千瓦時、平均申報降價為1.08分/千瓦時，成交的電力用戶最高申報降價0.8分/千瓦時、最低申報降價0.2分/千瓦時、平均申報降價為0.614分/千瓦時。
    而此次采取的集中交易，買方和賣方都有較多的參與者，市場競爭相對比較充分，更能反映供需關系，而且相比協商機制，雙方的交易成本也得以降低。借鑒國外的電力改革經驗，廣東的集中交易未來可能發展成為一個地區性乃至全國性的電力交易市場，成為電力交易市場化的核心，甚至能否產生相應的電力金融衍生產品也未可知。
    從歷史來看，廣東一直是電力改革的先行身份和試點省份，在未來也會繼續扮演這一角色，因此，廣東電改試點的動向也往往代表這中國電改的發展方向。
直購電大省：內蒙古
    內蒙古由于電力資源豐富，但需求不足，導致窩電、棄電現象嚴重，一直以來也是電力改革所重視的區域。2014年1月，在國家能源局下發的《2014年能源工作指導意見》中，提出要“積極支持在內蒙古、云南等省區開展電力體制改革綜合試點”。2015年1月，內蒙古發改委獲準其中輸配電價改革，成為了繼深圳之后第二個開展輸配電價改革的區域。
    內蒙古擁有全國全國唯一的跨區供電的省級獨資電網公司—蒙西電網，該電網覆蓋了內蒙古中西部8各市的電力生產和供應，供電面積占全區的60%，裝機總量占內蒙古全境裝機總量50%以上。形成了全國獨一無二的蒙東蒙西兩大電網并存的現象。
    蒙西是全國重要的能源基地之一，但是由于省內需求不足，電力外輸通道建設滯后，區域內電能利用率很低。自2008年起，蒙西電網開始試點大用戶直購電交易。2014年，直購電成交量達到了360億千瓦時，占省內同期用電量比重接近15%，無論是交易規模，還是占比都位居全國各省市之首。2015年，直購電量計劃增加到450億千瓦時，繼續保持高速增長。
    預計未來，內蒙古直購電規模將不斷擴大，同時，由于近年來，蒙西的外輸電網建設迅速，未來有望發展跨省直購電交易，成為電力交易方式改革的龍頭。
    地方電網企業往往擁有發電資產，廠網合一，可以形成電力自發自用的獨立小供電區域。正如我們前文所述，未來地方電網有望成為電改前期稀缺的售電主體，而且相比于國家電網與南方電網更為靈活，有望成為改革的先行者。
    山西的地方電力主體是山西國際電力集團，擁有發電、配電兩端的市場，前身是山西省地方電力公司，目前是山西省綜合能源的投資商、運營商和服務商。公司于2013 年與山西煤炭運銷集團合并重組為晉能集團。負責呂梁、臨汾、朔州三市12 個縣（區）級電網的建設運營，供電面積占山西省15%。
    四川水電資源豐富，擁有多家地級廠網合一的電力公司，全省約有30%左右的供電面積由四川省水電集團旗下的地方電網公司負責供電。目前，四川水電集團對遍地開花的地方電網企業進行控、參股，有望形成相對統一的區域供電系統，有利于改革推進。
    此外，陜西、重慶、云南等地也有各自的地方電網企業，有望成為各地改革的突破口。
電改將利好哪些企業
    我們認為，電改將利好三類企業。首先是輸配端的地方電網公司，其次是發電端的火電龍頭企業與優先上網的清潔能源企業，此外，還將利好節能服務等有望成為售電終端的企業。
輸配端：地方電網公司
我們認為，本次電改方案中最先受益的將是地方電網企業。核心邏輯如下：
（1）本次電改方案輸配電價核算針對的電網企業對象是國網和南網，而非地方電網企業 。
方案第10條提出“改革和規范電網企業運營模式。 電網企業不再以上網和銷售電價價差為主要收入來源，按照政府核定的輸配電價收取過網費。”這也就意味著方案所指的“電網企業”是指以“ 上網電價“（即從電廠購電） 和”銷售電價“價差為主要收入來源的企業（即國網和南網），而非以"躉售電價"（即從國網和南網購電）和”銷售電價“價差為主要收入來源的地方電網企業。
（2）在銷售電價交叉補貼核算尚未完成前，售電側放開仍無可能，地方電網企業仍是稀缺的售電主體 。
方案第3條提出”妥善處理電價交叉補貼。結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼。過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，通過輸配電價回收。“這也就意味著輸配電成本核算的前提在于率先完成銷售電價交叉補貼的核算，而輸配電成本的核算則又是售電側放開的基本前提。
另一方面，電改方案基本原則又明確要“堅持保障民生。結合我國國情和電力行業發展現狀，充分考慮企業和社會承受能力，保障基本公共服務的供給。妥善處理交叉補貼問題，完善階梯價格機制，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩，切實保障民生。”這也在無形中提高了交叉補貼的核算難度。
而從方案口吻來看，第5章對于售電側改革的標題是“穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開配售電業務”。方案第16條則提出“逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。”均預示著售電側放開的仍需時日。
（3）電改方案已明確售電主體直接向電廠購電，電網企業購電成本將明顯降低。
方案第19條提出“賦予市場主體相應的權責。售電主體可以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、由其他售電商購電等“。
相關公司通寶能源、廣安愛眾，郴電國際等。
發電端：火電龍頭企業與清潔能源企業
發電側競爭放開針對的仍是火電企業，擴大直購電銷售占比仍是放開的主要形式 。
方案第4條提出“規范市場主體準入標準。 按照 接入電壓等級、 能耗水平、排放水平、 產業政策以及區域差別化政策等確定并公布可參與直接交易的發電企業 、售電主體和用戶準入標準。”同時“支持節能環保高效特別是超低排放機組通過直接交易和科學調度多發電。”這也就意味著目前發電側競爭準入的的主體仍是火電企業。而對于水電、風電和光伏等可再生能源，方案第21條則明確提出“依照規劃認真落實可再生能源發電保障性收購制度，解決好無歧視、無障礙上網問題。”
而對于競爭放開形式，方案第5條明確提出“引導市場主體開展多方直接交易。有序探索對符合準入標準的發電企業、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，按國家規定的輸配電價向電網企業支付相應的過網費，直接治談合同，實現多方直接交易 。” 同時，方案第13條明確提出“有序縮減發用電計劃。根據市場發育程度，直接交易的電量和容量不再納入發用電計劃。鼓勵新增工業用戶和新核準的發電機組積極參與電力市場交易，其電量盡快實現以市場交易為主”。為直購電業務擴大提供了市場空間。
未來直購電業務的放開將有利于低成本的火電公司通過直購電方式增加機組利用率，提高運營效率，同時，由于直購電并不計入發電計劃中，因此不會對公司原有業務產生影響。優先上網的清潔能源企業也同樣會受益于這一過程。
相關公司內蒙華電，華能國際，申能股份，國電電力等。
新的售電主體
根據電改文件，未來將有五類企業有望成為新的售電主體，包括：高新產業園區和經濟開發區；社會資本投資組建售電公司；供水供氣供熱等公共事業公司；節能服務公司；符合條件的發電企業。
新的售電主體來源將比較寬泛，其中我們認為節能服務是值得關注的一個領域，節能服務公司將可以為用戶提供更加系統的集成解決方案，再結合合同能源管理，節能服務公司在給用戶提升能效的同時，通過雙方協商，按照用戶需求銷售電力、節電并分享收益。相關公司天壕節能，首航節能等。
關于通寶能源等相關公司的詳細內容請參閱廣發公用事業組發布的《受益電改，業績彈性+成長空間顯著》等報告。