投资建议 行业策略：由于2016年煤价大幅上涨，导致火电企业成本大幅攀升，火电企业盈利水平达到底部。在煤电供给侧改革使发电设备平均利用小时数有望企稳、电改推动上网电价成下降趋势和环保监管趋严增加机组运营成本的背景下，将倒逼高能耗、规模小的落后产能淘汰，利好优质火电企业，我们维持行业“增持”评级。 推荐组合：在电力供大于求的背景下，上网电量和上网电价均成下降趋势，只有综合成本较低的企业能够持续的盈利并获得优势，我们从机组利用小时数弹性、机组结构和度电成本三个方面综合考虑，重点推荐大唐发电、华能国际、内蒙华电、建投能源。 行业观点 煤炭价格阶段性见顶，火电行业成本压力减弱。上网电量、上网电价和煤炭价格是影响火电企业业绩的三大因素。煤炭是火电企业的最主要成本， 2016年煤价受供给侧改革和房地产销售火爆等影响，煤炭价格大幅上涨，导致火电行业业绩水平大幅下滑，甚至第四季度出现了大规模火电企业亏损的情况。政府利用多种手段促进煤炭价格回归合理区间，煤炭价格自去年11月后开始回落，在国家的各项政策促进以及目前市场供需平衡的情况下，煤炭价格大幅上涨的可能性不大，煤炭价格有望保持在合理区间运行。 煤电供给侧改革已在路上，火电发电小时数有望企稳。全社会用电量和发电量增速保持低位，火电的装机量增速高于需求水平。这导致2016年火电设备平均利用小时数创下新低，火电发电设备的利用率持续降低。去年开始，能源局发布多项政策控制煤电建设进度，十三五规划指出火电“十三五”期间将取消和推迟煤电建设项目1.5亿kW以上，到2020年全国煤电装机力争控制在11亿kW以内。通过敏感性分析，我们判断国家控产能政策虽然不能使发电机组利用效率快速提升，但能够缓解煤电平均利用小时数继续大幅下跌，并且有望实现企稳; 17年上调电价无望，电改利于成本优势企业。短期来看，受煤电联动机制影响，2017年电价上调无望，火电企业的盈利空间受到挤压。长期而言，电改执行“管住中间，放开两头”的政策，打破电网公司的垄断地位，放开发电端和售电端，这将导致电价开启市场化竞争，原有标杆上网电价政策保护将被取消，按机组容量平均分配电量的传统模式也将被打破。由于目前电力供大于求是常态，电价未来整体呈下降趋势，高能耗、高污染、高成本的老旧小机组将逐步被市场所抛弃，综合成本较低的企业将在电改中取得优势。 环保监管逐步趋严，官方要求淘汰30万KW以下机组。今年华北地区冬季雾霾严重，治理雾霾已经成为每个城市的头等大事，环保监管趋严是大趋势。火电厂污染物排放的标准越发严格，且污染指标的覆盖范围再扩大，目前超低排放已进行全国范围的推广。同时，国家和地方政府已经明确要求淘汰30万KW以下的小火电机组，根据30万的投产年限，按照40年的经济寿命，预计“十三五”期间退役的30万千瓦以下机组大约有1600万千瓦。小火电的淘汰将提高60万KW以上机组的利用效率，拥有优质机组结构的公司将受益。 国企改革持续深入，央企混改将为企业注入新活力。随着经济增长的放缓，不少国企面临着常年亏损的局面，2017年国企改革将继续深入。国资委主任肖亚庆提出2017年国企改革要在央企重组和混改等七个方面实现突破。另一方面，中央经济工作会议指出混改要在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等领域迈出实质性步伐，意味着电力行业是央企混改的排头兵。如果能够通过混合所有制改革，将民企灵活的市场应对机制，和创新的管理体制，引入国企内，发挥国有企业员工积极性，将为国有企业注入新的发展活力。 风险提示 政策监管不达预期;煤炭价格超预期上涨。

来自南方电网公司的统计信息显示，今年前8个月，南网区域西电东送总量已达1281亿千瓦时，同比增长6.1%。 目前，南网共建成“八交九直”17条西电东送通道。西电东送已成为粤、云、贵、桂、琼五省区最直接、最牢固、最紧密的经济社会合作方式之一。 但是，记者9月底在广东采访时了解到，随着内外部环境的不断变化，西电东送正面临诸多困难待解，其中尤以量、价矛盾最为突出。 送电端需求迫切受电端需求放缓 广东是经济发展大省、能源消费大省，但也是一个能源资源十分稀缺的省份，一次能源自给率长期维持在10%左右。在过去很长一段时期，广东常受缺电困扰。 “2000～2005年间，全省缺电非常严重，‘十一五’局面未缓解多少，到了2011年，全省电网负荷缺口仍高达700万千瓦，这是个相当大的数字。”广东省能源局一位要求不具名的官员在接受记者采访时称。 西电东送始于上世纪90年代，其实施正是基于广东对电力以及云南、贵州对外送电力的渴求。在相关省份和电力企业力推之下，“十二五”期间，南网西电东送容量由2300万千瓦迅速增加到了3500万千瓦。 西电东送极大地改善了广东的供用电格局，但“水满则溢”。“十二五”广东电力供需形势发生了本质性变化，由紧张变成了基本平衡，甚至供略大于需。 广东不再缺电，就意味着西电东送的受电端需求放缓，并且这一形势有扩大化的迹象。“按照国家能源局和有关机构测算，到2018年或2019年，广东可能会富余1000多万千瓦的装机。” 与此同时，西电东送的送电端却急于将更多的电力向外输送。 记者从云南电网公司获得的统计数据显示，到今年年底，纳入云南省调统一平衡电源装机容量将达7042万千瓦，理论总发电量超过3000亿千瓦时，但是今年云南全省用电总需求仅有2100亿千瓦时，电量富余达850亿千瓦时;预计全年弃水电量约400亿千瓦时。而去年，云南弃水、弃风、弃光电量合计达153亿千瓦时。 贵州的遭遇大同小异。国家发展改革委网站9月8日发布的《关于贵州省上半年经济形势的调研报告》提到，贵州经济发展的一大困扰是外送电难度加大，“近两年来，广东购电需求大幅下降，贵州外送需求十分迫切，西电东送谈判十分艰难，送电量没有大的提升”。 云南水电大开发致西电东送规模超计划 经济新常态导致用电增速放缓的大势难以改变的局面下，送电规模超计划以及价格倒挂成为西电东送亟须解决的两大矛盾。量的问题上，云南、贵州都希望广东尽可能多地消纳其外送电力，但广东的意愿却不强。广东的用电增长也是不如预期。 这还不是关键，最重要的是，云南的水电在过去十年里，集中地、大规模地、无序地开发，超规划地投产，致使省内供需不平衡，最终变成了广东来给云南水电开发买单。因为它既然投产了，就不能弃水，否则是违反可再生能源法的。 更何况，广东也有自己的电力生产需求。打个比方说，供用电市场的蛋糕就那么大，原本按照计划，本省企业吃掉的份额占七成，外来电占三成，但由于西电东送超计划，现在外来电要占到五成的份额，那么本省企业能够吃掉的份额相应地就要降到五成。这么一来，本省企业的日子就很难过了。 据记者了解，广东的清洁能源发展速度相当快。核电方面，全省装机容量已将近900万千瓦，还有六七百万千瓦在建，到2020年将建成1600万千瓦，另外还有后续的项目在规划建设;天然气发电方面，“十一五”装机由零发展至500万千瓦，“十二五”装机由500万千瓦发展到了1500万千瓦，“十三五”装机预计将由1500万千瓦提升到2500万千瓦;光伏、风电等新能源的发展，亦是可圈可点。 倘若外来电过多，势必会对本地电源造成“挤出”效应，因此广东的顾虑不难理解。 价格倒挂问题未来或会更加凸显 根据公开信息，云南希望在增加对广东送电规模的同时，维持云南出口电价不变;广东则希望协议内电量按广东火电标杆上网电价结算，协议外电量进一步降价。由此，价格的矛盾就产生了。 西电东送的价格问题比较棘手，“十三五”、“十四五”期间，价格可能会形成倒挂。抛开政治层面的考虑，西电东送肯定要符合市场经济规律，也就是说，云、贵卖到广东的电，应该要比广东本地的电有价格优势，不能比本地电贵。 但现在价的问题已开始体现出来，因为近几年煤价一路下跌，煤电变得更便宜，而西电东送“十三五”规划新增线路———滇西北至广东±800千伏特高压直流工程送电价格要比本地电高出不少。将来，这一问题一定会体现得更明显。”据记者了解，在电力体制改革中，受电省份一般要求送电省份的落地电价等于或低于当地燃煤机组标杆上网电价，加上电力体制改革过程中输配电价核定后，西部地区的发电企业需承担省内过网费、超高压过网费及线损电价后才能与受电省份的发电企业开展市场竞争，目前中间成本约为0.2元 /千瓦时，这就大大削弱了外来电的竞争力。 显而易见的是，电价问题的解决，更多地要依赖于方兴未艾的电力体制改革。 目前南网区域电力体制改革工作正在有序推进中，云南、贵州都已开展输配电价改革试点，广东开始打造广州国家级电力交易中心，贵州、广西、昆明电力交易中心也都纷纷宣告成立。 刚组建不久、主要负责落实西电东送战略，为跨区跨省市场化交易提供服务的广州电力交易中心有关负责人告诉记者，该中心将按照“计划+市场”的模式，逐步推出年度协商交易、年度增量交易、月度增量交易、发电权交易等多个交易品种，后期还将探索开展电力期货和衍生品等交易，建立多元化的市场交易体系，着力促进跨省区电力交易的发展，保障东西部省区清洁能源更好地消纳。

随着上市公司年报披露截止日期临近，多家上市缆企在近期发布了2015年度财报(或业绩快报)。其中，包括江南集团在内的14家线缆上市公司在财报(或业绩快报)中明确载明了2015年营业收入等数据。 财报显示，上市缆企营业收入强劲增长超10%。与该数据形成鲜明对比的是电缆行业总产值反而增长乏力。据国家统计局数据，2015年我国电线电缆产值约1.3万亿，与上年比增长3%不到。 2015年上市公司营收总体增速令人满意。其中，通达股份、亨通光电和远程电缆营业收入增长均超20%，增速分别为71.24%、29.58%和22.42%;营业收入增速超10%的有8家，只有3家增长未能达到行业平均水平，它们分别是金杯电工、南洋股份和汉缆股份。值得注意的是，汉缆股份2015年营业收入下降10.03%，是上市缆企中营业收入唯一出现负增长的企业。 根据目前已公布的数据计算，14家上市缆企2015年营业收入与上年相比总计增长12.37%，增速更是行业平均增速的4倍以上。这也可以从开工率中得到验证，以上市缆企为代表的大型线缆企业开工率一直保持较高水平，基本能够稳定在70%左右，反观中型和小型企业的开工率，自2010年以来整体呈现下降态势，目前还难以看到企稳迹象。 2015年线缆企业开工率情况 众所周知，中国电线电缆行业以中小企业居多，行业集中度不高。据最新出版的《2015-2016年中国电线电缆行业深度研究及投资前景评估报告》显示，截止2015年，电线电缆行业规模以上企业约3800家，而行业内企业总数近万家。行业规模排名前10位企业的市场累计产值占全行业比例不到10%。 另据国家质检总局 2014 年统计，目前取得 CCC 强制性认证的电线电缆企业有 5500 余家，大型、中型、小型企业比例约为 2%、 13%、 85%，行业集中度远低于发达国家水平。 随着经济新常态的到来，具有先进技术、管理规范、质量过硬、综合竞争力较强的线缆上市公司将逐步掌握主动，通过上市公司平台优势，加强资本运作，逐步展开兼并重组工作，不断扩大在行业内的影响力，行业集中度有望在未来继续得到提高，将逐步与发达国家水平看齐。

近日广东省经信委发布了“关于开展广州开发区售电体制改革有关事项的通知”,规定广州开发区开展年用电量1000万度以上的规模以上工业企业可参与2016年直接交易市场,开启广州开发区售电体制改革试点工作. 电改先头兵,开启直售电。通知规定广州开发区内年用电量在1000万度以上的规模工业企业可参与2016年直接交易市场,该批用户可向发电企业购电,或自主选择一家售电公司购电,或在广东电力交易中心集中竞价市场购电,宣告广东省电力体制进入实质阶段,打开工业大用户直售电市场。 智光电气显著受益。售电最重要的是获得用户的专变容量。智光对于已有配电房、变电站等的用户采用运维模式获取,而对于增量配电网将从前端入手,采用BOT模式,自己设计、投资、运维小区物业商厦等的变电站配电房,以本公司作为容量备案,后续开展售电业务。2015年公司累计运维广州市专变容量约50万kfa,预计2016年将超过300万kfa,意味着售电放开后售电量约40亿Kwh,假设单度电的利润在1分钱左右,最大可贡献4000万利润。 用电服务市场空间庞大。电力体制改革及企业精细化用电需求催化了用电服务市场的发展。最优目标客户为全国300多万工商业专变用户,单就运维市场而言客户均价5万/年,合计市场规模1500亿,如果再加上前端配电房、专变的扩容、故障抢修、新增配电设计投资总包等,市场规模达万亿。 智光电气商业模式清晰。公司商业模式多样,对于新增配网,智光电气由用户前端配电房、变电站总包等向后端运维服务延伸,对存量用户可从后端客户运维向前端故障抢修、扩容等发展。预计未来3-5年可实现广东省10%的专变用户市占率,形成3万多个优质客户。解决客户的初级问题一是用电信息采集,节省电工费用;二是精确化控制可以减少线路故障,避免巨大潜在维修成本。三是定检、故障抢修、增容、改建扩建等的增值服务。 加速复制广州模式,实现客户快速积累。根据定增方案及公司规划,未来三年以区域划分服务半径,整个南网地区将布局37个子公司,其中广东省33个,昆明、南宁等4个,各个子公司将快速铺开网络优质客户。假设每个子公司第一年客户数约500个,未来保持30%的增长,单个客户平均收费5万,预计2016年客户数达5000多,2018年达形成3万多,所有用电服务子公司营收合计约为16个亿,IRR约17.8%。

为了避免同业竞争，整合旗下煤电资产管理架构，京能电力大股东拟将旗下69亿元的煤电资产注入京能电力，然而就在交易方案公开不到20天，京能集团的资产注入方案就引起了上交所的关注。 京能电力----在上交所下发的问询函中北京商报记者发现，拟注入京能电力的煤电资产经营状况并不如交易方案显示那般乐观，此外公司的行业前景、盈利能力以及在交易中的估值都引起了上交所的关注。资料显示，此次拟注入京能电力的京能煤电主营业务为投资与控股京能集团的煤电企业，截至2015年末，该公司资产总计119亿元，归属于母公司所有者权益47亿元，2015年度营业总收入近24亿元，较2014年度的30亿元下滑了20%，不过公司实现净利润7.75亿元，同比增加了74%。而导致京能煤电出现营收下滑净利反升的原因，是由于在去年8月，京能煤电接收划转4家参股公司，使得2015年投资收益增长较快。 实际上，京能煤电大部分子公司和参股公司最近两年营业收入和净利润均有不同程度下滑，例如，作为京能煤电核心子公司的漳山发电，其2014年、 2015年的营业收入分别为25.35亿元和19.4亿元，净利润分别为4.22亿元、3.23亿元，下滑趋势明显，而京能煤电持股47%的蒙达发电、持股49%的上都发电2015年净利润下降幅度亦都在20%以上。此外，京能煤电子公司赤峰能源非经常性损益对其净利润的影响也较大，其2015年度以政府补贴为主的非经常性损益高达2211万元。 而标的资产的高估值也引起了上交所的注意。问询函中，上交所表示，漳山发电2014年经历股权置换，本次交易预估价值较2014年7月的评估价值高出约7.95亿元，增长近一倍。而2015年漳山发电的净利润与 2014年相比却下滑了24%。因此，公司被要求补充披露标的资产在短时间内未见盈利好转的情况下估值翻倍的理由及其合理性。

需求下滑。受宏观经济下行及工业生产增长趋缓，特别是部分重工业生产明显下滑的影响，2015年全社会用电需求出现明显回落。2015年全社会用电量 5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，增速较去年同期回落3.3个百分点。“十一五”期间用电量平均增长11.1%;“十二五”前四年用电量平均增长 7.3%。2015年用电增速创1974年以来年度新低。 装机增速大于需求增速。2015年全国基建新增发电生产能力较去年同期大幅增长，同比上升10.4%，其中火电机组新增生产能力同比增长7.8%，增速远大于电力需求增速。 火电机组产能过剩。由于需求增速下“台阶”、装机容量增速大于用电需求增速，利用率下降的趋势在短期内难以改变。我们预计2016年火电机组发电小时数4007小时，同比下降7.5%;2017年发电小时数继续下滑，但增速有所回升。火电机组产能过剩情况从2014年开始显现，2015年随着需求下降表现得尤为突出。 审批下放，新增产能保持高位。2015年出现了火电“大跃进”情况，数据显示，去年前三季度共有155个燃煤电厂已受理或通过审批，这一数字接近2012年至2014年煤电环评批复项目装机总量的近八成。我们预计2016年新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中水电1000万千瓦左右、火电5000万千瓦左右。 盈利能力较好，淘汰产能积极性不高。虽然电力需求疲软，但是做为火电成本结构中最重要一环的燃料成本，随着煤价下跌大幅度锐减，叠加资金成本下降等因素，导致火电行业于2015年第二季度达到景气度高点。2016年1月1日起下调了3分上网电价，我们预计2016年火电盈利水平将较2015年出现明显下滑但仍保持一定水平。火电机组投资规模大、回报率高，电企投资热情高，对于拉动当地GDP作出了不小的贡献。所以目前除了“上大压小”这种形式，各地方淘汰火电机组产能的动力不足、积极性不高。 投资建议。基于我们对2016年电力市场供需关系的基本判断，我们的投资逻辑遵循三条主线：1)现金流价值：大型水电公司盈利稳定，现金流优异，在无风险收益率(折现率)下降的趋势下，估值中枢有提升的可能;2)资产整合能力：长期看好国企改革。国企改革推动存量资产上市、资产效率提升，是系统性机会。3)电力改革：市场空间延展，发电公司向配、售电市场延伸。我们继续“推荐”长江电力、黔源电力，建议关注桂冠电力、皖能电力等。

事件描述 川投能源发布2015年度业绩快报,报告期内,公司实现营业总收入11.15亿元,同比增长1.12%;归母净利润38.83亿元,同比增长10.74%;基本EPS为0.88元,ROE为22.28%。 事件评论 子公司经营稳定,雅砻江下游电站全面释放产能。报告期内,公司旗下子公司运营稳定且小幅增长。公司主要利润来源于参股企业雅砻江公司,由于发电总量和增值税退税增加,该公司实现净利润同比增加11.96%。2015年,雅砻江公司旗下电站发电量全面提升,其中锦屏二级受益于2014年投产机组全线运营,其他则受益于锦屏一级2014年汛期蓄水改善下游发电环境。2016年,随着桐子林水电站全线投产,预计公司发电量会再次增长,配合公司积极利用联合水库调控,可以抵消2016年增值税退税减少的影响,保障公司短期内利润稳定。 雅砻江中游梯级电站进入开发期,公司长期利润增长有保障。雅砻江中游水电站规划约1126万千瓦,其中,两河口水电站和杨房沟水电站已分别于2014年 10月及2015年7月正式开工建设。开工最早的两河口水电站由于其特殊的地理位置,调节库容达到65.6亿立方米,可以使整个雅砻江中下游梯级电站全体受益。公司未来的长期利润将会受到雅砻江中游整体“显性+隐性”装机的增加而实现提升。 集团公司兑现资产注入承诺,未来优质资产注入值得期待。2015年1月,川投能源收购集团公司旗下四川川投电力开发有限责任公司,根据公司重述2014年财务报表,2014年川投电力为上市公司提供约3018万营业利润。集团公司旗下尚有紫坪铺、力丘河、亭子口水电站等优质水电资产,在四川省加快国企改革进程以及集团公司支持上市公司继续做大做强的前提下,上述资产的注入值得期待。 领衔四川省水电,长期发展将受益于电改。公司发电并入当地电网部分上网电价受制于四川省丰枯、峰谷分时电价,电力改革使得公司有望脱离电价束缚,充分发挥公司优质水电的优势参与市场竞争。另外,公司为四川省水电龙头,其电源规模优势有助于公司将来迅速抢占本地售电市场,开拓主营业务。长期来看,公司将从电改获益。 盈利预测及投资建议:预计公司2015~2017EPS分别为0.883、0.844、0.870,维持买入评级。 风险提示:电价下调风险,电改进度不及预期风险,系统性风险。

事件: 近日,福建福清核电6号机组、广西防城港核电3号机组、江苏田湾核电5号机组分别于12月22日、24日、27日进行核岛底板浇筑第一罐混凝土(FCD),标志着机组正式开工建设。 点评: “十二五”收官之际,核电建设踏上快车道。在不到一周的时间内,三台核电机组先后开工,充分说明了高层发展核电的态度。尽管从装机完成度上看,光伏、风电早已提前完成“十二五”装机目标,同为清洁能源的核电的装机成绩单平平(见图1),勉强在总量(在运+在建)上完成《能源发展“十二五”规划》中确定的装机目标,但我们在12月15日发布报告《风光不与旧时同-2016年新能源行业策略报告》一文中已分析,福岛核事故四年阴霾已散, AP1000主泵也顺利过审,“十三五”核电将迎来密集建设期。 承上启下,二代核电谢幕,三代核电成主流。田湾5/6号机组(M310)作为国内二代加机组,为我国二代核电建设历史上划上圆满句号,该类型机组对我国核电大规模安全发展功不可没。“十三五”期间,我国核电建设将以AP1000、华龙一号等三代机型为主,辅以高温气冷堆、快堆等四代堆,在国产化、自主化上不断推进,真正地从核电大国向核电强国转变,包括核燃料、设备制造、电站建设、废物处理等子行业均会迎来高速发展的机遇。 我们给予核电行业“看好”的投资评级,延续2016年度策略报告中的投资组合,推荐应流股份(核一级资质,中子吸收材料领先),台海核电(主管道市占率50%)、南风股份(HVAC 总包资质) 及湘电股份(受益内陆重启)。 风险提示:政策制定及出台具有不确定性,核电项目进展滞后风险。

新一轮电力体制改革的核心是建设电力市场，已经下发的配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》也提出了电力市场的建设目标、主要任务、市场主体、市场运行等要求。但建设电力市场是一项复杂的系统工程，涉及的内容非常广泛，笔者就重点的几点问题谈谈看法。 一、初期从中长期交易起步，逐步发展现货交易等多种交易品种 由于电力商品交易的特殊性，为满足市场主体的交易需求，电力市场需要建立多样化的交易品种和交易类型。从理论上看有以下几种分类：按照交易周期可分为现货交易(日前和实时)和中长期交易(多年、年、月)。按照交易产品类型可分为电能交易、辅助服务交易、输电权交易、绿色证书交易、发电权交易等。按照交易标的性质可分为电力金融交易和电力物理交易等。中发9号文件提出，我国将“采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式”。 笔者认为，从我国国情看，我国市场建设初期宜以中长期交易起步，随着市场成熟逐步开展现货交易，同时逐步完善金融交易等其他交易品种。一方面，我国发用电计划是逐步取消的，因此在市场与计划并存的过渡期首先探索中长期交易有利于市场的稳妥推进。另一方面，从美国加州ISO、得克萨斯州ERCOT现货市场等国际经验来看，开展现货交易需要在技术支撑、数据基础、标准规范、人才培养等各方面做好充分准备。尤其是我国正处于风电等可再生能源快速发展的时期，电力供求关系也正在发生变化，日前现货市场和实时平衡机制设计需要认真考虑保障清洁能源消纳、辅助服务补偿、市场主体利益调整等复杂因素。 二、选择符合国情的电力市场模式，综合借鉴国外的分散和集中模式 配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》里提到，电力市场主要分为分散式和集中式两种模式。其中，分散式是主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式;集中式是主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。上述两种模式基本上涵盖了国外电力市场的主流模式，是两种不同的市场设计思路。 上述两种模式的选取首先是一个市场设计思路的问题，也可以认为是一个市场决策方式的选择问题。集中决策模式资源配置效率更高，但市场规则较为复杂、市场力监控难度大;分散决策模式市场流动性更好、市场规则简单，但对电网电源结构和市场主体的成熟度要求非常高。 笔者认为，我国不必硬搬国外的非此即彼的市场模式，可走中间道路。在市场建设初期，可采取部分电量保留计划，部分电量集中交易的模式。计划部分可以首先形成双边合同，随着现货市场的建立，可将其转换为差价合同并逐步实现全电量集中竞价。 三、重视市场与计划双轨制下的市场过渡，合理设计偏差电量平衡等机制 我国市场建设初期市场与计划并存，市场建设会涉及到各市场主体之间的公平问题，以及在计划逐步转向市场过程中如何平稳过渡的问题。其中，电量偏差处理和阻塞管理问题在市场运行过程中显得既重要又复杂，同时与计划模式不同，处理的结果将直接影响各市场主体的利益。 由于市场初期以中长期交易为主，在实时平衡市场和辅助服务市场尚未成熟的情况下，需要协商确定处理的规则或一定的机制，如同比例削减交易或按交易先后顺序削减等方式。同时，事先约定偏差电量执行的价格，避免发生纠纷。 四、超前考虑市场风险防范机制，确保市场平稳推进 由于我国市场机制、信用体系还不健全，电力市场建设运营过程中可能出现市场力、价格波动、安全运行等风险。其中，市场力容易引发哄抬电价、市场不能正常运行等问题，是首先需要防范的风险。 厂网分开后，我国发电市场竞争格局已初步形成。随着市场的发展，大部分省份市场结构较为合理，但少数省(市)存在发电企业寡头垄断(HHI指数大于 1800)，单一发电企业市场份额过大的情况。同时，由于我国电网仍比较薄弱，在输电阻塞的情况下，局部地区也可能面临市场垄断的风险。 笔者认为，可以采取以下措施防范市场力：一是在顶层设计时就构建合理的市场结构，在建设之初就对市场份额构成进行分析，以选择合理的市场主体准入条件。二是逐步扩大市场范围，加快全国电力市场建设，防止一家或几家发电企业因规模过大或合谋形成对发电市场的垄断。三是加强市场力监管，强化对市场成员行为的监管，同时报价设立最高限价并科学合理界定电价波动阈值，在超过一定范围时进行报警或紧急干预。 总之，本轮电力市场建设需要充分吸取历史上我国电力市场建设的教训，充分考虑经济发展、利益平衡等各种因素，尽快完善细化各项市场规则，由易到难，按照市场化方向持续推进。 (作者供职于国网能源研究院)

此次下调电价是落实减轻企业负担、疏导煤电矛盾，国家还将设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员，对高耗能行业继续实施差别、惩罚性阶梯电价，推动产业升级。 临近年末，电价下调终于成行。 12月23日，国务院常务会议消息称，2016年1月1日起正式下调燃煤发电上网电价，全国度电平均下调0.03元，降价金额重点用于同幅度降低一半工商业销售电价。 国务院还提出，降低电价还将支持燃煤电厂超低排放改造和可再生能源发展。这意味着工商销售电价将同比例降低，电厂环保改造和可再生能源或获得新的支持。 此次下调电价是落实减轻企业负担、疏导煤电矛盾，国家还将设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员，对高耗能行业继续实施差别、惩罚性阶梯电价，推动产业升级。 降电价减轻企业负担或超1200亿 刚刚结束的中央经济工作会议提出，降低电价是企业降低成本的对策之一，“要降低电力价格，推进电价市场化改革，完善煤电价格联动机制。” 从2013年下半年起，全国共有3次上网电价下调。其中今年4月的电价下调明确与煤电价格联动机制有关，其余两次均与环保电价、可再生能源附加费相关。 按照截至11月底，今年全社会累计用电量50493亿千瓦时，而中电联报告预计今年全年全社会用电量约为5.64-5.75万亿千瓦时。如果参照今年的全社会用电量和火电量占总发电量比重约75%的比例简单计算，下调电价在一年的周期内将给企业减轻电费负担超过1200亿元。 湖南一家电厂的人士称，电价下调早在意料之中，按煤电联动机制，早就该下调电价，上网电价下调将侵蚀发电企业利润。 目前我国电力供应宽松，华北电力大学经济与管理学院教授袁家海曾表示，以煤电为主的火电项目大跃进式的增长，将在“十三五”期间造成超过2亿千瓦的装机过剩和7千亿元的投资成本浪费。 我国电力供应以火电为主，电价下调可以减轻企业负担，增强经济发展动力。以上网电价下调0.03元/千瓦时计算，全社会月均用电成本将减少超过100亿元，一般工商企业负担将减轻。用电量占比超过70%的第二产业也将从电价下调中获益。 不过，作为用电大户的高耗能产业依然在限制之列，此前华北电力大学曾鸣教授谈及电改，也担心电价市场化或招致高耗能产业回潮。记者注意到，国务院会议提出，国家将设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员，对高耗能行业继续实施差别、惩罚性阶梯电价，推动产业升级。 电价机制将进一步完善 煤价还在跌跌不休，同期因煤炭价格下跌，发电企业日子在今年已经有所好转。前三季度，41家火电和热电上市公司共实现净利润603亿元，同比增长16%。电气设备和电力行业业绩增速在国有企业中也处于领先地位。 新一轮电改6个配套文件也提出，将建立市场化形成电价的机制。虽然如此，但煤电占到全国电力装机的很大比例，也对电力企业利润有较大比重。中电联数据显示，截止到今年11月底，我国火电装机规模达到9.6亿千瓦，占同期电力总装机规模14.1亿千瓦的68%。燃煤电厂电价调整对电厂利润会产生一定程度的短期影响，但国家配合完善电价调整机制将有利于电厂的长远发展。 煤电联动政策始于2004年年底。当时国家规定,以不少于6个月为一个煤电价格联动周期,若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便相应调整电价。2012年12月,国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》完善煤电联动机制,在电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价。 国家发改委价格司许昆林司长在11月初的一次发布会上已经对外给出了电价调整的预期。他当时表示，按照煤电联动机制，以年为单位、达到预设条件后执行煤电联动。他解释说今年4月上网电价下调是执行去年煤电联动，今年以来煤炭价格持续下跌，给煤电联动留出了空间，将在条件成熟后按照程序调整电价。 中央经济工作会议也提出，推进电价市场化改革，完善煤电联动机制。这与今年3月份发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》所提出的“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”有着同样的政策取向。所谓理顺电价形成机制，就是要使电力市场在配置电力资源中起决定性作用，就是要由电力市场来决定电价。华北电力大学曾鸣教授分析，电价市场化，关键是要处理好交叉补贴，以及承担普遍服务成本。 按照一般的说法，燃煤电厂60%的成本都用于采购燃料，即煤炭。原能源部政策法规司朱成章就认为，电价能不能降主要取决于能源价格，如果煤炭价持续疲软，中国要用非化石能源电力来替代煤电，电价上行将在所难免。 国家发改委价格司司长许昆林此前曾就煤电联动机制的完善透露，煤电联动机制将在启动时点、调价依据等方面进行完善。发改委已推出电煤价格指数，采价点覆盖了全国30个省份。

经过十年的等待，十年的期待，十年理论和实践的准备，电力体制改革在更坚实的基础和更高的起点上，在全社会的期待和瞩目中，整装待发。 党的十八大以来，我国经济体制改革为电力体制改革创造了良好的经济和政策环境。今年年初9号文的发布，标志着新一轮电力体制改革的启动。新一轮电改的核心思想是坚持社会主义市场经济改革方向，主要任务是加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，目标是形成主要由市场决定能源价格的市场机制。最近出台的6个配套文件从市场机制、价格机制、平台建设、改革的过渡和衔接等不同维度进行了整体设计。在当前我国经济发展阶段，电力体制改革对促进电力行业发展，推动结构调整和产业升级尤为重要。 一、电力的商品属性是根本属性 十年来，我们对市场经济的认识，对电力商品属性的认识，对电力市场机制的认识更加充分而深刻。 一直以来，我们根深蒂固地认为，电力是特殊的商品。这种认识本身是正确的，电力商品与普通商品相比，具有即发即用、难以储存、系统稳定运行要求高等物理特性。但是，实践中往往只关注电力的特殊物理特性，却忽略了电力的商品属性。我们用了很长的时间认识到，电力的商品属性是其根本属性。 在我国市场经济快速发展的今天，我们有淘宝、支付宝，可以在手机上方便地订机票、酒店、购物，但是电力的生产、销售和消费基本没有体现其商品属性。对消费者来说，电力商品没有交易的市场，没有多种可选的个性化服务和灵活的价格机制，没有多样化的市场品牌。对电力生产者来说，生产多少、在哪里生产、产品的价格都不由生产者决定。现行电力生产和消费的这种模式，难以实现通过市场机制配置资源，不能适应我国的市场经济环境，不能适应经济发展的要求。新一轮电力体制改革的重要目标之一，就是还原电力商品的根本属性，通过市场的无形之手配置资源，激发市场活力。 二、公平开放输配电网络是电力市场的基础 输配电网络的公平开放是电力体制改革实施的重要前置条件，也是改革的难点之一。 输配电网络的公平开放包括市场成员公平使用网络通道和合理确定网络通道收费标准两个方面。本次配套文件的首个文件就是输配电价改革的实施意见，从输配电环节入手，公平开放输配电网。政府按照“准许成本加合理收益的原则”，核定输配电成本和价格。 输配电网络的功能是不同的，有长距离输电为主的网络，也有就地配电为主的网络，有共用网络、专项服务网络。用户对网络资源的使用，主要体现在电压等级、距离、供电方式等方面。理论上，输配电价格应根据对网络资源使用的不同而差异化地确定。简化起见，根据不同电压等级制定输配电价格在当前是比较可行的选择。 三、售电市场改革增强电力用户活力 新一轮电改将改革的目光投向了电力用户。电力用户在电力产业链中处于末端，体量小，分散度大，数量众多，对社会经济影响重大，是电力商品的最终使用者和价值实现的最终环节。建立售电市场，将使得终端用户直接参与整个社会的资源优化配置和能源消费总量控制。 加油优惠季 每升优惠4毛钱原油投资-15最佳暴利投机不懂交易?去原油模拟交易原油行情分析软件实时更新通过售电市场改革，打破单一销售和单一购买的格局，赋予用户购电选择权，将使用户自主决定电能交易的对象、数量、质量、时间和用电方式，实现售电侧的竞争。要赋予所有用户选择权，用户就要有可供选择的买电对象。售电公司是连接批发市场和用户的平台和纽带，应根据不同用户电能需求、电力分布、持续时间、安全等级等，提供差异化的服务。售电公司的数量必须满足竞争的需要。应限制单个售电公司的市场份额，避免单个市场主体份额过大产生市场力，影响市场的公平竞争。 售电市场改革为电力系统的经济运行、提高效率开拓了新领域。以往，我们对发电侧的优化运行开展了大量理论研究和实践探索，但是用户侧的优化潜力挖掘不够。售电市场改革建立了灵活的用电价格机制，鼓励用户响应电力市场的供需变化并参与调整，促进电力用户科学用能、节约用能，将使用户以更小的用电成本获得更大的效益，同时降低单位能源用量的排放水平，实现全社会节能减排。 四、售电市场改革离不开批发市场的建设 售电市场不能离开批发市场独立存在。电力批发市场是为发电企业、售电公司、大用户、园区用户等市场成员服务的竞争性市场平台。零售市场是售电公司直接向最终用户售电的竞争市场。售电公司在批发市场中是购电主体，在零售市场中是售电主体。 电力批发市场建设是一项系统工程。市场机制应公平开放，包括通道开放，交易信息完备、有效，交易公平，维护市场成员合法权益，消除市场壁垒;市场结构合理，交易区域划分和协调运行等方面要清晰、明确、顺畅;市场流程规范严谨，交易的各个环节的运行应该以计算机系统完成，尽量减少人为干预;市场运作在技术层面和经济层面稳定高效可靠。 新一轮电力体制改革的整体设计还包括批发市场运营机制、平台建设、可再生能源消纳等方面。相对独立的交易机构保持与市场参与者的业务和经济利益的独立，通过市场管理委员会等组织和机构，确保所有市场成员参与市场管理和决策，交易平台和市场环境将更加公平、透明。电网企业承担社会保障服务，承担按照国家核定价格提供保底售电服务的职能。培育多样化的售电商。同时，通过制度安排保障社会民生和可再生能源全额消纳。 五、认识和防范市场风险 电力市场建设中，应考虑到可能的市场风险。首先，要防止市场成员的市场力过大，控制甚至垄断市场。在发电和售电环节，都要设定反垄断的措施，限定市场成员的份额。对超过市场规定限额的市场成员，应强制拆分或出售相应资产。其次，是市场成员履约和信用风险。在合同执行、结算等环节如何保障市场成员的合法利益。第三，是发展的风险。电力市场投资大，建设周期长，如果缺少相应的容量机制，将带来投资的不确定性。发展的风险虽然在短时间内可能不会显现，但在一段时间后会集中表现。 电力体制改革涉及面广，不可能一蹴而就。电力市场建设是循序渐进的过程，也是不断自我修正的过程。国际上电力市场的建设很多是在十年以上，到现在仍然还在既定的设计框架中不断完善。因此，要求市场建设过程具有自我完善和修复的能力。同时，在经济、技术等方面，电力市场建设将对我国的经济发展和社会生活产生深远的影响。随着互联网、大数据等技术与电力市场的结合，将出现分布式供电、智能微电网、智能小区等，用户将有可能享受到全面细致的供电、供热、供汽、供冷、供气、节能服务、能源优化使用等全方位的综合能源服务。 电力体制改革和市场建设已经启动。买电上团购网站?买电使用手机APP?买电前看看大众点评谁家便宜又好?一切似乎陌生又好像近在眼前。这是市场的能量，这就是改革激发的市场动力和活力。虽然市场建设会面临各种困难和风险，但是，我们坚信市场化的方向不会改变，市场配置资源、提高效率的目标不会改变，建设科学高效的电力市场体系的决心不会改变。

根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)，新一轮电力体制改革将加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。有序放开发用电计划是深化电力体制改革的重要内容，对推进电力市场化改革具有重要意义。 一、放开发用电计划是推进电力市场化改革的前提条件 我国现行的政府制定发用电计划，对电能实行统一分配是计划经济时代的产物，改革开放初期，在解决我国电力短缺和保障电网稳定方面发挥了积极作用。随着电力工业的发展，政府制定发用电计划已经不能适应电力市场化改革的需要。 推进电力市场化改革，就是要还原能源的商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。在传统的政府制定发用电计划模式下，电力是特殊商品，电量由政府参照“三公”原则进行分配，电厂发电多少主要取决于政府的计划，没有其他可参与的市场。 只有放开传统的发用电计划，才能为发电量直接交易等市场化交易提供可能，才能促使电力企业和电力用户真正参与到电力市场交易中来，进而有效推进电力市场化改革，更好发挥市场优化电力资源配置的作用，提高全社会的用电效率。 二、建立优先发用电制度是电力市场化改革平稳有序进行的重要保障 发用电计划不可能在短时间内全部放开，需要一个循序渐进的过程。电改配套文件《关于有序放开用电计划的实施意见》(以下简称《意见》)，对于如何有序推进发用电计划改革进行了明确，通过“两个制度”，即建立优先购电和优先发电制度，对特殊的发电企业和用户实行有限度的保护，实现电力电量平衡从计划向市场平稳过渡，进而推进电力市场建设。 (一)建立优先用电制度，有利于保障民生，确保社会生产生活有序用电。电力关系国计民生，保障公益性行业用电是平稳放开发电计划的基础。《意见》明确，一产用电、三产中的重要公用事业公益性服务行业用电，以及居民生活用电获得优先用电保障。政府通过建立优先购电制度，保留这部分发用电计划，并执行政府定价，是保障基本公共服务供给的“兜底”政策，能够确保居民、农业、重要公用事业和公益服务等行业以及部分无议价能力用户有电可用，并维持合理的价格，切实保障民生。 为保障优先购电的实施，优先购电的电力电量由所有公用发电机组共同承担，这部分电量不参与市场交易，电价执行政府定价，以确保公益性电力需求。同时，需要加强对需求侧以及有序用电的管理。实施有序用电，有利于提升电力应急保障能力，应对重大自然灾害和突发事件，保障电力供需平衡和生产生活秩序。 (二)建立优先发电制度，有利于清洁能源消纳，进一步促进节能减排。9号文指出，要确保可再生能源发电依照规划保障性收购。现阶段，我国可再生能源发电，特别是风电成本高，存在不稳定、不可控性，市场竞争能力差，若推向市场竞争，不利于清洁能源的消纳。《意见》明确建立优先发电制度，主要是秉承绿色低碳、节能优先的原则，从保障清洁能源多发满发、电网安全以及保障民生方面，确定了可以由政府安排全部或部分发电量计划的发电类型。其中，分布式发电全额收购;风电、太阳能、生物质、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电;水电按照资源条件、历史均值、综合利用要求优先安排发电;火电中除超低排放机组和采暖期的供热机组外，其他机组未列入优先发电保障范围。 从优先发电的范围可以看出，新电改将会刺激风电、太阳能等清洁能源发电，提高清洁能源发电比重，优化调整我国电力装机结构;同时，保障民生的热电联产机组将受益。优先发电制度对于减少煤炭消耗和污染物排放，加快形成资源节约型、环境友好型社会具有重要意义。 为保障优先发电的实施，政府在编制年度发电计划时，应为符合优先发电类型的机组留足发电空间。同时，电网企业需要做好电力电量平衡工作，火电企业也要通过技术改造，根据电网调峰调频的需要，提高调峰灵活性，确保电力系统安全稳定。在能源资源丰富地区、清洁能源装机比重较大地区，组织实施替代，实现优先发电可交易，由水电、风电替代火电发电量，能够最大限度消纳清洁能源，促进节能减排，也是保障清洁可再生能源优先发电的可行性措施。云南省实施清洁能源交易、四川省实施水火电置换，在合理利用资源方面均有借鉴意义。 三、积极开展直接交易是构建竞争性电力市场的有效途径 现阶段，直接交易是开展电力市场交易的主要形式。开展直接交易是推进电力市场化交易机制建设的可行路径，有利于构建有效竞争的市场格局，促进合理市场交易机制的形成，有序推进电力市场建设。现阶段，在不影响电力系统安全、供需平衡和保障优先购电、优先发电的前提下，有序稳妥地扩大直接交易规模，逐步将发电计划向市场转变，能够还原电能的商品属性，实现市场化，促进建立完善的电力市场体系。同时，随着逐步放开发用电计划，直接交易规模的不断扩大，跨省跨区送电逐步过渡到中长期交易，能够有效促使更多的发电企业和电力用户参与到市场交易中来，享受电力体制改革带来的红利。 《意见》对直接交易的用户准入范围、发电准入范围、交易方式和期限、交易价格等方面做了明确规定，有利于直接交易的有序推进。在市场准入方面，《意见》明确了参与直接交易的主体，扩大了准入范围。参与交易的主体更加多样化，有利于形成多买多卖的市场竞争格局，能够增强市场机制调节供需关系和形成合理价格的能力，有益于促进用户根据市场供需合理调节生产、优化用电、提高能效，促进市场优化资源配置的有效实现。 发电侧允许火电、水电参与，鼓励核电、风电、太阳能发电等参与。明确超低排放火电机组优先参与，对不符合国家政策、污染物排放不达标的企业不能参与，这不仅可以督促发电企业挖掘自身潜能，降低生产成本，提高竞争能力，而且能够淘汰落后产能，提升火电高效清洁发展水平。 在交易期限方面，鼓励建立相对稳定的中长期交易机制。《意见》规定，发电企业、售电企业和用户可以自愿参与直接交易。一旦参与，不得随意退出。允许部分或全部转让合同。这些规定有利于维护交易双方的利益，降低参与方的违约、信用风险。 在交易价格方面，通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定上网电价。在目前火电机组利用小时逐年下滑的情况下，直接交易将导致上网电价竞争加剧,发电侧水电及大容量、高能效、低排放火电将受益，工业用户生产成本也将降低。 新一轮电力体制改革将进入全面试点、有序推进的新阶段。电力系统的安全稳定运行是推进电力改革的基础，要做好优先用电和优先发电量之间的有效衔接，安排好发用电平衡;同时，也要关注水电大省火电企业的生存问题，研究出台相关补偿政策和机制，确保火电企业安全稳定运营;要通过立法等手段建立健全发用电市场信用体系，依法保护发电、用电企业的合法利益，保障电力系统安全运行和电力可靠供应，为实现电力市场化改革的目标打下坚实基础。

导读： 十八届三中全会明确提出了要“网运分开”，对于电力行业来说，“网”自然指的是电网。电网由于其物理特性属于自然垄断的范畴，但目前由电网来承担的电力销售环节，其实并不属于必须自然垄断的一部分，可以作为改革电网的一个突破点。 十八届三中全会明确提出了要“网运分开”，对于电力行业来说，“网”自然指的是电网。电网由于其物理特性属于自然垄断的范畴，但目前由电网来承担的电力销售环节，其实并不属于必须自然垄断的一部分，可以作为改革电网的一个突破点。 个人认为，售电侧改革可以考虑引入民间资本，成立混合所有制的省市级受托公司直至发展成为国家级受托公司，初期受供电公司委托从事10KV以下业务，条件成熟时候可逐步涉足110千伏以下配电维护及售电业务，而国网和南网逐步退出110KV中低压配电维护及售电业务，专注于110千伏乃至特高压以上电网骨干架构的建设，逐步退出售电侧。在具体实施中，可从最基本的低压台区业务受托开始，逐步扩展到10千伏承包经营乃至更高级别的直接售电业务，不宜操之过急。 当前大力推广实施的供电所业务委托工作，将供电所有关业务，委托低压业务于受托公司，转变供电所管理模式，是供电公司业务组织方式的有益探索，是企业管理创新的重要内容和具体体现。本文就受托公司组建及发展前景谈几点想法。 受托公司的角色定位 为适应售电业务发展，各省地市政府及供电公司层面应严格遵守国家政策法规，按照尊重历史、立足现实、适应发展的原则，立足供电所现有人员结构和业务分工实际，成立地市受托公司，以代抄代维、承包甚至趸售等形式，负责10千伏乃至于110KV以下电网运维检修、营销服务等业务。该公司是独立的法人，自负盈亏，和地市供电公司是一种乙方和甲方的经济契约关系。 受托公司的产生与当前三集五大改革形势和供电企业的基层现状相适应，低压集抄建设的全覆盖以及电费社会化代收的迅速推进，在客观上为供电企业业务委托提供了可能。 受托公司当前主要负责10千伏以下电费回收及网络运行维护、改造;380伏业扩报装，农村供电监督、用电安全宣传和管理，以及优质服务等。未来的受托公司发展方向应该是吸收民间资本、引进社会人才、完善分配机制，逐步建立和完善现代企业制度;立足低压供电市场，由代收代维逐步过渡到承包、租赁甚至趸售等经营方式，逐步延伸业务由10千伏至35千伏、110千伏，不断创新经营模式、拓展业务范围和提升服务质量，最终实现向售电集团公司的转型。 受托公司的资本构成 为了符合管理需要、最大程度上切合当前实际，受托公司可在地市公司层面组建，各县市在地市受托公司成立并运作后，以各原县市的农电服务公司(比如某地区的三新农电公司)等为基础进行改造，设立受托公司县市分部。 省市级受托公司可以考虑由供电公司、政府、民间资本共同出资组建，也可吸收其他地区的受托公司参股，形成股权多元化。比如甲市受托公司A由政府出资相对控股，同时邀请乙市的受托公司B和丙市的受托公司C参股，共同组建甲市的受托公司。同理乙、丙也可以此法组建本地受托公司。在发展到一定的阶段，可以考虑逐步吸收社会法人资本，以壮大资本实力。 通过这种受托公司的组建，国网和南网能逐渐将经营的触角从中低压经营地区撤回，释放大批人财物资源，也能逐步减少直至停止对低压电网的投入，集中资金建设中高压、特高压电网，同时能有效地吸收社会资本参加低压电网建设和经营。从经济层面讲，大大缓解了国家电力建设资金的不足，使得国家能用较少的国有或集体资本控制更多的电力资产，同时进一步推动了中低压电力市场的投资主体多元化、经营模式多元化、利益分配多元化、竞争格局多元化的实现，客观上也拓展了民间资本的投资渠道。 另外地市公司出面组建受托公司，也打破了以往各县市三新公司中农电员工人身地域所属和资产产权所属关系复杂所带来的各种弊端，组建受托公司县市分部后原农电员工不再持有受托公司股份，和该公司只是简单的劳动关系，该公司因股权多元化、层级高、跨地域的特点，避免了原来三新公司和各县市供电公司关联性太强的弊端。并且成立全市范围的受托公司有以下优点： 一是能整合全市范围的原来各农电服务公司全部资源，增强受托公司的整体实力，一定时候能引导社会法人入股逐步实现受托公司“电”色彩的淡化，使得公司逐步实现产权社会化、业务社会化、管理社会化，条件成熟时还可以进一步横向联合发展成为跨地市区域经营的受托公司集团。 二是股权多元化和跨地域经营有利于实质上理顺原农电工和各县市供电公司理不断、剪还乱的关系，从业务上、经济关系上、从属关系上逐步淡化直至断绝二者的关系。 三是从体制上预留受托公司产权范围进一步扩大的出口。从体制上来讲，产权多元化的初始体制必将为将来的产权扩大化预留了出口，并由此带来管理、业务上的社会化，吸引更多的管理人才和投资者加入。 受托公司的组建关键 各地政府和市供电公司应按照制定受托公司组建实施方案、注册组建受托公司、签订业务委托协议、明确委托业务范围及监督管理方式、选聘受托公司管理人员等步骤着手组建受托公司。 一是要依法进行注册登记 省政府、省公司要组织地市供电企业按照实施方案要求明确出资方式和注册资金规模，依法合规组建地市级受托公司。受托公司作为独立法人，要符合《公司法》有关规定，具备工商营业执照、企业组织代码证、税务登记证和电力工程承装(修、试)资质，切实做到“依法注册、自主经营、自负盈亏”。要制定相应管理办法，加强公司印章、财务专用章和法定代表人个人名章的日常管理。 二是要建立完善各项制度 受托公司要建立健全各项公司管理制度、工作流程和工作标准，各项内部管理制度、标准、流程应履行企业内部制定程序，确认后发布实施。同时，各地市供电公司也要根据实际修订供电企业供电所或者中心供电服务区核心业务的管理标准和工作流程，建立健全委托业务的监督管理和考核评价办法。 三是要加强劳动合同管理 各地市供电公司要加强农电工管理，做好充分的思想动员，解除农电员工的顾虑，动员农电员工和受托公司重新签订用工劳动合同。要向农电员工们宣讲受托公司模式目的是为了适应国家电网改革，理顺农电用工管理关系，提高农电工劳动待遇，完善农电工权益保障机制，拓展农电工职业生涯成才通道，兼顾农电工期望及和谐社会发展方向的，而不是为了抛弃农电工。只有做好了思想动员，才能让农电工理解受托公司组建的真正目的和意义。

根据MarketsandMarkets发布的关于2020年全球柔性电池市场预测研究报告显示，到2020年，全球柔性电池市场预计将达6.17亿美元，2015到2020年期间，以53.68%的复合年增长率增长。 各企业纷纷开发新技术和具有成本效益的解决方案以应对新的市场趋势，如产品设备需要具有可移植性、灵活性，可自动化和连接性。终端用户可用柔性电池产品取代传统电池。 薄膜锂离子电池的优点是具有灵活性、重量轻、可卷制、可折叠，无能量耗损、易于处理。因此制造商们更倾向于使用薄膜锂离子电池。 可根据技术、充电率、应用和地理区域对柔性电池市场进行划分。预测期内，包装行业有望引领市场，2014年占据30%的市场份额。在2015到2020内，市场有望出现47.91%的复合增长率。同样地，2015至2020年内，由于电子产品市场需要不断上涨，柔性电池市场相应会出现77.58%的复合增长率。 同时，报告中指出了柔性电池市场相关的推动因素、限制因素、机遇和挑战。推动因素就包括产品不断趋于小型化;限制因素包括高额资本投入和缺乏适当标准;可穿戴电子产品和电子设备预计都将为柔性电池市场带来新的市场机遇;材料不可用是市场增长的一大挑战。 根据市场划分来看，北美、欧洲、亚太地区中，2014年北美占35%的最大市场份额，在2015至2020年期间，北美柔性电池市场有望出现51.97%的复合年增长率。主要柔性电池厂商包括：Samsung、LG、意法半导体公司(荷兰)、火箭电气有限公司(韩国)、蓝星技术公司(美国)、Enfucell Oy(芬兰)、丰江电池新技术有限公司(中国)、Paper Battery(美国)、BrightVolt(美国)、Ultralife(美国)等。

十八届三中全会明确提出了要“网运分开”，对于电力行业来说，“网”自然指的是电网。电网由于其物理特性属于自然垄断的范畴，但目前由电网来承担的电力销售环节，其实并不属于必须自然垄断的一部分，可以作为改革电网的一个突破点。 个人认为，售电侧改革可以考虑引入民间资本，成立混合所有制的省市级受托公司直至发展成为国家级受托公司，初期受供电公司委托从事10KV以下业务，条件成熟时候可逐步涉足110千伏以下配电维护及售电业务，而国网和南网逐步退出110KV中低压配电维护及售电业务，专注于110千伏乃至特高压以上电网骨干架构的建设，逐步退出售电侧。在具体实施中，可从最基本的低压台区业务受托开始，逐步扩展到10千伏承包经营乃至更高级别的直接售电业务，不宜操之过急。 当前大力推广实施的供电所业务委托工作，将供电所有关业务，委托低压业务于受托公司，转变供电所管理模式，是供电公司业务组织方式的有益探索，是企业管理创新的重要内容和具体体现。本文就受托公司组建及发展前景谈几点想法。 关于售电牌照的辩论：有还是没有 受托公司的角色定位 为适应售电业务发展，各省地市政府及供电公司层面应严格遵守国家政策法规，按照尊重历史、立足现实、适应发展的原则，立足供电所现有人员结构和业务分工实际，成立地市受托公司，以代抄代维、承包甚至趸售等形式，负责10千伏乃至于110KV以下电网运维检修、营销服务等业务。该公司是独立的法人，自负盈亏，和地市供电公司是一种乙方和甲方的经济契约关系。 受托公司的产生与当前三集五大改革形势和供电企业的基层现状相适应，低压集抄建设的全覆盖以及电费社会化代收的迅速推进，在客观上为供电企业业务委托提供了可能。 受托公司当前主要负责10千伏以下电费回收及网络运行维护、改造;380伏业扩报装，农村供电监督、用电安全宣传和管理，以及优质服务等。未来的受托公司发展方向应该是吸收民间资本、引进社会人才、完善分配机制，逐步建立和完善现代企业制度;立足低压供电市场，由代收代维逐步过渡到承包、租赁甚至趸售等经营方式，逐步延伸业务由10千伏至35千伏、110千伏，不断创新经营模式、拓展业务范围和提升服务质量，最终实现向售电集团公司的转型。 受托公司的资本构成 为了符合管理需要、最大程度上切合当前实际，受托公司可在地市公司层面组建，各县市在地市受托公司成立并运作后，以各原县市的农电服务公司等为基础进行改造，设立受托公司县市分部。 省市级受托公司可以考虑由供电公司、政府、民间资本共同出资组建，也可吸收其他地区的受托公司参股，形成股权多元化。比如甲市受托公司A由政府出资相对控股，同时邀请乙市的受托公司B和丙市的受托公司C参股，共同组建甲市的受托公司。同理乙、丙也可以此法组建本地受托公司。在发展到一定的阶段，可以考虑逐步吸收社会法人资本，以壮大资本实力。 通过这种受托公司的组建，国网和南网能逐渐将经营的触角从中低压经营地区撤回，释放大批人财物资源，也能逐步减少直至停止对低压电网的投入，集中资金建设中高压、特高压电网，同时能有效地吸收社会资本参加低压电网建设和经营。从经济层面讲，大大缓解了国家电力建设资金的不足，使得国家能用较少的国有或集体资本控制更多的电力资产，同时进一步推动了中低压电力市场的投资主体多元化、经营模式多元化、利益分配多元化、竞争格局多元化的实现，客观上也拓展了民间资本的投资渠道。 另外地市公司出面组建受托公司，也打破了以往各县市三新公司中农电员工人身地域所属和资产产权所属关系复杂所带来的各种弊端，组建受托公司县市分部后原农电员工不再持有受托公司股份，和该公司只是简单的劳动关系，该公司因股权多元化、层级高、跨地域的特点，避免了原来三新公司和各县市供电公司关联性太强的弊端。并且成立全市范围的受托公司有以下优点： 一是能整合全市范围的原来各农电服务公司全部资源，增强受托公司的整体实力，一定时候能引导社会法人入股逐步实现受托公司“电”色彩的淡化，使得公司逐步实现产权社会化、业务社会化、管理社会化，条件成熟时还可以进一步横向联合发展成为跨地市区域经营的受托公司集团。 二是股权多元化和跨地域经营有利于实质上理顺原农电工和各县市供电公司理不断、剪还乱的关系，从业务上、经济关系上、从属关系上逐步淡化直至断绝二者的关系。 三是从体制上预留受托公司产权范围进一步扩大的出口。从体制上来讲，产权多元化的初始体制必将为将来的产权扩大化预留了出口，并由此带来管理、业务上的社会化，吸引更多的管理人才和投资者加入。 受托公司的组建关键 各地政府和市供电公司应按照制定受托公司组建实施方案、注册组建受托公司、签订业务委托协议、明确委托业务范围及监督管理方式、选聘受托公司管理人员等步骤着手组建受托公司。 一是要依法进行注册登记 省政府、省公司要组织地市供电企业按照实施方案要求明确出资方式和注册资金规模，依法合规组建地市级受托公司。受托公司作为独立法人，要符合《公司法》有关规定，具备工商营业执照、企业组织代码证、税务登记证和电力工程承装资质，切实做到“依法注册、自主经营、自负盈亏”。要制定相应管理办法，加强公司印章、财务专用章和法定代表人个人名章的日常管理。 二是要建立完善各项制度 受托公司要建立健全各项公司管理制度、工作流程和工作标准，各项内部管理制度、标准、流程应履行企业内部制定程序，确认后发布实施。同时，各地市供电公司也要根据实际修订供电企业供电所或者中心供电服务区核心业务的管理标准和工作流程，建立健全委托业务的监督管理和考核评价办法。 三是要加强劳动合同管理 各地市供电公司要加强农电工管理，做好充分的思想动员，解除农电员工的顾虑，动员农电员工和受托公司重新签订用工劳动合同。要向农电员工们宣讲受托公司模式目的是为了适应国家电网改革，理顺农电用工管理关系，提高农电工劳动待遇，完善农电工权益保障机制，拓展农电工职业生涯成才通道，兼顾农电工期望及和谐社会发展方向的，而不是为了抛弃农电工。只有做好了思想动员，才能让农电工理解受托公司组建的真正目的和意义。 在签订合同上要注重以下几点：要严格界定用工范围，主要吸收原农电工群体，认真核查农电员工年龄、工龄、政治面貌、学历等关键信息，确保基础信息准确无误。要制定统一的受托公司用工劳动合同文本，合同文本必须符合《劳动法》、《劳动合同法》等相关法律法规要求，涉及劳动者工作内容、工作条件、劳动报酬等要齐全。农电员工和原县市农电服务公司劳动合同解除时涉及补偿问题的应依法处理，确保原有劳动关系彻底解除。农电员工劳动合同的重新签订过程必须依法合规，对于涉及职工切身利益的劳动报酬、休息休假、劳动安全卫生、保险福利、职工培训等重大事项，地市受托公司要召开职代会，研究表决有关方案和意见，确保信息透明、程序严谨、操作规范，切实做到公开、公平、公正。要根据《社会保险法》要求，结合本地实际，明确职工基本社会保险办理种类和标准，研究制定员工福利标准，多维度建立薪酬绩效考核增长机制。 四是合理设置组织机构 公司应该根据《公司法》设立股东会、董事会和监事会，本部可根据各地实际情况，一般可以考虑设置总经理兼职党群书记、运维安保副总、营销服务副总，下设综合事务部、人事财务部、运维安保部、营销服务部，各部各设主任一名，专责若干。综合事务部负责公司内外联络协调、公文、接待、合同签订、维稳、党群等综合事务，人事财务部负责人事及财务管理、合同价格谈判等，运维安保部负责公司的维护业务开展、安全监管、合同价格谈判等，营销服务部负责公司的营销业务及优质服务、合同价格谈判。 本部领导及关键岗位管理人员初期可以采用从供电公司借用的形式借调部分懂管理、懂经营的主业正式员工，其他岗位可以考虑从现有优秀农电工中选拔，在公司各项管理逐渐走上正轨后，供电企业正式员工应该逐步退出。根据业务需求量的大小，公司在各县市设置相应的业务分部，也可以跨区域设置业务中心，更多的考虑经济成本而不是以行政区域划分。允许不同受托公司或其不同分部对同一区域开展竞标代维，也允许原农电员工自行决定加入不同的受托公司或其不同分部。受托公司在工商注册时经营地域可申报全省乃至全国，为将来发展留有空间和余地。各县市业务部下设班组，开展相应生产、营销、服务等业务，在代抄代维及承包阶段依托供电所牌子对外开展受托业务，趸售阶段则以自己的名义开展各项业务，自行承担法律及经济责任。 受托公司的经营运作 根据当前及未来可能开展的业务，受托公司的发展形式可分为劳务提供、承包经营、趸售经营等几个阶段。 第一阶段：劳务提供阶段 在受托公司初建阶段，更多的只能开展劳务提供业务，即供电公司将原来供电所承担的一切生产维护、营销服务工作以打包的方式通过约定合同委托给受托公司，通过业务委托合同明确权利义务、约定委托业务的具体范围、数量、质量目标、合同价款预算标准、结算程序，并且为任务的完成设立诸多考核小项目分值。供电公司在各地设立供电所或者中心供电服务区，负责对该区域的受托公司县市分部工作情况进行考核，对未完成的任务扣除相应分值，扣减应该支付的农网维护费。这种模式其实在中国移动、中国联通的基站代维中早就实现，且运作相当成功。 在这个阶段，受托公司总体上说还只是简单的劳务输出单位，除了380伏业扩报装收入和380伏以下用户产权侧有偿服务收入外，基本没有自己独立的利润空间，也没有自己独立的经营区域，创收能力及创收途径很有限。在此阶段，供电公司和受托公司之间还只是业务上的合同关系，并不涉及中低压电网资产权属关系，只能是一个发展的低级阶段，时间应该为五到十年左右，是一个人财物积聚和现代企业制度建立完善的时期。 受托公司要建立业务闭环管理制度，加强工作计划管理，严格按照供电企业对专业工作的要求开展相关业务。受托公司运营过程中接受供电企业和供电所对委托业务的专业指导、监督，在评价考核后按委托合同约定结算委托费用。 在这个阶段，公司的业务范畴是10千伏及以下电网的代维和少量的电费代收工作。在当前集中抄表和电费社会化代收程度比较高的情况下，补漏抄表、电费代收工作量较小，主要是少数因各种原因批扣不成功用户的上门或者停电催存电费。代维工作主要是合同中规定的设备单元的维护，比如台区变压器及附件、10千伏及以下线路、中低压线路电杆等。 在合同中应该明确代维工作内容和要求，代维设备单元数量及类型应该制作成代维设备实施确认书，在代维执行期内，对代维区域内新增设备应该纳入日常巡检范围内。代维考核结果与合同付款、代维费用核算和结算、年度准入资格等相挂钩。在代收代维合同中，双方应就安全责任划分问题作出明确规定，受托公司应确保整个代维过程中的人身、财产安全，遵守环保及职业健康安全的管理规定，避免对环境健康安全造成影响，对其发生的一切自身、供电公司或用户人身、财产安全责任事故，承担全部法律和经济责任，供电公司不承担任何由此而产生的法律和经济责任。对代维人员因违反有关安全操作维护规范造成重大安全事故，供电公司应及时中止代维工作，并要求其进行整改，不能达到整改要求的，应解除代维协议，并取消受托公司两年内在当地承担代维工作的资格。 供电企业要认真履行监督管理职责，切实尊重受托公司独立法人地位，加强工作指导，但不得直接参与受托公司管理工作;要建立健全委托业务质量评价标准和办法，不断完善业务委托协议细则，就委托业务范围、工作标准、关键指标、费用核定、运营监管、安全责任、违约事项等方面进行详细规定;严格按照统一制定的供电企业监督管理标准、工作流程充分发挥供电所的实时评价作用，依法合规对委托业务进行有力管控，确保工作质量、服务水平不断提高。 供电公司制定具体的代收代维管理考核办法，对受托公司实施的代收代维工作进行半年考核和年度考核，双方应根据每期实际代维工作量签定当期代维费用结算表，并签字盖章。供电公司应向受托公司提供各种设备、线路等的相关资料，并负责向受托公司交接设备的现状及维护工作，在交接期间协调受托公司与地方的关系，以便维护工作的顺利开展。 供电公司每月对代维设备进行不定期抽查。供电公司应向受托公司提供代维所需的各类设备、线路的备品备件。供电公司按照人员配置、车辆、仪器仪表等最低配置要求，对受托公司进行审核。供电公司负责向受托公司提供相关的设备运行情况并反馈相关信息，不定时组织代维抽查，以确认受托公司的工作符合合同约定，如供电公司有不满意的地方，应要求受托公司依照代维合同约定作相应调整。 供电公司给受托公司增加的在代收代维合同之外的临时任务必须由代维管理员予以审核，临时任务的添加不能影响日常的代维作业计划;原则上不将低压网改工程及380伏及以上业扩报装、施工任务交给受托公司。供电公司按照本公司安全生产管理办法对受托公司进行安全生产管理。受托公司应接受供电公司的业务领导，根据实际工作需要，服从供电公司的工作调度安排。受托公司不得将为供电公司委托代维的业务项目部分或全部转包给第三方承担，否则由此引发的事故将由受托公司承担全部经济和法律责任。 受托公司在履行本合同过程中，在未与供电公司沟通的情况下，不得采用任何方式招用、聘用和录用原供电公司的员工为受托公司工作，否则供电公司将有权中止代维合同。受托公司应该加强电力设施保护工作，保证代维期间代维范畴内的各种设备、线路的安全，因受托公司故意、过失，造成供电公司各种设备被盗、被损、丢失等情况时，受托公司承担全部的法律责任和经济损失。受托公司在完成设备、线路抢修和正常巡视的同时，保证积极组织车辆、设备和人员，积极配合供电公司进行电网结构调整和设备维护、10千伏业扩报装施工等项目的实施。 受托公司应独立完成工作中与相关单位及个人的协调工作。受托公司应免费完成供电公司临时交办的小型维护工作。原则上临时工作应不超过日常维护量的10%，超出部分由双方协商采用有偿补偿的方式进行。受托公司必须按国家相关法律、法规与员工签订聘用合同，完善相关用工手续，提供福利保障，稳定员工队伍，不得拖欠员工工资。受托公司应全面接受供电公司的业务领导和技术指导，做好与供电公司相关业务部门的衔接，积极配合相关部门的工作。供电公司关于设备维护的各项规程、文件对受托公司同样有效。受托公司遵守代维工作的相关规定和要求，承担代维工作中相关服务费用的开支，此部分费用已包含在服务费中，受托公司不得再行要求供电公司支付费用。受托公司在代维工作中发现的严重问题应立即以电话和书面形式报告供电公司，一般问题汇总后书面形式报告给供电公司。受托公司应及时、准确的向供电公司提供供电公司要求的各种报告和报表，报告和报表均应以书面和电子文档两种方式提交。 受托公司在调整各分部核心人员前，应当征得供电公司的同意。受托公司必须设立代维项目专人负责制，并设AB角互为备份;负责人必须同时配备专用手机，并保证24小时开机;该负责人应保证在发生故障或紧急情况下时能及时赶赴现场指挥调度，不得出现AB角同时不能到达现场的情况。 受托公司必须在所维护区域内设有固定办公地点及必要的办公设备，并设有24小时值班室。受托公司应按照供电公司有关电网建设工程规范要求，安排人员配合和监督开展电网升级改造、线路搬迁、迁改等工作，确保工程质量符合有关质量要求。受托公司应积极响应供电公司组织的事故应急演练，参与应急演练的效果纳入代维考核。对于供电公司启动重大电力保障和抗灾害方案时，受托公司应积极投入力量实施抢险、保障，供电公司应给予有偿补偿或者可以采取与受托公司签订合同方式实施，费用从供电公司农网维护费中列支。 代收代维合同中应该明确合同总价、代收价格、代维价格。代收工作采取百分制，以当期和全年累计电费回收率予以考核。代维工作中，以线路长度、变压器个数、电杆基数为计量标准，分别予以相应的考核系数，累计总系数值后对应代维总价格，算出每个系数对应代维金额。在考核时，按照扣减的系数值扣减当期代维费用。代维费用按半年支付，代维费用数额由双方按合同规定于7月及次年1月的10日前核定后，受托公司根据核定金额开具合法、有效的发票，供电公司在收到发票10个工作日内采用转帐方式支付给受托公司。代维期间，供电公司根据代维管理考核办法对受托公司的工作按照半年、年度的周期进行考评。其中优质服务工作应该占有一定考核分值。受托公司要按照有关国家电网标识使用要求，在开展委托业务时严格控制标识的应用范围、严格使用内容、严格规范管理。在开展非委托业务时，原则上不得应用国网公司品牌标识。对于代维期间出现的优质服务投诉事件及其他影响供电公司形象的事件，供电公司应扣减受托公司相关考核分值，冲减当期代维费用。受托公司在收到供电公司半年、年度考评结果后，应于2日内提出异议并要求复评。考评结果经双方共同确认并签字后，供电公司按考评成绩确定受托公司半年、年度的维护费。在双方签订代收代维合同之前，受托公司应按合同总价的3%到5%向供电公司缴纳履约保证金，保证金在抵后受托公司应立即补全。供电公司可用本保证金冲抵违约金、赔偿金等。在合同解除或终止时，供电公司应当将保证金余款返还给受托公司，保证金不计利息。 第二阶段：承包经营阶段 此时的受托公司已经开始了社会资本的吸纳和结构重组，初步吸收了一些法人资本，但对私人资本的进入设置了门槛，以有效避免资本短期投机、逃资现象。在具有一定的资金实力后，受托公司可以逐渐从代抄代维的角色中转换过来，尝试承包经营或租赁经营。借鉴原来电管站模式，受托公司可以从承包单个台区经营，逐步发展到一条或多条10千伏线路的所有台区总承包。而供电公司在此阶段可以逐步从10KV及以下售电领域退出，撤销和合并供电所，实行中心供电服务区模式，代供电公司实行服务价格监管和配网部分的集中维护管理、受理用户报装、优质服务监管。 受托公司在同供电公司签订承包意向书后，双方就某台区的承包电价进行协商，该电价充分考虑了该台区往年历史数据，如累计线损率、用电结构变化趋势、电量增长幅度后得出，该价格还应该充分考虑了未来承包期内用电结构变化趋势、电量增长幅度预期，承包价格原则上以一年调整一次为宜。各承包台区的改造投资采用谁投资谁收益原则，如供电公司投资或受托公司在承包期间自筹资金进行台区改造，由此产生的效益，则以调高或调低该承包价格的方式来进行利益分割，新形成的资产所有权必须归供电公司所有;该价格依据当地统计部门关于经济发展相关数据和供电公司对承包区域内的用电结构抽样调查结果进行调整。 各个受托公司应采用先行支付给供电公司一年电费及一定数额电费保证金的方法取得下年该台区承包权，年初合同双方应该同时到场核实台区总表起码，确认台区计量装置的完好性、准确性，并双方签字确认，年末双方以台区总表抄见电量乘以承包价格进行电费多退少补的结算，电费保证金总额应不少于该台区两个月电费额度。报抢修依照初级阶段办法执行;在台区内的一切报装收入，双方以协议的方式进行比例分割，具体业务开展由受托公司负责执行，帐务由供电公司掌握;非用户产权的抢修材料和费用由供电公司承担，用户报装资料由受托公司收集，最后归集到供电公司存档，以便供电公司加强稽核监督和用电结构的分析掌控，为下年的承包价格核定提高依据。 同理，供电所的承包价格则以10千伏关口表进行结算，受托公司在承包区域内的一切服务行为均应符合国家相关法律政策，并处于中心供电服务区的监督之下。受托公司应每年向供电公司交纳一定额度的服务质量保证金和安全风险保证金，中心供电服务区负责用户端服务质量的监督考核和报抢修现场的安全监督考核。 供电公司和受托公司之间应就电费缴纳签订合同，如果电费不能及时上缴且达到合同终止条件，供电公司经县级电力主管部门裁定受托公司违约责任后，先行扣除电费保证金抵充电费，再终止受托公司的承包权。在这个发展阶段，中低压市场资产和业务经营权属于供电公司，双方是一种发包和承包的关系，供电公司承担了市场监管的角色，而受托公司承担了市场具体经营的角色，承包价格的协商核定及台区或关口总表的维护在这个发展阶段至关重要。 在这个阶段，受托公司以先行支付保证金和电费的方式取得下年承包权，在台区经营中具有充分的自主权，在严格执行国家目录电价的同时，通过不断的降损扬价，拓展自己的利润空间。而供电公司则暂时放弃经营权，专注中低压市场的国家目录电价执行情况和服务质量、安全状态的监管，电费回收风险已降到最低程度。在此种模式中，同一供电区域中允许有两个及以上的受托公司跨区域参与台区和供电所承包价格招标，以符合竟拍条件、出价最低者中标。在签订承包协议和先行交付保证金及当期承包电费后，受托公司经营即行开始。在承包期行将结束前两个月，如受托公司有意续期承包，应提前知会供电公司，以备供电公司重新核定下期承包价格，如无意续期承包，则应提前3个月告知供电公司，以备供电公司开展合同协议履行情况核查，主要是电费的补退处理、总表轧码、安全隐患、服务质量等的清查处理等。 此种模式实行的前提： 一是供电公司能改变传统经营体制，能学习电信等行业的让利共赢模式，改中低压市场业务直接经营模式为间接经营模式，以出让小部分利润给受托公司为代价，释放自己直接经营下的大批人财物资源，节约大量经营成本，同时适应未来发、输、配、售改革及网运分开趋势，先行一步，使得中低压市场业务社会化，逐渐从低压市场退出。 二是受托公司逐步吸收社会法人或小部分私人资本，拥有精明的管理人才、足够的资金实力先行支付电费和保证金才能实行。其实目前供电公司现行营销模式的弊端已初步凸现，从省公司到供电所，单项业务人均工作量呈现金字塔型，但在利益分配上呈现倒金字塔型，付出的劳动和得到的收入不对称严重影响了基层的工作积极性，基层人员平时更多是疲于应付各种工作和专项活动，很难谈得上创新;在公司具体经营过程中，不及电信、移动经营理念先进、营销策略灵活、资费价格浮动，一竿子到底、电费统收上缴、电价的严格管制使得供电所直接经营难以有真正的自主权、管理效率不高;在垂直管理、直接经营模式下，公司内部上级和下级由于处于同一利益体内，难以形成真正有效的监督考核，基层在疲于应付各种工作的同时，为了完成指标最终只能层层玩数字游戏;此外垂直管理、直接经营模式下，小到一个螺丝帽的精细管理表面上卓有成效，实质上为此付出的机会成本远甚于所取得的效果，有限的基层人员精力与无限扩张的设备单元和用户侧需求产生的矛盾决定了过多过细过深干预基层微观经营效果是不明显的，甚至是负面的。三集五大改革中的大营销和大生产之间的衔接矛盾使得当前部分营销工作举步维艰，工作流程不顺、员工心态、优质服务压力等诸多因素很大程度上影响了工作效率的提升，可以说大营销的改革需要进一步深入的勇气，探索新型中低压业务组织形式已经刻不容缓，而受托公司的组建也将成为一种历史和现实的可选项。 如果开展受托公司承包中低压市场业务将会有如下优点：减少了供电公司管理层次，节约了内部管理成本，理顺了流程，提高了管理效率;形成了不同利益体之间的真实有效的考核监督，最大程度降低了电费回收风险;将供电公司从繁琐的中低压业务中解脱出来，中心供电服务区的职能更多的是网络维护和对各个受托公司行为的监管，节约了大量人力物力，同时推动了低压市场多元化竞争格局的形成。 第三阶段：趸售经营阶段 在此阶段，各受托公司自身已发展日趋完善，建立了现代企业制度，具有成熟的管理模式，资本构成多元化，有包括供电公司集体企业资本在内的法人股份，甚至有大用户、重要用户的参股，还有更多的民间私人资本参与，公司资金实力雄厚;长期的承包经营已造就了大批管理经验丰富的人才，公司各种管理制度已臻完善;公司的业务已不再局限于承包台区和供电所，经营区域也开始向更高电压等级和更广地域延伸，已经具备了受托集团公司的雏形。 此时的受托公司完全可以以雄厚的资金采用融资租赁或直接并购的方式，逐步取得供电公司在中低压市场的全部资产和业务经营权，开始完全自主的市场业务。受托公司准确的说是受托集团公司以约定的价格从县级供电公司购入电能，在自己完全自主权的经营区域内开展自主独立的经营。而国家电网公司则完全从中低压市场退出，在适当时候，除保留少数重要用户、特殊用户直供外，可逐步退出10千伏和35千伏网络的维护，专注110千伏及以上的业务;县级供电公司获得中低压市场利润可以通过趸售价格反映或直接依据在受托公司的股份获得分红。各级电力主管部门则负责二者之间的协调和低压市场的监管。各级电力主管部门则负责二者之间的协调和低压市场的监管。至此阶段，受托公司和供电公司完全处于相互独立和对等的地位，这也是我们低压售电业务受托公司实现真正独立发展的关键前提。 第四阶段:线上交易阶段 各地受托公司在条件成熟情况下，可以资本为纽带，自行联合组建售电集团公司，以进一步增强实力，实施跨区域经营。如此一来，供电企业得以让中低压市场的资产变现回笼，成立电网运营公司集中力量搞好中高压尤其是特高压网络建设维护，而售电集团公司则取得完全自主权的经营区域，可以从事维护和销售等一切业务，实现了真正的网运分开。从国家层面来讲，电网运营公司放弃非核心的电力中低压营销业务，回笼资金，得以集中力量专注中高压、特高压电网建设;而售电集团公司能不断扩充资本、拓展业务范围、延伸经营区域，有利于自身壮大，彻底解决困扰国家电网十余年的农电工问题，同时提供了社会资本的投资渠道。 当售电集团发展到更成熟更高级的阶段，则可以通过电网运营公司这个市场载体和交易平台，直接和发电厂进行网络线上交易，取得更有利的价格，进一步拓展自己的利润空间，而电网运营公司则可以专注电网的建设维护，以一个整体的形象充当电力市场的市场载体和交易平台，犹如证券市场上的交易所，从发电厂和售电集团的交易中获得自己稳定满意的电能过网利润空间。发电厂和售电集团间的直接交易减少了电力市场的交易成本，也能让双方交易价格更能体现煤电实际成本，有利于理顺煤电价格关系，形成真正的随行就市的电价，获益的将是发电厂、电网运营公司、售电集团，最实惠的也将是我们老百姓，最终实现了改革释放红利，最终让市场主体共赢。 至此市场上各主体身份更加清晰，交易更加透明，电力改革的阶段性目标完全实现。只要国家进一步完善相关法律及政策，以及政府和电网运营公司在售电集团公司股权的增减便可间接引导和控制售电集团公司的发展方向，从而达到了较少国有资本控制更多社会资产的目的，更利于国家利用国有资本的进退来调控宏观经济运行。 至此阶段，受托公司或者说售电集团公司和电网运营公司、发电厂完全处于相互独立和对等的地位，这也是我们受托公司实现真正独立发展的关键前提。从国家层面来讲，供电公司放弃非核心的电力低压营销业务，回笼资金，得以集中力量专注中高压、特高压电网建设;而受托公司能不断扩充资本、拓展业务范围、延伸经营区域，有利于自身壮大，彻底解决困扰国家电网十余年的农电工问题，同时提供了社会资本的投资渠道。只要国家进一步完善相关法律及政策，以及政府和供电公司在受托公司股权的增减便可间接引导和控制受托公司的发展方向，从而达到了较少国有资本控制更多社会资产的目的，更利于国家利用国有资本的进退来调控宏观经济运行。

官方层面关于能源互联网的顶层规划正逐步明朗。记者从多位知情人士处获悉，由国家能源局牵头、工信部等参与制定的《互联网+智慧能源(能源互联网)行动计划》初稿已拟定完成，进入征求意见阶段。发电企业、新能源企业、电网企业、互联网企业及科研院所等能源互联网生态圈内的各方参与者都会参与意见讨论。“(出台)时间尽可能安排在年底，目前正在争取各个部委的支持。”一位参与行动计划子课题研究的知情人士对记者称。 无论是传统能源企业、新能源企业、新能源车企业、互联网企业都在积极布局能源互联网，抢占入口。 记者援引参与意见讨论人士的说法称，行动计划正式出台后，将选取不同地区，进行技术、政策、商业模式等不同层次的创新试点。 顾名思义，能源互联网是一种能源分享能像信息分享一样自由的开放互联对等模式。根据清华大学信息技术研究院研究员曹军威的定义，能源互联网在于构造一种能源体系，使得能源能像互联网中的信息一样，任何合法主体都能够自由接入和分享。从控制角度看，在于通过信息和能源融合，实现信息主导、精准控制的能源体系。 尽管能源互联网概念自去年开始便受到市场持续热捧，但官方层面的“行动指南”直至今年下半年才逐步酝酿形成。在组织召开多次筹备座谈会之后，国家能源局于今年6月正式确立了《能源互联网行动计划大纲》和12个支撑课题。 据一位不愿具名的知情人士透露，此前能源局组织的预研课题包括能源互联网与能源革命、能源互联网的形态特征、关键技术与技术标准、主要目标与实施路径、政策保障机制、商业模式与市场机制、实施效益评估以及试点示范工程等方面。“预研课题不一定和行动计划完全一致，会根据地方意愿、实际条件、路径规划来综合考虑。在这些研究成果基础上，组织形成行动计划。”该人士称。 “能源互联网的定义分为三方面，一是多能融合、多能协同的能源网络，第二块是信息物理的能源系统，第三块是创新模式的能源运营。”清华大学能源互联网创新研究院副院长高峰对记者称，能源互联网的三重内涵关系密切，要实现基础设施建设，从多种能源协同的角度来实现能效最大化、清洁能源最优化的目的，就要涉及信息物理的能源系统。除此之外，能源互联网和智能电网的最大区别在于，能源互联网是以价值而非技术展示为出发点。除了社会价值外，还要考虑经济价值，给新的市场和产业提供支撑。 尽管此前业内对能源互联网的内涵和外延存在较大异议，但各方正在聚焦。无论是传统能源企业、新能源企业、新能源车企业、互联网企业都在积极布局能源互联网，抢占入口。以分布式微网、储能及新能源车充电桩建设为代表的基础设施类企业，以大数据分析、配电网自动化为代表的电子信息类企业及能源服务类企业的市场表现格外突出。 安信证券研报分析称，目前中国用户端电力销售的金额大约2.5万亿元，加上建设投资，可以估计能源互联网的市场至少在5万亿以上。 “能源互联网分两个维度，第一个维度是能源生产、配送、消费模式的改革，第二个是能源体制市场改革。两条时间轴分别进行，看起来各不相关，但其实是紧密相关。”信达证券能源互联网首席研究员曹寅对记者称。电力改革、油气改革的顺利推进将为能源互联网的发展释放制度红利，反过来，能源互联网的建设和发展也能反向推动能源革命、撬动能源革命。 根据曹寅预测的能源互联网时间轴，2016年-2020年将是能源互联网发展的初级阶段。他对记者称，未来五年将产生大量基于可再生能源、电动汽车及其它交通电气化的，基于智能电网、燃气管网大量建设的新的能源生产模式。2020年-2025年，能源互联网进入中级阶段，基于分布式可再生能源、储能、普遍化的电力需求侧管理，基于千万级别存量电动汽车的能源生产、配送和消费新模式形成。2025年-2035年，新的能源生产、配送、消费价值链将实现对老价值链的大规模取代。届时，电动汽车及其它电动交通工具将在产量和增量上取代燃油交通工具，储能普遍化，分布式能源网络开始与集中式能源网络分庭抗礼。

从中国化学与物理电源行业协会获悉，随着我国新能源汽车中使用锂离子电池比例不断升高，锂电池市场空间广阔。有预测报告称，随着中国电动汽车销量的大幅增长，锂离子动力电池市场正进入黄金期，到2017年，动力电池产业规模将暴增至目前的400%。 目前在市场上新能源动动力电池主要是以锂电池为主。受政策利好新能源汽车市场影响，动力锂电池发展势头强劲。与传统电池相比，锂电池在同体积下容量更大，且生产、使用与回收过程绿色环保的特点，因而已被广泛应用于消费电子与储能产品领域。 铅酸电池虽然技术发展较为成熟，但是不符合国家节能环保的新理念，中国不鼓励发展。而镍氢电池实际上目前仅存的市场希望基本都在混合动力电池上，大部分专利核心技术掌握在日系厂家手中。从动力电池发展趋势来看，锂电池才是未来的主力军，各个车企均将锂电池的开发作为新能源汽车的主攻方向。 中国化学与物理电源行业协会表示，目前市场上正在使用和开发的锂电池正极材料主要包括钴酸锂(LCO)、镍钴锰(NCM)三元材料，尖晶石型的锰酸锂(LMO)，橄榄石型的磷酸铁锂(LFP)等。据盖世汽车了解，中国目前正极材料主要包括钴酸锂、三元材料、锰酸锂和磷酸铁锂。正极材料的应用领域分化明显，目前钴酸锂依然是小型锂电领域正极材料的主力，主要用于传统3C领域等;三元材料和锰酸锂主要在小型锂电中应用，在日本与韩国其作为动力电池的技术较为成熟，主要用于电动工具、电动自行车和电动汽车等领域;磷酸铁锂在国内在动力电池领域应用，并且是未来储能电池发展的方向。

导读：长期受煤价压抑的电力行业2015年或将“翻身”。截至8月27日，A股35家电力上市公司已有24家披露中报业绩，24家电企上半年利润增速平均达30%，远超市场预期。 分析人士指出，煤价下调1个百分点将增厚火电企业利润2.7个百分点。而年初至今，环渤海地区发热量5500大卡市场动力煤综合平均价格下降了27%。若照此测算，火电行业利润至少将增加五成。 上半年净利平均增三成 2015年以来，煤价一直处于下跌状态，进入8月中下旬，煤价仍在底部震荡下行。秦皇岛海运煤炭交易市场8月26日最新发布的数据显示，环渤海地区发热量5500大卡动力煤的综合平均价格报收于409元/吨，较前一报告期下降1元/吨。而2015年1月7日该动力煤平均价格达520元/吨，这意味着今年以来煤价下跌27%。 由于煤炭成本占火电企业成本的70%左右，因此，煤价下跌，对火电行业来说无疑是个好消息。截至8月27日，A股35家电力公司已有24家披露中报业绩，这些企业的中报利润增速平均在30%，超越了市场预期。尤其是火电企业全面向好，20家火电公司中有14家业绩翻红，占比达七成。如吉电股份(000875,股吧)上半年扭亏，归属母公司股东净利同比增长211%，其扭亏的主因是火电业务毛利同比增加。受益于煤价低迷带动成本下降，行业龙头华电国际、上海电力(600021,股吧)上半年净利润则分别实现31%和36%的增长。 据统计，2015年上半年，我国火电项目新投产2343万千瓦，同比增长55%。各地火电项目核准开工步伐加快，核准在建规模达1.9亿千万，已发“路条”约2亿千瓦。 水电方面，今年上半年来水量总体丰富，大中型水电站持续投产，水电发电量呈现快速增长的态势。据中电联统计，截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂水电装机容量2.68亿千瓦，上半年水电设备的平均利用小时1512小时，同比增82小时。在截至目前统计的上半年净利润增速排名前十上市电企中，有6家归属水电公司，他们分别是桂东电力、黔源电力、桂冠电力、湖北能源、川投能源、广安爱众。 以水电行业龙头三峡水利为例，上半年公司实现营业收入4.83亿元，同比增长7.10%;实现净利润6780.14万元，同比增长91.10%，扣非后净利润6485.27万元，同比增102%，每股收益0.25元。国企改革+电改催化剂将至 大盘深度调整之下，电力板块的防御价值凸显。截至8月27日，火电板块和水电板块的动态市盈率分别为14倍和18倍，均处于2010年以来的低位。 分析人士指出，国企改革顶层设计方案即将出台，电改五大核心配套文件预计不久也将推出。未来，新电改对行业的方方面面都将产生重要影响，首当其冲的就是发电企业，除了售电侧放开会为行业带来新机会，电力系统此前曾受到压抑的环节也将陆续释放能量。提高资产证券化率是电力行业国企改革的主线，改革先行、大股东明确承诺及外延空间大的公司将会率先获益。 2015年上半年，全国全社会用电量2.66万千瓦时，同比增长1.3%，电力消费增速明显回落。但中金公司研报认为，用电量变化动态显示出复苏迹象，2015年下半年总发电量将会好转，预计同比增长2%-3%。国泰君安研报也指出，电价有望缓慢上行，水电行业未来将受益;火电基本面未来将出现分化，率先开展售电业务的公司将会受益。 方正证券高级分析师周紫光建议投资者关注三条主线：电力体制改革+能源互联网、一带一路+核电、稳增长投资+配网。此外，业绩超预期、清洁能源占比提升的电力公司也值得关注。

投资要点: 公司业绩保持稳健增长。2015年上半年,公司收入105.4亿元人民币,同比增长17%,主要源于期内风电售电量与服务特许权建设收入的增加,其中风电及火电部分收入分别为70.9亿元及30.6亿元人民币;期内公司实现除税前利润32.4亿元人民币,同比增长48.7%;实现归属股东净利润22.1亿元人民币,同比增长62%;每股收益0.27元人民币。上半年公司平均融资成本仅4.9%,较去年同期的5.14%进一步下降,资金成本优势扩大;穆迪与标准普尔公司上调公司主体评级料将为公司未来融资带来更大优势。 期内新增装机容量创历史同期新高。公司上半年新投产风电项目19个,新增装机容量达1.03GW,创历史同期最高。截至今年6月底,公司控股装机容量16.72GW,其中风电、火电及其他新能源的控股装机容量分别为14.57GW、1.88GW及0.28GW。公司上半年累计完成发电量193.8亿千瓦时,其中风电发电量141.9亿千瓦时,同比增长22.09%。除甘肃省外各省电量均有大幅增加,尤其是在非限电地区。公司风电平均利用小时数为1,085小时,同比增加49小时,并超过全国风电利用小时数(1,002小时)83小时。上半年公司项目限电率11.92%,低于全国平均水平15.2%。 积极拓展风电项目,与国电展开合作。公司自去年起与国电甘肃、海南、江西等11个省的分(子)公司签订合作协议,目前共签订项目33个,总装机容量2.87GW。此外,在第五批风电项目核准计划中,公司列入28个项目的总容量达1.56GW,其中97%位于非限电地区。在五批风电项目核准计划、一批增补核准计划和一批海上风电建设方案中,公司共列入项目13.23GW,位于行业第一。公司今年上半年核准3个风电项目,总容量为387.5MW,均位于非限电地区;截至6月底,公司已核准未投产风电项目容量6.11GW,列入国家规划未核准风电项目共10.61GW,项目资源储备充足。 海外项目如期推进。公司位于加拿大德芙琳项目的风电场机组运行状况良好,上半年完成发电量1.34亿千瓦时,平均利用小时数达1,471小时。南非244.5MW的德阿风电项目于今年2月完成融资关闭,目前已进入施工准备阶段,预计今年9月按计划开工。两个项目的回报率均为14%-15%左右,公司将继续加大海外项目的投资力度。 调高全年新增装机目标,海上风电项目发展快速。在上半年新增装机容量1.03GW基础上,公司预计下半年新增装机容量1.0-1.6GW。调高全年新增装机目标至2-2.6GW(年初目标为1.8-2.2GW),主要由于项目成熟度高,且部分项目处于明年风电售价降价地区,因此今年进行抢装。公司预计未来5年每年新增装机容量2GW左右,且海上风电项目将加速发展,计划明年海上风电项目0.3GW,至2020年达3GW。公司作为内地风电股龙头,目前预测15年PE约14倍,估值便宜。 风险因素:全国电力需求显著下降;公司项目进展不及预期;行业限电率大幅提高。

正泰、人民电器、德力西已经形成我国低压电器业三大巨头，近期这些企业更是启动了中国制造与智能制造的创新对接，国内外市场正在稳步上升。就国内市场而言，目前外资企业研发、设计、管理能力较强，而国内企业，在企业规模、产品质量等方面良莠不齐，企业设计研发能力仍有待加强。 我国低压电器技术短板成瓶颈科研投入待提高 当前我国低压电器的进口接近80%来自亚洲市场，出口超过90%的份额被亚洲、欧洲和北美洲市场占据。我国低压电器进口主要来自亚洲市场，占比78.95%，欧洲市场占比14.47%;出口方面，亚洲、欧洲和北美洲三大市场出口占比分别为64%、14.27%和13.65%，出口分别同比增长5.12%、10.56%和9%。值得一提的是，2013年我国低压电器对非洲的出口呈现出了较为明显的增长，同比增长34.12%，说明我国低压电器企业在开拓新兴国际市场方面取得了一些成效。 低压电器目前局面 低压电器行业国有、民营、外资企业“三足鼎立”的局面已持续多年。目前，ABB、西门子、施耐德电气等国际电气企业已悉数进入中国市场，并在占领高端产品市场的同时，积极进发国内中、低档市常随着市场全球化，外资企业与国内企业市场相互渗透是低压电器行业发展的另一个必然趋向。这种渗透包括国内企业的高端产品向国外市场渗透;外资企业的产品将向国内中、低档市场渗透。 但就国内市场而言，目前外资企业研发、设计、管理能力较强，而国内企业，特别是民营企业虽然经营思路灵活、销售渠道强大，但在企业规模、产品质量等方面良莠不齐，企业设计研发能力仍有待加强。国家及地方政府应积极鼓励企业和产业集群进行产业价值链延伸，扶持低压电器企业向“专、精、特”方向发展，形成若干各有特色、重点突出的产业链，从而带动产业升级。 科研投入有待提高技术短板已成瓶颈 “宏观形势与行业整体情况对低压电器行业利好，预计今后五至十年低压电器行业还将维持较高增长，未来年均复合增长率为10%～15%。”电气设备行业专家介绍。 然而不容忽视的是，低压电器行业在技术上的短板已成为行业向前发展的最大瓶颈。据统计，国外优秀企业在低压电器新产品科研、研发投入上可达到总销售额的7%左右。而我国低压电器行业平均投入在总销售额的1%～2%，优秀企业也不过仅为3%左右。而这一话题也成为今年中国电器工业协会通用低压电器分会的焦点，可见该问题已引起了全行业的高度重视。 欧洲低压电器突破 随着欧洲加工行业的不断发展，低压变速驱动器增长将恢复并反过来带动溢价驱动器的销售量增长。IHS预计此期间到2016年，除日本之外的主要国家的经济活动将进一步加快，而全球低压变速驱动器市场的增长在2014年将达到2.9%，2015年达到3.5%。 分析师预测，2014年低压变速驱动器在其最大的应用市场离散型制造业中的销售量将提高6%左右，到2015年则提高到7%以上。其在离散型行业的销量对简约标准型驱动器市场的影响要大于对溢价驱动器市场的影响。 简约标准型驱动器市场70%左右的收入来自于机械制造行业，而溢价驱动器市场大约50%的收入是来自于离散型行业。前者的销售价格低于后者，这就很好地解释了收入与单位出货量在增长上的差异。 业内表示，自2009年全球经济放缓后，机械制造商、分销商及系统集成商对其机械股票水平变得更加谨慎。然而，最近来自供应商的报告表明，卖给这些客户的销售量增长要比加工行业快很多。 尽管来自加工行业的收入仍然很低迷，IHS预计2014年在该行业的销售量将提高5%以上，2015年则增长8%以上。 由于欧洲、中东和非洲地区的强劲复苏预计要到2014年之后才会出现，早期的发展有力地表明了离散型市场的需求正不断增长。

能源电力的安全稳定供应与人口、资源、环境关系密切，也深切影响经济和政治大局。中国的用电量能否与人口趋势、资源禀赋和环境容量相匹配，已超过电力增长成为核心和焦点问题。 解答这一问题首先要回答中国人口的峰值是多少?拐点何时出现?并且，这也是制定能源电力战略和长期规划的关键依据。 目前，国内虽然有一些机构建立和采用复杂的模型方法预测电力需求，但多数单位主要使用GDP增速弹性系数法、部门需求法和人均用电量法预测电力中长期需求。 由于GDP增速的长期预测十分复杂，加之不同国家间以及同一个国家在经济社会发展的不同阶段用电量的GDP增速弹性系数相差较大，通过GDP增速弹性系数法预测全社会用电量容易产生较大误差。部门需求法存在部门种类多、难以预测、误差叠加的问题。 相比之下，由于一个国家的人口数量相对容易预测，且世界各国人均用电量数据齐全，容易参照和比较。因此，采用人均用电量法预测电力需求峰值相对容易简便，并且便于探讨和修正。 在延耽多年的人口政策下，中国的人口下降趋势和老龄化趋势已经势不可挡，联合国周三公布的2015《世界人口展望》报告预测，印度人口有可能在7年之内超过中国，成为世界上人口最多的国家。印度人口可增长到16.6亿，中国在2100年降至10.04亿。 全球目前有73亿人口。预测到2100年世界人口将达112亿。特别是在非洲，85年后人口几乎将翻两番，而中国和欧洲人口将进一步萎缩。 到2025年，中国65岁以上的人口将占总人口的15%左右，印度则仅为8%左右。人口的此消彼长，对于今后两国政治、经济甚至军事领域，都将产生巨大的影响。人口数量是预测中长期电力需求的重要参数，直接影响全社会用电量的最终数值，同时人口数量和结构与人均用电量水平也有密切关联。 2031至2050年，我国将出现人口死亡高峰，按人均自然寿命80岁计算，将有约4亿人去世;同期，按较乐观的总和生育率估算，最多约有2亿人出生。期间，我国人口将由峰值快速下降，进入长期的人口持续快速下降期并延至2100年。 随着人口总量降低，全社会用电量也必将由升转降，我国电力供需矛盾转变为加大改革、优化结构、优化服务，降低成本，实现可持续、普惠、民生式发展。

近日，中电联网站发布2015年上半年全国电力供需形势分析预测报告! 上半年，受工业用电量下行、产业结构调整以及气温降水等因素影响，全社会用电量同比仅增长1.3%,但二季度各月增速逐月小幅回升;第二产业用电量同比下降0.5%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电量增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，是第二产业用电量下降的主因;第三产业用电量增长8.1%，其中信息业消费持续保持旺盛势头;城乡居民生活用电量增长4.8%，其中二季度增长7.4%、增速环比提高4.8个百分点。6月底发电装机容量接近14亿千瓦、电力供应能力充足，非化石能源发电量同比增长16.0%，火电发电量连续12个月同比下降、设备利用小时同比降幅持续扩大。全国电力供需更为宽松，运行安全稳定。 下半年，全国电力消费增速有望回升，预计全年全社会用电量同比增长2%-4%。全年新投产发电装机超过1亿千瓦，年底发电装机容量14.7亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机容量比重提高至35%左右。预计全国电力供需形势更为宽松;全国火电设备利用小时将跌破4500小时，创新低。 一、上半年全国电力供需状况 (一)电力消费增速明显回落，但二季度各月增速连续小幅回升。上半年全国全社会用电量2.66万亿千瓦时、同比增长1.3%，为2010年以来同期最低，增速同比回落4.0个百分点。主要原因： 一是宏观经济及工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑的影响。当前市场需求增长乏力，工业生产及固定资产投资增速放缓，房地产市场持续低迷，企业限产、停产增多,尤其是部分产能过剩矛盾突出的重化工业下滑更为明显。由于重化工业用电量占比远远超过其增加值占比，重化工业回落带动全社会用电量回落幅度明显超过GDP及工业增加值回落幅度。 二是气温、降水因素影响。一季度前三个月全国平均气温均比常年同期偏高1.5℃以上，而5、6月份全国平均降水量分别比常年同期偏多15.1%和5.5%，影响到一季度采暖负荷以及二季度降温负荷的增长。 三是产业结构调整影响。国家持续推行转方式、调结构产业政策，节能减排力度加大，电能利用效率提升。 四是电力生产自身消耗减少的影响。上半年线损电量同比下降5.6%，火电发电量负增长导致火电厂用电量增速同比回落5.1个百分点。 二季度，全社会用电量同比增长1.7%，增速环比提高0.9个百分点;各月增速分别为1.3%、1.6%和1.8%，自3月用电增速出现阶段性底部以来连续3个月小幅回升。 图1 2010-2015年上半年全社会及各产业用电量增长情况图 电力消费结构继续优化。第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重同比分别提高0.8和0.4个百分点，第二产业比重降低1.2个百分点，其中四大高耗能行业(化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼)用电量比重为30.8%，同比降低0.9个百分点。 第二产业及其工业用电量负增长，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是主因。上半年，第二产业用电量同比下降0.5%，其中工业用电同比下降0.4%，是全社会用电量低速增长的主要原因。受固定资产投资增速持续放缓特别是房地产市场低迷，以及部分地区推进节能减排、加大淘汰落后产能等因素影响，黑色金属冶炼和建材行业用电量同比分别下降6.5%和6.4%，增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，两个行业合计用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为-83.1%。若扣除这两个行业，则全社会用电量同比增长2.8%，第二产业及其工业用电量分别增长1.2%和1.3%。 第三产业用电保持快速增长，住宿餐饮业用电增速有所恢复。第三产业用电同比增长8.1%、同比提高1.2个百分点，成为稳定全社会用电增长的最主要力量。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长16.1%，延续快速增长势头;住宿和餐饮业用电形势有所恢复，用电量同比增长4.5%、同比提高3.7个百分点。 二季度城乡居民生活用电增速环比回升。受气温、降水等因素影响，城乡居民生活用电同比增长4.8%，增速同比回落1.8个百分点，其中二季度增速环比回升4.8个百分点。 中部和东北地区用电量负增长，中、西部地区用电量增速同比回落幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长1.6%、-0.3%、2.6%和-2.0%，增速同比分别回落3.0、5.4、5.0和4.0个百分点。二季度，各地区用电增速均环比上升，东、中、西部和东北地区同比分别增长1.9%、0.2%、3.3%和-1.9%，增速分别环比一季度提高0.5、1.0、1.4和0.1个百分点，其中中部地区实现由负转正。 (二)电力供应能力充足，非化石能源发电延续较快增长，火电发电量连续12个月负增长、利用小时继续下降。上半年，基建新增发电装机4338万千瓦，其中非化石能源发电占46.7%。6月底全国6000千瓦及以上电厂装机为13.6亿千瓦、同比增长8.7%，全口径发电装机容量接近14亿千瓦。上半年全国规模以上电厂发电量2.71万亿千瓦时、同比增长0.6%，其中非化石能源发电量同比增长16.0%;全国发电设备利用小时1936小时，同比降低151小时。 水电投资连续3年下降，水电发电量快速增长。水电投资仅为2012年同期(水电完成投资最多)的一半，新增水电装机506万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.68亿千瓦、同比增长5.7%，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2500万千瓦。规模以上电厂水电发电量同比增长13.3%，设备利用小时1512小时，同比增加82小时。 并网风电装机容量突破1亿千瓦，并网太阳能发电量高速增长。全国6000千瓦及以上并网风电装机容量为10491万千瓦、同比增长26.8%，发电量增长26.2%，设备利用小时1002小时、同比增加16小时。全国并网太阳能发电装机同比增长61.4%，发电量同比增长62.5%。 核电进入规模投产期，核电发电量高速增长。新投产3台核电机组，6月底全国核电装机容量达到2214万千瓦、同比增长24.5%，上半年发电量同比增长34.8%，设备利用小时3456小时、同比增加27小时,其中辽宁仅为2763小时。 火电发电量连续12个月同比负增长。新增火电装机2343万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上火电装机9.35亿千瓦(其中煤电8.44亿千瓦)、同比增长6.4%。受电力消费需求放缓、供需宽松以及为快速增长的非化石能源发电调峰等因素影响，火电发电量同比下降3.2%，自2014年7月份以来连续12个月负增长;设备利用小时2158小时(其中煤电2224小时)，同比降低217小时。 跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量1226亿千瓦时、同比增长3.8%。跨省输出电量3965亿千瓦时、同比下降0.9%。南方电网区域西电东送电量同比增长26.2%。三峡电站送出电量同比增长3.8%。 电煤供应延续宽松，发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长放缓，除海南外，天然气发电供气总体平稳。因气价偏高、地方政府补贴不到位，部分天然气电厂持续亏损。 (三)全国电力供需形势较去年更为宽松。东北和西北区域供应能力富余较多，华中区域供需总体宽松，华北、华东和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余;省级电网中，海南电力供需矛盾较为突出，江西1月份因电网影响在部分时段存在错峰。 二、下半年全国电力供需形势预测 (一)下半年电力消费增速总体回升。综合考虑宏观经济形势、气温及基数以及电能替代等因素，预计下半年用电量增速有望总体回升。预计全年全社会用电量5.64-5.75万亿千瓦时、同比增长2%-4%，增速低于上年。影响预测的主要不确定因素，一是“稳增长”措施落实效果，二是“迎峰度夏”期间气候因素难以准确判断。 (二)电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高。预计2015年基建新增发电装机容量超过1亿千瓦，其中非化石能源发电占总新增装机比重超过53%。预计年底全国发电装机容量14.7亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电装机比重提高到35%左右。 (三)下半年全国电力供需形势更为宽松。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华中区域电力供需总体宽松，华东和南方区域电力供需总体平衡、部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡、部分省份高峰时段供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4100小时左右，其中火电设备利用小时将跌破4500小时，再创新低。 三、有关建议 (一)编制好经济新常态下的电力工业“十三五”规划 我国经济发展已经进入新常态，电力消费从高速增长向下换挡为中速甚至中低速增长;电力供需总体宽松环境下电力发展的重点从主要解决用电“有没有”转移到主要解决“好不好”，即要着力推动电力行业提质增效升级;发展主要从外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。所以，做好经济新常态下的电力工业“十三五”规划研究编制工作十分重要。为此， 一是做好电力需求分析预测。深刻领会和准确把握习近平总书记提出的我国经济正在向形态更高级、分工更复杂、结构更合理的九方面变化和经济新常态的三大特点，总结历史数据，分析国际经验，掌握经济社会发展与电力需求增长的普遍规律，顺应电力需求增速换挡的大势，做好“十三五”及中长期电力需求预测。 二是科学统筹确定发展目标，加快提高国家电气化水平。按照国家“四个全面”战略布局，落实国家确定的2020年和2030年非化石能源占一次能源消费比重分别提高到15%和20%左右、单位国内生产总值二氧化碳排放强度比2005年分别下降40%-45%和60%-65%以及2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰等能源结构调整目标和大气污染治理目标，科学统筹确定非化石能源发电发展目标，稳步推进电力绿色化转型，以相对较低的电力成本安全绿色满足经济社会发展的电力有效需求;加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。 三是坚持电力统一规划，着力提供用得起的安全绿色电能。立足电力行业全局，统筹规划水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电以及电网发展目标、结构和布局，优化配置非化石能源发电品种，优先发展水电和核电、提高新能源发电发展质量，控制煤炭消费总量、提高电煤占煤炭消费中的比重，建立分布式电源发展新机制，推进电网智能化，着力提供用得起(即经济社会发展可承受、可促进国内产业提升国际竞争力和电力行业可持续发展)的安全绿色电能。 四是稳妥有序探索电力项目核准制改革。在强化国家统一电力规划下，稳妥有序探索电力项目核准制改革，实行通过公开市场招标择优确定投资主体制度，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。 (二)合理控制开工投产规模，稳定经济增长和推进电力行业提质增效 近年来，全国电力供需从过去总体平衡转变为总体宽松甚至过剩，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，电源结构不合理使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。同时，经济下行压力大，“稳增长”、“调结构”和“惠民生”任务重，需要电力行业通过“有保有压”来提质增效和稳定经济增长。为此， 一是合理控制新开工投产规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和合理控制新开工投产规模，消化好现有过剩能力，使全国电力供需从总体宽松甚至过剩加快转变为总体平衡。既要控制煤电开工规模，也要合理控制具有明显随机性、间歇性、波动性的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降、国家财政补贴能力不足加剧和可再生能源电价附加上调压力加剧。 二是适度增加水电和核电开工规模。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本较低和发电容量效用高的比较优势，在合理控制总开工规模下，可适度增加开工规模。这两类项目建设周期长，大都在“十三五”末及以后相继投产，既能拉动和稳定经济增长，又能有效规避当前供需宽松困局，还能促进电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。 三是提高调峰电源比重。在合理控制开工规模下，加快建设抽水蓄能等调峰电源，提高电力系统调峰电源比重，加快提高电力系统调峰能力，以提高消纳可再生能源发电能力，提高行业资产利用效率和效益。 四是加快跨省区输电通道和配电网建设。当前，要认真贯彻落实国家发展改革委《关于下达农村电网改造升级工程2015年第二批中央预算内投资计划的通知》(发改投资〔2015〕723号)要求，安全优质高效推进新增农网改造升级工程建设。加快跨省区输电通道建设。加快城市配电网建设及智能化升级，提高电能质量、供电可靠性以及对分布式能源的消纳能力。 (三)远近结合、多措并举，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题 近年来，我国可再生能源发电发展迅速，政府和行业企业采取多项措施来促进消纳，但西南基地“弃水”和“三北”基地“弃风”、“弃光”问题仍然比较严重。要从行业全局来解决上述难题， 一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制;另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。同时，要采取应急措施，包括： 一是结合规划提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省区消纳应急输电通道工程，尽早核准和建设。 二是严格控制电力富余较多以及“弃水”、“弃风”和“弃光”严重地区的电源开工规模，集中消化现有过剩能力。 三是落实好《关于改善电力运行调节、促进清洁能源多发满发的指导意见》文件，落实相关地区、部门和单位责任和义务，在年度电量平衡中预留空间和优先消纳、加大调峰辅助服务等市场机制，加强厂网协调，促进清洁能源消纳。 (四)全面贯彻落实中发[2015]9号文件，加快出台实施细则和配套文件，稳妥有序推进试点 国家发展改革委按照中发[2015]9号文和国家总体部署，正在有效组织有关部门和单位研究制定出台各项实施细则和配套文件，按照先试点再推广原则稳妥有序推进改革。结合当前电力行业经济运行实际， 一是加快建立辅助服务分担共享新机制，缓解“弃水”、“弃风”和“弃光”矛盾。完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。 二是抓紧出台电力直接交易方面的指导意见，统一规范大用户直接交易政策。分期分批有序开放交易市场主体，科学设定和有效监管交易价格、交易电量，坚决制止恶性竞争和不公平竞争。 三是加快出台《自备电厂管理办法》，加强和规范自备电厂监督管理。要严格自备电厂准入标准和自发自用为主的功能定位，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担与公共电厂同样的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费等社会责任，自备电厂余量上网要在同一市场平台上与公用电厂公平竞争。

中共中央于今年3月下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》后，国家发改委作为牵头落实单位已经陆续发布了四个有关电力市场改革的配套文件。外界预期发改委将于近期再发布五个配套文件，主要涉及推进售电侧改革、推进电力市场建设、组建电力交易机构和规范运行、有序放开发用电计划及加强和规范燃煤自备电厂监督管理等内容。 第一、售电测改革有可能成为近期电改的突破口。《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》是本轮电改的纲领性文件，明确了本轮电改主要解决的两方面矛盾：首先，让市场更充分地对资源进行配置，转变政府对电力行业的管理内容和方式;其次、主动适应未来大规模可再生能源和分布式能源接入的趋势。售电市场的放开将成为近期改革的突破口，因为其一方面满足了社会资本进入电力行业的需求;另一方面可以全面推进电改各方面制度的建设。 第二、目前，发改委已经发布了四个配套文件，其侧重点不同，但是从不同角度都为放开售电市场奠定了基础： 《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》明确了电力市场化过程中要继续支持清洁能源发展，防止市场因为成本原因造成清洁能源少发不发;同时要探索通过市场化手段来确定可再生能源的电价。 《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》为售电企业开展需求侧响应等增值服务积累了各方面经验。 《关于贯彻中发[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》明确了放开售电市场的方向，同时确定要扩大输配电价改革的试点范围，并在全国范围内推广改革，为最终放开售电市场完成了最关键的一步。 《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》为跨省跨区电能交易制定了市场化规则。 第三、外界预期即将出台的五个配套文件，与放开售电市场这一目标的联系则更加紧密。售电市场的开放，意味着电力系统的运行将从政府高度管制的状态，逐渐过度成由参与市场的各类主体共同决定的状态。因此，需要制定一系列的规则来引导各类主体在市场中互相合作，促进电力市场的平稳运行。《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》和《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》这五个预计推出的配套文件，有望创建新的售电市场主体、制定电力市场交易原则、组建电力市场交易机构、改进目前的发用电计划体制、规范自备电厂的运行，为放开售电市场做好了必要的铺垫。一旦这五个配套文件发布，售电市场的试点工作将可能加速。 第四、售电市场的放开可能仍将保持试点先行、逐步推进的做法，预计大范围的市场放开需要一定时间。优先完成输配电价改革，且电力供需较为宽松的地区有望率先开启售电市场改革试点。新进售电企业将优先向大型工商业用户提供售电服务，而电网作为最大的售电企业仍将占据售电市场的绝大多数份额。售电市场的大范围推广需要在总结先期试点经验的基础上逐步完成。 第五、售电市场的放开将对电力行业产生深远的影响。售电市场的放开对于实现电价市场化和发用电量市场化起到了极大的推动作用，对于电价和用电量增速也将产生影响。发电企业之间的竞争可能将更加激烈，而运营水平的高低将导致市场占有率发生明显的变化。电网企业目前的售电业务将受到冲击，但仍有望继续控制电力系统的核心环节。 一句话总结：外界预期的五个电改核心配套文件一旦正式下发，意味着售电市场的试点工作有望加速;售电市场的放开将成为本轮电改的一个里程碑，对于实现电价市场化和发用电量市场化起到实质性的推动作用，对中国电力行业的发展产生深远的影响。

为进一步规范用户受电工程市场秩序，构建公平、开放的用户受电工程市场环境，国家能源局各地派出机构纷纷部署受电市场专项监管，促进能源监管工作的制度化和规范化，突出长效机制的建设。 西北能源监管局 近日，西北能源监管局印发《关于开展用户受电工程市场秩序专项监管工作的通知》，按照国家能源局年度重点专项监管工作部署，在陕西省开展用户受电工程市场秩序专项监管工作。 按照《通知》，专项监管将主要围绕用户受电工程项目基本情况、用户受电工程业务办理情况、市场违法违规行为、新建住宅小区配套费管理情况四个方面开展。包括2014年以来有关供电企业关联设计、施工、试验、监理企业用户受电工程市场份额占有情况，不履行一次性告知、服务流程内外有别、施工队伍二次许可等设置用户受电工程市场障碍情况，“三指定”、转包或违法分包、违规收费、信息披露不及时不全面、主多混同经营以及挂靠、借用、出租、出借资质等违法违规问题。按照工作部署，下阶段，西北能源监管局将选点陕西省电力公司、陕西省地方电力(集团)有限公司所属地市级供电企业，深入一线、驻点基层，开展现场监管检查，有效规范用户受电工程市场秩序，切实保障人民群众合法权益。 华东能源监管局 根据《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》要求，华东能源监管局近期部署启动了安徽省用户受电工程市场秩序专项监管工作。 此次专项监管重点内容包括供电企业办理用户受电工程的各环节是否依法合规，是否存在对待关联企业和社会单位服务流程内外有别的现象，是否存在对施工队伍二次许可，关联集体企业是否存在转包或违法分包的现象以及新建住宅小区配套费管理情况等。 华东能源监管局将在供电企业自查自纠的基础上，抽取部分供电企业及其关联单位进行驻点检查，对存在问题的供电企业提出整改要求和处理意见，对违反相关法规的供电企业予以处罚。专项监管工作完成后，将形成监管报告上报国家能源局。 浙江能源监管办 根据对用户受电工程市场秩序和公平开放情况的日常监管和专项调查，近日浙江能源监管办约谈了问题比较集中的宁波、台州两市供电企业有关负责人，有针对性地提出了规范用户受电工程市场秩序的意见建议。 约谈主要围绕三个方面、六个具体问题展开，重点是供电企业贯彻落实《国家能源局关于进一步规范用户受电工程市场的通知》和浙江能监办《关于我省新建居民住宅小区受电工程配套费政策的监管意见》情况，包括是否按照要求规范用户受电工程市场相关制度，是否实现用户受电工程信息公开，是否将小区受电工程纳入用户受电工程管理三个方面。六个具体问题包括：受电容量较大的用户工程开放情况;基层供电所为关联施工企业承揽用户工程提供便利情况;垄断新建居民住宅小区受电工程情况;对非关联施工企业承接的用户工程，图纸审查、中间检查和竣工检验情况;执行浙江办《关于进一步规范用户接电工作的意见》情况;对供电企业组织的工程招标活动是否合法公正等情况。 被约谈供电企业高度重视监管约谈工作，在收到约谈通知后，就上述问题组织开展了一定范围自查。约谈中，供电企业有关负责人就本地区用户受电工程市场有关情况作了说明，认真查找用户受电工程服务中存在的突出问题，有针对性地开展检查整改工作。 河南能源监管办 近日，河南能源监管办召开河南省用户受电工程市场秩序专项监管和进一步加强供电监管工作启动会，对两项监管工作进行安排部署。 会议传达了国家能源局 《关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》和《关于进一步加强供电监管工作的通知》两个文件，并根据河南能源监管办制定印发的 《河南省用户受电工程市场秩序专项监管实施方案》与《河南省2015年供电监管实施方案》对两项监管工作进行安排部署。要求各级供电公司深入学习领 会国家能源局两个文件和全国用户受电工程市场秩序专项监管启动会精神，认真贯彻执行两项监管工作要求，促进河南用户受电工程市场公平、公正、开放，推动全省供电能力、供电质量和供电服务水平持续提升，切实维护好各方的合法权益。 河南能源监管办主要负责人介绍了国家能源局在全国范围内开展专项监管与问题监管工作的背景与重要意义，并指出，包括用户受电工程市场秩序监管在内的供电监管已成为电力监管常态工作，各级供电公司要高度重视、积极配合、认真自查、找准问题、积极整改;能源监管机构要认真组织好监管工作，形成高质量的监管报告并上报国家能源局。 结合目前全省电力供需形势和中央电力体制改革新要求，他强调，一是要持续不断提升供电水平，在提升中促增长。各级供电公司要不断强化供电能力、提高供电质量、降低供电成本、优化供电服务，通过提升供电水平促进电力消费增长，进而为促进经济增长贡献力量。二是要积极参与电力市场改革，在改革中激发活力。 各级供电公司作为电力市场重要主体，要认真学习领会国家电力市场改革政策，谋划自身发展方向与应对举措。三是认真加强管理和监管，在监管中规范市场秩序。在简政放权不断深入，事中事后监管日益加强的背景下，各级供电公司要强化内部管理依法依规开展各项业务，能源监管机构要不断提升监管水平完善监管手段，共同推动电力市场规范运行。

7月17日幸得由东方出版社出版的刘纪鹏教授所著的《大船掉头——电改十八年反思与展望》一书,翻阅后,甚觉惊喜。时值电改9号文的相关配套措施即将出台,此书的到来仿若一场及时雨,为电改冲散争议的迷雾。不同于一般经济领域的改革,电力改革既要以市场化改革为方向,达到效率目标,却又不能完全按照市场化准则简单地进行私有化和自由化。改革的复杂性即决定了电力改革是新闻头条的常客,也是舆论漩涡的中心,学政商三界的讨论颇多,争议更多,往往让人如坠雾里。 作为实践经验丰富的“实战派”经济学家与电改的亲历者,作者曾全程见证了国电公司的兴亡,也对中国电力行业改革倾注了自己大半生的心血。此次,在其这本新作中,作者对电改十八年以来的焦点问题一一解构,更是对国电公司发展五年间的重要人物、重大事件以及绝大多数敏感事件均进行了回顾,描述可谓娓娓道来,分析更是鞭辟入里,着实是一本外行写不出内行不敢写的难得之作。 书中五部分,每一部分堪称中国电力改革的写照与作者从事电力体制改革研究以来的沥血之作。从坚持全国一张网、反对拆分国电公司,到批判五号文破碎式改革,从“管住中间、放开两边”的改革思路到对国电公司“恋权”“恋洋”情结的恨铁不成钢,作者对中国电改“为你欢喜为你忧”的复杂情结跃然纸上。更让人钦佩的是,面对中国错综复杂的现实,作者既没有因循守旧,以“中国不一样”为由盲目的拒绝改革,也没有削足适履,将洋大人书本上的知识生硬的套用在中国这片热土上。就笔者的观察来看,“不唯上不唯书”的态度,可堪为作者40年学术研究态度的总结,这背后倾注着他对中国电改之路的关注,也是他对改革方法论坚持的侧面体现。 改革,从来是人类历史上面临的一大问题。这两个看似简单的字却事关行业的脱胎换骨与国家的浴火重生,这条道路上从来是大智慧者行大智慧事,稍有不慎就会落个改革者身死名灭与社会动荡不安的结局。殷鉴不远,东欧剧变后留下的满目疮痍的社会与至今尚未恢复元气的经济还是几十年前的事情。与社会上一味宣扬的私有化与自由化改革方向不同,作者一再强调,电力改革必须重视方法论,从实际出发解决问题,决不能像社会上的言论,在脱离实际的自己的空中王国说一些“没错的废话”。可以讲,改革方法论是贯穿全书的主线,也成了将作者智慧明珠连成一串的银线,使得该书在林林总总的中国改革论著中熠熠生光。 就电力体制改革看,各方达成共识的是市场化的改革方向,可什么是市场化改革?如何进行市场化改革?所谓的市场化改革如何与中国的实际相结合?这三个核心问题却是很多经济学家不愿谈也谈不出的话题,而该书却迎难直上,对以上问题进行了解读。作者明确地指出,人们痛恨垄断、斥责利益集团,可却错误地将矛头指向了国电公司,忽略了电网行业本身所具有的自然垄断性质,也选择性地忽略了真正造成垄断的是发改委的价格垄断。面对电力改革,由于一直以来对于市场力量的无节制崇拜,舆论中长期以来弥漫着对国电公司“一拆了之”的“短平快”改革倾向,可当人们真的依循该思路将国电公司分拆后,却发现垄断的魅影依旧挥之不去,五号文下中国电力改革的前景也愈发晦暗不明。对此,作者字里行间掩饰不住的痛心,也让笔者在阅读的过程中感同身受,并庆幸中国社会今天还有这样一位忧国忧民、勇于担当的学者。 要看到的是,不久前9号文的出台为前途晦暗不明的中国电改之路指明了方向,也印证了作者多年来所坚持主张的正确性,成为了这本书价值的最佳注脚。无论是此次文件中提出的“管住中间、放开两头”的改革思路,抑或是深化售电侧改革,均是作者近几年一再奔走呼吁、建言献策的重点,也在此次的再版中作为作者思想版图的重要板块被加入。 可现实中改革毕竟没有那么一马平川,任何改革政策的推出也必然会触及既得利益者的利益,就新闻媒体对电改的报道来看,即将发布的九号文配套文件似乎深陷部门利益争端而不可自拔,国家电网也并不想放弃售电侧改革将会释放出来的巨大“蛋糕”。对此,作者早在几年前明确指出,对于售电侧的改革,应该大力培养私人售电公司,可谓切中时弊,极具见识。更给人印象深刻的是,作者在书中明确提出的要建立电力期货交易所,更是为售电侧的市场化提出一个极具建设性的意见。此次的再版不仅使读者得以见到作者思想的全貌,也深切地感受到了作者思想的前瞻性。在如此关键的改革关口,本书能够再版,虽谈不上定纷止争,却无疑为中国下一步电改的指明了一条可供探索的方向。 最后,值得一提的是,本书不仅传递了学术观点、解剖了重要史实,更是用生动的笔触将电力改革十八年以来的人、事、物鲜活的展现在了读者面前,产生了极佳的阅读体验,让人在读中欲罢不能,读后酣畅淋漓。掩卷之后,心中颇为惘然若失,犹自置身于那十八年的改革激荡场景中无法自拔。 无疑,《大船掉头——电改十八年反思与展望》既是一本读后受益匪浅的电改权威著作,也是一个借以了解中国改革历程的绝好入口。

19世纪电力的发明和应用掀起了第二次工业化高潮，到20世纪出现了由发电、输电、变电、配电和用电等环节组成的大规模电力系统，而随着电力需求、发电成本和电力系统的结构性转变，未来全球电力市场将被重塑。电力市场将会出现五个重大转变。 随着高效节能技术在诸如照明和空调等领域发展，全球电力需求增长率将下降至每年1.8%，而1990年至2012年的增长率则为每年3%。对于经合组织国家2040总用电需求的预测将会低于2014年。 虽然电力需求持续放缓，但是小型光伏系统市场快速增长。随着光伏技术成本进一步下跌，将会推动大型和小型太阳能市场的投资额，可再生能源将占据电力市场投资的主要份额，小型太阳能市场发展迅猛，将带动全球屋顶、建筑一体化和局部光伏太阳能系统装机容量，从2014年的104千兆瓦，激增至2040年接近1.8万兆瓦，增幅高达17倍。 未来电力市场将会从以往的大规模集中型系统，转为愈来愈多分布在用户侧、以用户为中心的系统。家庭用户和商业企业对太阳能光伏和储能的选择驱动了电源系统的改变。其中，大部分投资将会集中投资于屋顶光伏系统和其他离线光伏系统，用户和企业从此便可自行发电，甚至使用电池储存电能，对于某些发展中国家来说，自行发电可算是史无前例。 尽管可再生能源市场的年投资额高达8万亿美元，发展中国家的旧有化石燃料电厂数量和新增燃煤电厂的充足投资，仍将使全球二氧化碳排放量持续上升直到2029年，2040年碳排放量相比2014年仍然高出13%。 节能减排是各国能源转型的趋势，天然气也一度成为全球成功摆脱燃煤发电的热门“转型燃料”，而事实上天然气发电并不会取代煤电。目前从燃煤转型至燃气将只限于于美国。很多发展中国家将会持续使用燃煤和可再生能源发电的结构。 尽管可再生能源市场持续迅速发展提高了市场竞争力，但各国当前的能源政策仍不足以促成目标的完成。预测，全球直到2029年为止碳排放量持续上升的趋势预测。

随着新电改五大配套措施公布进入倒计时，电企也开始发力欲抢占售电市场。 近日，内蒙华电与控股股东成立售电公司。这是上市发电企业中首个成立售电的公司，也是五大发电集团中的首家控股公司。 紧随其后，为适应新电改的需要，桂东电力也成立了售电公司。 7月初，华电集团也部署了区域一体化营销体系建设和筹建售电公司等工作。 据了解，五大发电集团已经积极在为成立售电公司做前期准备工作。分析师认为，五大发电集团和三大电网公司将成为首批售电牌照的拥有者。 目前，除了电企，各路社会资本也纷纷设立售电公司。此外，电网公司也将进入竞争性售电环节。 业内人士认为，电网与电企在售电市场竞争上，不可能比拼价格，只能比拼综合能源解决方案服务。 电企开始抢占售电市场 近日，内蒙华电发布公告称，北方联合电力有限责任公司(以下简称“北方公司”)与公司签署《发起设立华能内蒙古电力热力销售有限公司出资协议书》(以下简称《出资协议书》)。 需要一提的是，北方公司为公司控股股东，持有公司56.62%的股份。该公司控股股东为中国华能集团公司。 目前，内蒙华电是上市发电企业中首个成立售电公司的公司，也是五大发电集团中的首家控股公司，其它上市电企有望陆续跟进。 内蒙华电表示，公司与控股股东北方公司以现金方式共同出资设立华能内蒙古电力热力销售有限公司，是公司适应国家电力体制改革的新举措。该项目的成立，有利于公司直接面对电热力大用户开展电热营销工作，从而实现公司电力和热力市场扩张、提高公司在电热市场的竞争力，实现公司可持续发展。 电改9号文提出多途径培育6类市场售电主体，明确“允许发电企业投资和组建售电公司进入售电市场，进行直接交易的同时从事售电或配售电业务”。 有分析师表示，随着售电侧的放开，发电侧竞争也有望加剧，发电企业在所在区域内介入售电业务，将有利于保证或提高其发电市场竞争力，未来所有发电企业均会考虑成立售电公司介入售电业务。 紧随内蒙华电，桂东电力也成立了售电公司。为适应电力体制改革的需要，桂冠电力拟自筹资金5000万元出资设立售电公司。 桂东电力称，公司拟投资设立售电公司是为了适应电力体制改革的需要，符合公司的发展战略，根据国家有关进一步深化电力体制改革的意见，公司认为未来售电市场及相关业务前景广阔，公司利用自身成熟的电力管理经验，设立专业化的售电公司，有利于公司开拓新的用电市场，拓展用户群体，提升公司的盈利水平。 但是，售电公司的设立及相关业务开展尚需相关部门的审批，公司将及时披露本次设立售电公司的进展情况。 值得注意的是，7月1日，华电集团在四川成都召开重点区域市场营销体系建设暨筹建售电公司工作会议。会议通报了当前电力体制改革的进展情况，部署了区域一体化营销体系建设和筹建售电公司等重点工作。 这也是首家对外表态正在布局售电公司的电力集团。 相比各地蜂拥成立售电公司，五大发电集团显得颇为淡定。但据记者了解，五大发电集团已经积极在为成立售电公司做前期准备工作，包括开展运营模式、交易策略等内容的研究。 方正证券分析师周紫光认为，传统的电力企业将成为首批售电牌照的拥有者，应该包括五大发电集团和三大电网公司。从国际经验来看，发电企业在售电市场亦是主角。 还有分析师认为，就我国整个发电行业而言，在市场化竞争中，销售渠道的把握对于产业链利润分配极为重要，在政策允许下，发电企业或依托电源优势，积极介入并掌握售电的主导地位。 电企或将与电网竞争 记者了解到，五大电改配套措施和一个指导意见将在7月底公布。其中，最受关注的就是《关于推进售电侧改革的实施意见》。 售电侧的改革被认为是此轮电改的关键。 实际上，自从新电改方案发布后，售电公司就成为各路资本追逐的对象，各地纷纷成立售电公司。除了上述上市电企，还有孚日股份、四方股份等上市公司。此外，深圳、山东、黑龙江也成立了多家售电公司。 需要一提的是，电改9号文还表示，电网应该担任保底供应商的角色，确保无议价能力的用户有电可用。 周紫光认为，未来的很长时间里，居民电价将不会市场化，保底售电商承担向居民等用户供电的义务，同时如果没有意外电网还会介入竞争性售电环节，9号文引入了新的售电主体，但并未剥夺电网的售电权利。 电企、电网和各路社会资本纷纷加入这场售电改革，谁能拔得头筹呢?众所周知的是，电网以前主要与电力用户打交道，与电企和社会资本相比，其在资源方面的优势不言而喻。 而首批获得售电牌照的电企和电网，势必会在改革之初有一场厮杀。 华北电力大学教授曾鸣向记者表示，电网与发电企业都是国有的，在售电市场竞争上，不可能比拼价格，只能比拼综合能源解决方案服务的提供，最终落脚点是节能减排和电能成本降低， 并希望通过充分竞争来实现。

近日，国内知名电缆企业发布了拟12亿收购锂离子电池企业，进军储能业务。储能业务到底有多大诱惑力，引得12亿巨资?近几年可再生能源发电量急剧增长，并网问题越来越突出，导致了严重的电力闲置问题。包括新能源发电、智能微电网、新能源汽车等行业都需要能源存储解决方案，储能技术的应用形成了新的发展趋势。 由于大部分可再生能源，特别是风能和太阳能坐落在人口较少的地区，并远离电网，导致电力传给用户需要巨大的费用。同时，太阳能不连续性的自然特性和其发电不易并网的特点，导致了严重的电力闲置问题。 一旦有了能源存储系统的帮助，过多的可再生能源可以在电力需求低时保留下来，并用于用电需求高的时候。从能源存储装置中产生的再生电力是非常稳定、连续的，可以保证电网的稳定性。由此估算，可再生能源的利用率可以从30%提高到60%，预计将减少一半的电力生产成本。 虽然目前已有多种电池系统已被应用于储存多余的电能。铅酸电池系统是最具成本效益的电池系统，但由于电极硫化引起的相对较短的使用周期，在某种程度上限制了铅酸电池的应用。 相比之下，锂离子电池有更长的循环使用寿命并且重量明显减轻，不需要定期完全放电，节省了大量的维修费用，但锂离子电池的生产成本比较高。 斯坦福大学的一项研究表明，大部分的电池解决方案是不适合风能储存的，由于其低储存生产投资比值(ESOI)为5~32，意味着需要储存风力发电的能源比实际存储的能源成本更高，因此有必要开发新的解决方案来提高风力发电的储能效率。 此外，质子交换膜燃料电池电源系统有效地储存风能具有非常好的前景。如果水电解槽与风力发电或太阳能电池板集成，氢气作为能量储存的媒介可由多余的风力、太阳能发电产生，即通过制氢设备将水电解形成氢气，并与质子交换膜(PEM)燃料电池集成发电。但由于风力、太阳能发电是间歇性的，连接到该电源的制氢设备很难正常工作，除非安装额外的变压器，但是提高了运行成本。 分布式发电与微网、电动汽车等领域的迅猛发展正倒逼储能技术应用需求，业界对储能相关政策的预期逐步升温，储能市场进入加速扩张期。推动储能技术进步，能源行业才能真正走上低碳、绿色、智能化的道路。

对新能源和可再生能源的研究和开发，寻求提高能源利用率的先进方法，已成为全球共同关注的首要问题。对中国这样一个能源生产和消费大国来说，既有节能减排的需求，也有能源增长以支撑经济发展的需要，这就需要大力发展储能产业。 截至2013年底，我国储能市场有736MW的规模，比上年658MW的容量有了12%的增长，增速比较平稳。2013年底，我国的储能装机增长速度超过了国际的增长速度，达到39%，这主要得益于最近一年分布式微网的较大发展。目前储能应用被分成几大块，其中大型风电厂为主的可再生能源并网达到了44%，并将继续保持较快的增长态势。 随着越来越多的示范项目在中国运行，储能在中国的关注度也逐渐上升，预计到2020年，中国储能市场规模将达到约136.97GW，占2020年全国发电总装机量1800GW的7.6%，储能发展前景广阔。 “分布式能源网络属于典型的物理形态的能源互联网，但我们现在理解的能源互联网外延已经不仅仅限于此，是一个更为宽广的概念。”清华大学能源互联网创新研究院副院长高峰分析，分布式能源网络的建设是一个复杂的工程，涉及到技术和体制等多方面因素，如何通过互联网实现分布式能源供应与消费的动态调控，还需要进一步明确具体的手段措施。 在分布式能源网络的关键技术中，储能尤为关键。分布式能源网络所需的储能技术与智能电网还有所不同，不仅涉及储电，还涉及到储冷和储气技术。储能的技术和商业模式都还未成熟，这是分布式能源网络建设的一个很大挑战。 储能技术发展是挑战，更是机遇。 首先，要在储能技术领域领先，除了政府的研发投入和行政手段，还必须从政策上引导技术研究和企业经营有效结合，为新技术开发提供各种保障，包括通过有效的配套政策，为新技术的开发创造良好的制度环境，保护知识产权，鼓励创新，引导人才、资本向电动汽车产业流动，为产业创造便利的融资条件;其次，政府对于储能技术发展的支持(补贴和其他优惠政策)，应该主要关注研发和充电模式发展，尽可能由市场解决制造环节问题。所以，如果政府能够重视并相应投入，通过政策支持提高发展积极性，中国将有可能在全球迅速兴起的储能技术领域，拥有重要地位。 国家能源局已经委托中国化学与物理电源行业协会，启动国家储能产业“十三五”规划大纲的编写，以加快推动我国储能产业的发展。 业界专家表示，政策层面的破冰，将有助于储能产业在电力市场中形成多方良性竞争的局面，让储能产业面临更多的市场发展机会，推动行业的进一步发展。

2014年以来，宏观经济表现出经济增速换挡、产业结构优化、增长动力转换的“新常态”，电力供需也呈现出一些新特点。 全社会用电增长明显放缓 1～11月，我国全社会用电量为5.01万亿度，同比增长3.7%，增速同比回落3.8个百分点。预计2014年全年我国全社会用电量为5.56万亿度，同比增长4.0%，增速同比回落3.6个百分点。四个季度增速分别为5.4%、5.2%、1.4%和4.4%，由于夏季气温偏低和经济增长放缓，第三季度用电增速同比大幅下降9.5个百分点。全国电力供需总体平衡，部分地区部分时段供需偏紧。由于用电增速处于较低水平，加之水电出力和电煤供应状况较好，全国经营区域电力供需总体平衡。受天气、机组环保改造、局部断面受限等因素影响，天津、冀北、河北南、山东、江苏、安徽、福建、河南、陕西、西藏、海南电网电力供需偏紧，全国日最大错避峰电力为540万千瓦。 2015年是“十二五”的最后一年，也是检验国家规划目标能否顺利实现的关键一年，宏观政策仍将保持积极的财政政策和稳健的货币政策，但以调整经济结构和促进体制改革为主。国际经济稳步复苏，外贸将实现恢复性增长;投资方面，基础设施建设投资保持较快增长，制造业和房地产仍然增长乏力;消费方面，消费基础设施逐渐完备，信息消费将成为拉动消费的主力。综合分析，预计2015年我国GDP增长7.2%左右。 根据经济增长走势，同时考虑2014年夏季全国大部分地区天气比较凉爽造成电量低基数的影响，预计2015年电力需求增速将有所反弹。结合多种方法预测，2015年我国全社会用电量将达到5.89万亿度，同比增长6%左右，增速比2014年回升2个百分点。其中，三大产业和居民生活用电量分别同比增长2.5%、4.5%、11.4%和10.1%，增速分别比2014年回升3.1、0.6、5.6和6.8个百分点。 从装机增长来看，预计2015年全国新增发电装机约9140万千瓦，其中水电1370万千瓦，火电4260万千瓦，核电660万千瓦，风电1800万千瓦，光伏990万千瓦。2015年年底全国装机容量将达到14.4亿千瓦，比2014年年底增长6.8%。其中，水电3.14亿千瓦，火电9.57亿千瓦，核电2561万千瓦，风电1.11亿千瓦，太阳能发电3200万千瓦，非化石能源装机比重达到33.6%，比2014年提高1.3个百分点。 2015年，由于电力需求中速增长，加之装机投产规模保持稳定、电煤供应状况较好，预计全国电力供需总体平衡，华北电网电力供需紧张，最大电力缺口超过800万千瓦;华东、华中、南方电网电力供需平衡;东北、西北富余电力继续保持较大规模。 从区域角度来看，我们预测，2015年各区域电力供需形势如下： 华北电网电力供需紧张 其中，京津唐电网电力供需偏紧，夏季电力缺口约180万千瓦，冬季供需基本平衡;河北南网电力供需紧张，夏、冬季电力缺口分别为220万、350万千瓦;山东电网全年电力供应持续紧张，最大电力缺口将突破700万千瓦;山西、蒙西电网电力供需富余。 华东电网电力供需平衡 其中，迎峰度夏期间，上海、浙江电网电力供需平衡有余;江苏电网如不考虑应急顶峰机组发电，电力供需偏紧;安徽电网如不考虑应急机组并网发电，夏季高峰期间存在时段性电力缺口约180万千瓦;福建电网电力供应富余约600万千瓦。 华中电网电力供需平衡。其中，河南电网考虑三峡及哈郑直流送电等区外来电，电力供需平衡有余;湖北、湖南、江西电网电力供需平衡;四川电网由于大量水电集中投产、负荷发展低于预期，电力供应富余，即便是在火电最小开机、最大能力外送情况下，预计仍将有约150亿度以上的富余电量需要消纳;重庆电网由于新增装机投产，电力供需总体平衡。 东北电网电力供应富余 其中，辽宁电网电力供应富余约500万千瓦;吉林电网电力供应富余约500万千瓦;黑龙江电力供应富余约300万千瓦;蒙东电网电力供应富余约400万千瓦。 西北电网电力供应富余其中 陕西电网电力供需基本平衡;甘肃、宁夏和新疆电力供应分别富余500万、240万和750万千瓦;青海电网枯水期电量有缺口，其它时段平衡有余，全年富余电力300万千瓦;西藏电网如不考虑燃油机组发电，电力供应存在缺口。 南方电网电力供需平衡 其中，广东电网电力供需基本平衡，局部时段电力供应偏紧;广西、贵州电网电力供需平衡;云南电网丰水期电力盈余较多;海南电网由于负荷增长较快，电力供需依然偏紧，最大缺口70万千瓦左右。

16日，国资委在官方网站公布了国家电力投资集团公司(以下简称“国电投”的)除董事长、总经理外的新任领导班子。在8位副总经理等职位中，原国家核电与中国电投领导各占4席，中国电力国际发展有限公司董事长李小琳确认不在新的领导名单中。 此前网上传言，李小琳将调任大唐集团任副总经理。大唐集团新闻处处长黄源对记者表示，“调任只是网上传言，大唐集团内部没有宣布过，一切以国资委消息为准”。 16日，国资委在其官方网站发布了“国家电力投资集团公司余德辉等人职务变动情况”的人事任免消息，消息显示，“经研究，余德辉、余剑锋、马璐、时家林、魏锁同志任国家电力投资集团公司副总经理、党组成员，王益华同志任国家电力投资集团公司总会计师、党组成员，夏忠同志任国家电力投资集团公司副总经理、党组成员，邓文奎同志任国家电力投资集团公司党组成员、党组纪检组组长。” 此前的5月29日下午，国家电力投资集团公司召开中层以上管理人员大会时，中组部副部长王京清宣布了王炳华出任国电投董事长、党组书记，孟振平任国家电力投资集团公司总经理。 由此，国电投的10位领导班子成员正式全部确立，原国家核电与中国电力投资集团主要领导各占五席。合并后的国电投，将成为一个横跨火电、水电、核电、新能源等多个领域的新巨头。 分析认为，国家核电与中电投合并后，双方在核电方面的发展将最为受益。而在国家核电担任董事长超过9年的王炳华，亦将推动公司旗下的核电资产尽快上市。 信息官韩晓平告诉记者，中电投在融资、电站管理及电力市场上具备优势，而国家核电在核电产业上有技术优势，双方合并实现了短板互补，使国电投在核电产业链上就更加完善，具备了同中核集团、中广核集团竞争的力量。 对于公司旗下核电板块的上市，在接受记者采访时王炳华表示，将尽快推进核电板块的上市进度，“要求是越快越好”，并且称“国家核电肯定要走独立上市这条路”。

本文摘要：日前，为增加公司核心竞争能力和持续盈利能力，*ST集成将以每股20.23亿元的价格，发行股份购买江苏东昇100%股权和张家港其辰100%股权，同时募集配套资金不超过6.3亿元。 *ST集成6月3日晚间披露重组方案。为增加公司核心竞争能力和持续盈利能力，*ST集成将以每股20.23亿元的价格，发行股份购买江苏东昇100%股权和张家港其辰100%股权，同时募集配套资金不超过6.3亿元。 20亿元收购关联方资产 *ST集成由*ST超日更名而来。由于三年业绩亏损，*ST超日股票被暂停上市。此后，经过破产重整，江苏协鑫等接手，使公司得以恢复生产。在披露2014年年报后，公司董事会5月4日向深圳证券交易所提出公司股票恢复上市的申请。 根据今日披露的重组方案，*ST集成拟通过发行股份购买资产的方式收购上海其印和控股股东江苏协鑫合计持有的江苏东昇100%股权，以及上海其印持有的张家港其辰100%股权，交易价格合计202288万元。上海其印为*ST集成实际控制人亲属所控制的企业，江苏协鑫、上海其印为关联方。 截至2015年3月31日，江苏东昇和张家港其辰100%股权的评估值为20.23亿元，其中江苏东昇100%股权评估值为12.25亿元，张家港其辰100%股权为7.98亿元。*ST集成拟按照1元/股的价格全部以发行股份方式支付对价。其中向上海其印发行14.23亿股，向江苏协鑫发行6亿股。重组完成后，江苏东昇和张家港其辰将成为公司的全资子公司。 同时，为支持上述两家拟购买公司的业务发展，*ST集成拟按照1.26元/股的价格，向融境投资、裕赋投资、长城国融、辰祥投资和东富金泓，非公开发行股份募集配套资金，发行股份不超过5亿股，配套资金总额不超过6.3亿元。配套资金拟用于张家港其辰在建项目的运营资金、支付本次并购交易的税费及中介机构费用。 提升太阳能组件产能 据重组方案，江苏东昇成立于2014年7月，主营业务定位于电池组件的受托加工，主要客户为协鑫集成，具有1GW组件生产能力以及较强的盈利能力。2014年和2015年一季度，江苏东昇分别实现营业收入5329.25万元和5847.41万元，实现净利润-927.46万元和274.45万元。 交易对方同时承诺：江苏东昇2015年度、2016年度、2017年度及2018年度实现的扣除非经常性损益后的净利润不低于1.26亿元、1.46亿元、1.53亿元及1.61亿元。 而张家港其辰目前处于一期试生产阶段，正在建设2GW高效组件项目。项目建成后，张家港其辰将具有2GW的高效组件产能，在产品方案上采用差异化、高起点竞争路线，抢占高效组件市场份额，打造未来利润新的增长点。 *ST集成表示，此次重组完成且标的公司按计划投产后，公司将通过全资子公司江苏东昇和张家港其辰分别实现1GW普通电池组件和3GW高效电池组件产能。未来，上述太阳能组件产能在为公司提升电池组件市场份额以及盈利能力的同时，还可服务于公司的系统集成业务，和其他光伏电站设备及系统一起以系统集成的方式对外销售，有效降低公司系统集成业务的成本，促进集成业务的快速发展并提升公司的盈利能力。 此次交易前，朱共山通过江苏协鑫持有*ST集成21%股份，为公司实际控制人。交易完成后，朱钰峰通过上海其印持有公司28.19%股份。朱钰峰与朱共山系父子关系，公司控股股东仍为江苏协鑫，实际控制人仍为朱共山。 值得注意的是，此前，*ST集成控股股东江苏协鑫承诺，重整后通过恢复生产经营、注入优质资产等各类方式，使*ST集成2015年、2016年实现的经审计的归属于母公司所有者的净利润分别不低于6亿元、8亿元。否则，由江苏协鑫以现金方式就未达到利润预测的部分对公司进行补偿。

“国家能源局接下来将再召开会议，商议分组制定国家能源互联网行动计划，确定目标、内容以及时间表等，6月份要把初稿拿出来，同时将成立中国能源互联网联盟。此外，国家还将制定专门的准入等相关标准。”在20日“电网发展与互联网+”主题研讨沙龙上，参与行动计划制定的华北电力大学经济与管理学院教授曾鸣向记者透露。 4月17日，国家能源局首次召开互联网工作会议。作为官方层面的首个能源互联网顶层设计，国家能源互联网行动计划主要着力点在分布式能源、微网、需求侧管理、合同能源管理、基于数据的服务等商业模式上。 “此次会议侧重于商业模式的探索。”国网能源研究院首席专家冯庆东告诉记者，能源互联网要以分布式能源、需求侧管理、节能为切入点，同时构建国家、区域、省级、市级等四个层级的能源互联网平台。而对于电网企业而言，更关注的技术支撑问题，行动计划就是要向用户侧进一步拓展和延伸，其中，开发新型智能电表、做真正的高级量测体系等将优先进行。 曾鸣认为，能源互联网建设是一种链式上的变革，不能光看一些个别节点和短期的一些盈利机会。面对我国能源生产与消费逆向分布的格局，未来我国能源互联网的定位应该是大电网和微电网相结合的各个区域、各种形式可再生能源都能够通过能源互联网柔性对接，从而进一步推动广域内电力资源的协调互补和优化配置，其中，电力互联作为能源互联的枢纽将会受到更多关注。在明确我国互联网发展思路以及整体结构框架设计的同时，还要集中研究关键技术，完善相关的政策和标准，并综合论证具体项目实施必要性和可行性。 虽然国家能源网行动计划的具体细则还有待明确，但投资者的想象空间早已打开。记者注意到，中兴、华为、远景能源、科陆电子、阳光能源、协鑫集团、比亚迪、南瑞等都已在能源互联网领域有所行动，阿里、百度等互联网领域巨头也早已布局其中。 安信证券研报分析，目前我国用户端电力销售的金额大约2.5万亿元，加上建设投资，可以估计能源互联网的市场至少在5万亿元以上。

在宏观经济增速放缓、煤炭价格暴跌之际，中国将迎来两年间首次煤电价格联动。上网电价和销售电价将同时下调。电力行业利润可能因此大幅缩减近500亿元。 援引知情人消息称，上网电价下调事宜已敲定，有望在二季度落地，预计全国平均降幅为每千瓦时0.015元。与前两次只有上网电价调整不同，此次销售电价也将同步下调。 本次电价下调的幅度将参考各地的煤炭价格变动幅度，预计将在每千瓦时0.01元到0.03元，平均降幅超过每千瓦时0.015元。 业内人士认为，一旦下调落实，整个电力行业利润或缩减约473亿元，本就深陷寒冬的煤炭行业也将再度承压。 分析师林晓桃表示，“即使电价下调1分钱，对于电力企业影响也非常大。”根据测算，电价每下调1%，电厂盈利将降低5%左右。假设本次上网电价下调幅度区中间价为每千瓦时0.015元，并在二季度实施，若以统计局发布的2014年全国火力发电量42049亿千瓦时进行计算，2015年整个电力行业利润将缩减约473亿元。 目前国内煤炭处于买方市场。电价下调之后，电力企业主观上希望把部分成本转嫁给煤炭企业，从而压制煤价。而根据煤炭行业人士的计算，每度电的上网电价调整一分钱，可以影响煤炭价格相应每吨波动20元至25元。 不过，下游行业尤其是高耗能行业则将受益于电力成本降低，毛利率有望提升。电解铝和水泥等行业的电力成本分别占到总成本40%和20%左右。 2012年12月25日，国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，提出当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价。 中国正在推动的新电改方案正式出台在即。其中，最大的亮点在于网售分开，即发电侧和售电侧电价和准入放开，培育多种售电主体。国泰君安认为，新电改方案的核心内容可概括为：管住电网，放开电价，活跃交易。电力下游高耗能行业的龙头企业有望与发电企业直接竞价交易，用电成本将下行。 据数据显示，3月25日最新一期环渤海动力煤价格指数报收每吨473元，比前一期每吨下降了9元，进入2015年以来，累计每吨下跌了52元。而去年该指数从每吨610元一路动荡下行至每吨525元，跌幅为13.9%。

投资摘要： 本期中小市值主题关注：特高压和智能电网建设将获得政策大力推动。 李克强总理所做的2014年政府工作报告提及：要提高非化石能源发电比重，发展智能电网和分布式能源，鼓励发展风能、太阳能，开工一批水电、核电项目。拓展油气和电力输配网络。非化石能源发电量比重达到22.3%。将智能电网纳入到生态文明建设范畴表明上层已经完全认可“电能替代和电力跨区输送”对于大气污染防治的重要作用，这是节能环保领域最超市场预期的细分领域之一。结合克强总理2月21日的国务院常务会议第一次公开提及加快跨区输电，我们认为以特高压为代表的智能电网和以风电、光伏为代表的清洁能源在2014年将获得更有利的支持。按照国家电网2014年的工作计划，2014年计划核准开工“6交4直”特高压线路，电网智能化投资775亿，整体智能电网范畴的投资出现放量。在特高压和智能电网领域我们重点推荐平高电气、特变电工、国电南瑞、许继电气以及特高压线路建设对上游产生重大贡献的风电、光伏等新能源以及电站空冷等，建议重点关注金凤科技、华仪电气、首航节能。

2015年3月初，广东电力市场交易系统正式通过互联网试运行。目前，广东电力交易中心正组织各市场主体开展系统注册，为开展2015年首轮集中竞争在线交易做准备。该交易系统目前具备交易组织管理、合同管理、结算管理、信息发布等基本功能，将进一步测试完善功能后，在2015年6月底前正式投入运行。 开展电力用户与发电企业直接交易，有利于更好地发挥市场配置资源的决定性作用，促进市场各方互利互赢，推动节能减排和产业转型升级。2015年广东计划完成直接交易电量227亿千瓦时。交易主要采用双边协商和集中竞价两种模式开展，以双边自主协商为主、集中竞价为辅。双边协商模式是指电力大用户与发电企业根据交易平台提供的信息，自行协商匹配，经安全校核和交易中心确认后，由购电、售电、输电各方签订年度交易合同确定的直接交易。集中竞价模式是指电力大用户与发电企业在指定时间内通过交易平台申报电量和价格，根据买方、卖方申报价差空间由大到小排序成交;申报价差相同时，综合煤耗低的发电企业优先成交，经安全校核和交易中心确认后，由交易中心对外发布成交结果确定的直接交易。 去年，广东省启动了电力直接交易深度试点，于2014年11月7日成立广东电力交易中心，挂靠在南方电网公司下属的广东电网公司。该交易中心作为广东省电力大用户与发电企业直接交易等电力市场业务的组织实施机构，根据政府授权，履行电力市场交易管理职能，负责信息化交易平台的建设。

多方面消息透露，新电改方案已经上报国务院，如果顺利，近期可能公布。电改进入实质性推动阶段，政策红利有望推动电力板块走强。 　　11 月4 日，发改委发出《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，让业内为之一振。以深圳为改革试点，独立输配电价机制2015年1月1日起运行。据了解，新电改方案除了延续深圳试点的基本思路，还提出要改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易一体的状况，逐步破除电网垄断。 　　在“管住中间,放开两端”的整体思路下,售电侧与发电侧的市场化最具魅力。发电侧，竞价上网是最大变化，企业的边际成本优势将充分显现。能源基地的火电项目具有低燃料成本的天然优势,一旦经特高压电网外送至高电价服务区(京津冀、华东、华南等),则竞价优势显现。水电公司发电成本低，竞价能力强。东北证券(000686,股吧)分析师马斌博认为：“优质火电将受益大用户直购比例的提升，中小水电将凭借成本优势在未来的电力市场竞争中充分受益。售电侧的放开将大幅降低区域小电网企业外购电成本，提升其整体盈利性；新能源则受益于电改推动的电网对各种电源形式无歧视接入。” 　　值得一提的是，电改中难度最大、最难核算成本的环节被攻破，将核定输配电价，改变电网盈利模式，在此基础上培育市场化的售电主体，逐步实现发售电价格由市场形成，在市场化交易机制下推动电力直接交易。有分析师表示，随着我国电力体制改革的逐步深入，电价市场化的趋势日益显著，大用户直购电将成突破口，地方能源平台受益最大。从A 股上市公司来看，发电企业（包括火电、水电、新能源发电等）将在收入端明显受益。在马斌博看来，2015年电力行业经营层面不存在潜在重大利空，电力体制改革的推进将释放大量制度红利。建议把握电力蓝筹股估值继续修复的机会，如华电国际、国电电力(600795,股吧)、华能国际(600011,股吧)和国投电力(600886,股吧)等。

集团低价(PB约为1)注入资产,为公司发展奠定坚实基础 凯迪电力成立于93年,并于99年上市,并于11年开始向生物质发电行业转型。经历收储体系改革和技术革新之后,公司发电业务逐渐成熟。集团拟以1倍PB注入全部新能源资产,未来公司装机容量将达到300万千瓦以上,超过国能等央企,成为行业绝对龙头。展望未来,凯迪有望成为以生物质发电为核心、兼顾风电、页岩气和生物质油等业务的清洁能源平台公司,成长空间广阔。 我们判断中国生物质发电行业将进入第二轮快速发展期 中国生物质发电行业第一轮发展高峰出现在2007年-2011年间,受到电厂锅炉技术不完善、燃料收集体系不配套等因素影响,行业投资热情快速冷却。我们认为目前中国生物质发电行业已经具备了迎来第二轮快速发展期的条件,理由如下:1)碳减排压力加大+污染治理趋严,政策面持续支持可期;2)锅炉技术逐渐成熟,龙头公司有望在现有政策下获得不错收益;3)燃料收集体系经过多年摸索已成熟。 难有竞争者与公司匹敌:先发布局、技术领先、收储经验优势明显 我们认为公司在生物质电厂运营方面存在三方面优势:1)凭借大股东先发优势,抢占南部地区优质电厂选址,占领南方发电市场;2)借助刮骨疗毒+设立独立燃料公司等手段,率先完成收储体系调整,电厂燃料供应业已无忧;3)公司二代电厂技术领先,运营经济性优势明显。 为什么我们判断本次公司燃料体系回收问题已经基本解决? 公司通过三步改革提升收储能力:1)12年停掉所有电厂,刮骨疗伤,打掉中间商,建立村级回收站,夺回燃料市场控制权;2)成立独立燃料公司,高管持股,理顺内部激励和合规机制。实际上,今年以来公司平均利用小时数已经达到5700小时/年,10月年化达到7000小时/年,成果初现。 盈利预测与投资评级 预计公司14-15年EPS为0.25元和0.51元,考虑到:1)发电量逐渐提升,验证公司原料回收体系建设成效,市场对公司电厂经营的预期存在提升空间;2)公司有望成为以生物质发电为核心、兼顾风电、页岩气、生物质油等业务的清洁能源平台公司,成长空间较为广阔。给予公司“买入”的投资评级。

　　龙源电力旗下两家生物质发电公司股权及对标企业债权再度挂牌上海联合产权交易所，分别为国电建三江前进生物质发电有限公司100%股权及转让方对标的企业40929.575万元债权以及国电汤原生物质发电有限公司100%股权及转让方对标的企业38858.5382万元债权。两项目挂牌价格分别为25785.632万元和24480.879万元，剔除相关债权价格，国电建三江和国电汤原100%股权的转让价格均为1元。 　　业内人士对中国证券报记者分析指出，此前受政策等因素推动，不少资金蜂拥而至生物质发电产业，但是由于业绩不佳、前景不明，在主业经营压力增大和结构转型升级的大背景下，生物质发电资产成为不少企业剥离的对象。 　　持续亏损 　　国电建三江2009年成立于黑龙江佳木斯，注册资本4000万元，是一家中型规模的生物质能源发电企业。公司2012年和2013年净利润亏损额分别为5700万元和3.8亿元；2014年前7个月的净利润同样亏损，为-264万元。以2014年6月30日为评估基准日，公司净资产账面价值和评估价值分别为-3.0亿元和-1.6亿元，在产权交易所所有挂牌项目中罕见“双亏”。 　　国电汤原注册地也为佳木斯，2007年成立，注册资本5000万元。公司2012年营业收入和净利润分别为7407万元和-2768万元，2013年营业收入和净利润分别下降至6123万元和-1.9亿元。2014年前7月，公司实现营业收入2870万元，净利润为-595万元。以2014年6月30日为评估基准日，公司净资产的账面价值和评估价值分别为-2.5亿元和-1.1亿元，同样出现“双亏”。 　　本次两公司100%股权的挂牌项目价格均为0.0001万元。其中，国电建三江欠转让方债务合计为40929.575192万元，挂牌项目整体挂牌价格为25785.632471万元；国电汤原欠转让方债务合计为38858.538205万元，挂牌项目底价为24480.879169万元。受让方倘若接下股权，将同时受让相应的债权。 　　去意坚决 　　值得注意的是，这并非两项目首度亮相产权交易所。公司在本次挂牌信息中也指出，两家公司均为第三次挂牌。 　　由于少有问津，记者发现两项目的挂牌价格也不断走低。以今年9月29日的二度挂牌为例，公开资料显示，当时项目的挂牌价格分别为3.68亿元和3.89亿元。 　　知情人士透露说，龙源电力从2013年初就做出了产业结构调整的准备，其中最为重要的一项就是剥离生物质发电产业。公司曾于2013年6月就将旗下的山东京能生物质发电厂40%的股份以1元的低价转让；8月同样以1元的低价转让了其在国电聊城生物质发电公司52%的股权。本次再度1元抛售，显示公司剥离相关资产的决心极大。 　　目前来看，最然股权+债权的转让价格较债权本身价格还要低，但会否找到接盘方仍是未知数。在本次挂牌信息中，对于受让方资格条件，国源电力条件非常宽松，只要求意向受让方应为依法设立并有效存续的境内企业法人，且具有良好的财务状况和支付能力即可。然而有分析认为，生物质发电资产普遍存在的资不抵债状况将严重影响银行融资，进而影响日后的业务转型，因此这块“烫手山芋”找到下家仍然绝非易事。