新电改方案公布在即：电力系统已有部分员工辞职
来源：财经杂志
　　新电改启程
　　借电力供应宽松的宝贵“窗口期”，新电改方案顺势公布，下一步关键在于增加试点，推出具体实施细则。业内认为，这次电改或会带来一轮电力互联网创业高潮
　　本刊记者朱/文
　　延宕多年的电力体制改革，终于迎来一锤定音的时刻。日，国务院常务会议正式通过“新电改”方案；今年2月，中央政治局常务会再次对该方案进行了确认。
　　即将发布的新电改方案，与此前发改委下发至各大电力企业的征求意见稿内容类似，这份名为《关于深化电力体制改革的若干意见》的文件，内容总计36条，主要精神可以概括为“四放开、一独立、一加强”，即输配以外的经营性电价放开、售电业务放开、增量配电业务放开，公益性和调节性以外的发供电计划放开，交易平台独立，加强规划。
　　这是继2002年国务院关于电力体制改革的“五号文”出台后，中国在电力市场化改革上的又一次重要突破。但相对于“五号文”清晰的架构和明确的方向，本次电改方案较为笼统，让不少对此寄予厚望的业内人士失望。
　　某资深电改专家在接受《财经》记者采访时表示，新电改方案只是吹响了改革号角，实质性作用如何，还要看下一步具体的实施细则与各地电改试验的结果。
　　这也是接受《财经》记者采访的多数专家的意见，电改方案的框架内容已毫无悬念，关键在于下一步的具体实施细则。今年元旦，深圳电改已经启动。接下来，条件成熟的蒙西电网甚至云南电网，都是改革试点的候选对象。
　　在此之后，电力体制改革将在全国逐步铺开，电力交易市场将逐步形成。此轮电改的一大有利条件是2014年以来全国电力供应形势较为宽松，全国火电机组平均利用小时数仅为4807个，创下近20年最低纪录。中电联预计，今年电力供应形势将继续保持宽松状态。
　　在此“窗口期”进行电改，恰逢其时，改革之初行业波动对社会的影响，将保持在可控状态。
　　即将到来的电改为各路投资者打开了想象空间。电力系统的部分员工也蠢蠢欲动萌生创业想法。新电改方案已明确的配电放开，以及电力与互联网融合的趋势，都是接下来的看点。
　　深圳试点的意义
　　今年元旦，深圳电改试点工作正式启动。有报道称，“深圳输配电价下降1分。”所谓“输配电价”，此前一直是由电网购销差价倒推而来，并非根据实际输配电成本计算得到。这一点，改革前沿的深圳亦与全国无异。此前，电网购销差价被称作“黑箱”，差价如何构成，与实际输配电成本究竟相差多少，无人能说清楚，改革对象更不愿说清楚。
　　电改的最重要工作，正是打开此黑箱。之所以选择深圳吃螃蟹，是因为此处是黑箱的最薄弱点。深圳市场经济高度发达，城镇化程度全国领先，城市电网密集，“农村电网几乎不存在”，这就决定了深圳地区交叉补贴较少。
　　大量存在的交叉补贴，一直是输配电价迟迟难以厘清的重要原因。全球大多数国家，工商业电价普遍低于居民电价。道理很简单，工商业用户电力负荷等级和集中度都较高，电力传输过程中损耗较少，供电成本较低；而居民用户电压等级最低，布局分散，尤其是一些农村用户位置偏远，接入电网需要单独远程架设线路，成本极高。
　　中国采用的办法，是抬高工商业用户电价，压低居民电价，实质是工商业用户对居民用电进行补贴。不仅如此，其他各种形式的交叉补贴也在国内大量存在，导致中国大部分地区的电力输配成本无法厘清。
　　深圳的试点方案，正是对“究竟哪些资产可以算作是输配电成本”进行了严格限制：仅包括电力行业管理部门认定符合规划的包括线路、变电设备以及其他与输配电业务相关的资产。
　　深圳试点方案，还将未经政府投资主管部门或国有资产管理部门审批、企业自行建设的输配电资产、从电网企业分离出来的辅业、多经及三产资产，全部排除在输配电固定资产之外。
　　确定输配电价之后，深圳将按照国际通行的“准许收入”做法，确定电网盈利的新模式。改革之后，深圳电网的营业收入将与传输的电量无关，而与资产规模，运营效率以及社会通胀率有关。计算公式及各项参数确定之后，根据实际情况，每三年进行一次调整。
　　但是，鉴于深圳的特殊性，深圳电改试点的经验也许不具备普遍意义。
　　“深圳太特殊。”华北电力大学教授曾鸣认为，“相对而言，(深圳)输配电成本的计算过程还是比较简单，其他地区则要难很多，深圳的一些方式方法，可能不具有推广意义。”
　　但曾鸣也指出，深圳电改的重要意义在于确定了电网准许收入的新模式。此后，在内蒙古等地的试点，以及未来在全国范围内铺开的电改，都将按照该模式进行。
　　深圳电改打开了输配电价的黑箱。一位长期研究电改、不愿具名的专家表示，“尽管交叉补贴大量存在，但输配电价总是能够厘清的，不是能不能，而是想不想。只不过，深圳最容易。”
　　蒙西：电改硬骨头
　　改革的下一站，是蒙西电网。今年1月15日，国家发改委官员对外表示，批复内蒙古西部电网启动输配电价改革试点。在此基础上，2015年发改委将不断积累经验，完善政策，进一步扩大电改试点范围，为全面推进输配电价改革创造条件。
　　但蒙西电网亦具有特殊性。除了南方电网和国家电网，蒙西电网是唯一一家独立的省级电网公司。
　　内蒙古发改委能源局电力处处长蒋兰梅，曾在2013年关于蒙西电网中长期规划的内部会议上表示，蒙西电网希望成为中国电改的一个突破口，自治区政府对其的定位，就是公共服务企业。
　　此次，蒙西电网之所以成为深圳电网之后下一个试点，地方政府的支持和电网公司本身的积极性是最重要因素之一。蒙西地区拥有大量火电和风电资源，但窝电严重，蒙西电网和地方政府都希望通过电改来改变这一窘境。
　　“地方政府和电网公司本身的积极性，是电改试点能否顺利推进的关键因素。”曾鸣分析称，相比较深圳，蒙西电网更具代表性。电改方案的制定者，也乐见蒙西电网展开改革。
　　但蒙西亦有难题。首先，其与深圳电网不同，存在大量的交叉补贴。在测算输配电价时，考虑的各种因素要多得多。尤其是作为中国可再生能源富集地，内蒙古电网建设要考虑新能源大量并网的问题。因此，其网架结构、配电网建设以及与国家电网的联网，在匡算蒙西电网投资成本中必须要重点考虑的。
　　在2013年会议中，国家电网代表认为，蒙西电网将会有大量的电力资源输往国家电网辖区，因此建议蒙西电网在2020年之前应该建设“四交四直”八条特高压通道，此外还要使用特高压交流技术，对蒙西电网的主网架进行升级。
　　但蒙西电网更倾向于维持现有的500KV网架结构，外送问题则愿采用直流特高压解决。两种方案，投资额相差近300亿元。2013年底发布的蒙西电网中长期规划显示，至2020年，蒙西电网的主要任务将是加强和优化500KV主网，但并未对外送通道事宜进行明确。直至今天，国家电网中长期规划仍未出台，蒙西电网和国家电网究竟以何种方案联结，依然是未解之题。
　　这种不确定性，给蒙西电网的电改试点工作带来麻烦。用不用特高压、采用交流还是直流、建多少条特高压，这些重大信息不明确，想要核算出输配电成本并非易事。
　　多位接受《财经》记者采访的专家呼吁，电网中长期规划直接关系到电网资产规模的确定和未来成本的测算，对于制定输配电价有关键意义，应该先提升到更重要的位置。
　　交叉补贴的复杂与资产规模的不确定，堪称蒙西电网试点的两大“硬骨头”，今年需要蒙西电网集中精力解决。
　　一位接近此轮电改方案制定核心的业内人士表示，外界热炒的售电侧放开等电改步骤，可能需要更长时间才能出现。目前最可行的电改路径是：分头试点，搭建市场，并向全国推广，待准许收入模式大范围推广后，售电侧放开、经营性电价放开等问题将迎刃而解。
　　新电改，新商机
　　此轮电力体制改革，或将释放出巨大的商业想象空间。电网历来是能源信息集散的中心，售电侧供给形势如何，配电侧该如何配置资源，需求侧如何响应，对电力行业而言至关重要。
　　首先释放出的商业空间，是在电网环节。目前已有电网的体制内员工选择了辞职创业，为电力体制改革提前布局。
　　某资深电改专家称，改革或许会出现一些机会。“铁板会挪开，出现一些土壤，种子就可以长成参天大树。”
　　中国电网公司24小时内排除故障，仅仅是满足了客户的基本需求―有电可用。未来，电力和互联网深度融合，可以满足客户更高层的需求，这其中包括能源服务和电力调配。
　　在欧美国家，电力、互联网的深度结合，致使大量创业型的能源互联网企业应运而生，满足了客户的各种不同需求。这必定在中国电改后得到复制。
　　对民用电力客户而言，电力与互联网的结合，可以帮助自己随时了解电力供求信息，更精准有效地使用廉价能源。在美国，用户通过智能手机，可以远程调控家用电器，帮助业主节约成本。
　　此道理，也适用于工商用户。电力互联网，能够帮助企业主清晰了解能源即时价格的变动。对于电力质量有着特殊要求的电力用户，能源互联网服务商能够提供全套的能源管理解决方案。
(责任编辑：UF035)
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日，中央办公厅印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，该政策的发布，标志着中央政府正式开启了新一轮的电力改革。电网企业是此次电力改革中遭受冲击最大的一方，电网企业的财务数据和财务管理内容都将发生根本改变。新一轮电力体制改革方案的主要内容有：9号文件分为4个大项，其中第一、二、四项分别为电力体制改革的重要性和紧迫性、深化电力体制改革的总体思路和基本原则、加强电力体制改革工作的组织实施，而第三项则提出了近期推进电力体制改革的重点任务，共计7大条、28小条，可大致概括为“三放开，一独立”。电网企业是本轮电力改革中遭受冲击最大的一方。尽管电网企业仍将参与配售电侧市场竞争，在售电领域仍处于强势地位，但从某种意义上讲，9号文的“三放开一独立”，其实质就是剥离掉了电网公司的定价权、定量权、交易权。这些权力的丧失，使得电网企业由电力的贸易商转型为物流商，盈利模式发生了根本改变。新电改方案对电网企业财务数据的影响：(一)对电网企业收入的影响现有业务模式下，电网企业的收入来自于售电量乘电价。电力的输、配、售几乎均由国家电网和南方电网“统购统销”，两大电网的售电量十分可观。销售电价实行政府定价，统一政策，分级管理。销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成，计价方式包括单一制电度电价和两部制电价两种方式，使得两大电网售电收入巨大。在美国《财富》杂志日发布的《2015年世界500强企业名单》中，国家电网排第7名，营业收入达到亿美元;南方电网排第113名，营业收入达到766.6200亿美元。新电改方案实施后，如果电网将业务范围定位于输电和存量配电业务，则营业收入为输配电量与输配电价的乘积，发电、售电价格高低与电网收入无关。新电改方案实施后，由于小微电网的出现会分流一部分输配电量。综合现有相关各种改革方案，输配电价由政府按“准许成本加合理收益”原则分电压等级核定，用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。新的输配电价中已经不含购电成本，与现有业务模式下的销售电价相比会大大降低。因此，新电改方案实施后两大电网的营业收入会大幅下降，以营业收入为标准的各种排名也相应大幅下降。&(二)对电网企业成本费用结构的影响现有业务模式下，电网企业的成本项目构成大体包括购电费用、折旧费、电网检修运行费用、人力资源成本、营销费用、安全费用、科技开发费用以及其他管理费用等。在电网企业的成本费用结构中,一般来说，购电费用约占80%,固定资产相关成本约占10%,人力资源相关成本约占6%,其他管理费用约占4%。新电改方案实施后，电网企业的核心业务是输配电，收取过网费，购电成本在电网企业成本费用中所占比重会大大减少，与固定资产相关的折旧费用、检修运行费用等所占比重会大大上升，将会成为电网企业成本管理的重点。(三)对电网企业利润的影响现有业务模式下，电网企业集输电、配电、售电业务于一体，利润来源于售电收入减去相关成本费用。较长的业务链条和极高的市场占有率给两大电网带来较大的盈利空间，使其在国资委对中央企业负责人的年度考核中都能获得A级评价。新电改方案实施后，电网企业除垄断输电业务外，其他业务都要引入竞争。盈利模式发生了质的变化，利润来自过网费与相关成本费用差。业务领域的缩减带来收入的减少，从而利润总额也会相应减少。(四)对电网企业现金流量的影响现有业务模式下，两大电网从发电企业购电，通过输、配、售将电力产品销售给最终用户。两大电网通过一系列现代化技术手段和较高的应收账款管理水平，基本做到以预收款方式从最终电力用户处收取电费。两大电网与发电企业的谈判中处于较为强势的地位，支付给发电企业的电费基本滞后一个月按月结算。这种预收电费和应付发电企业电费的策略给电网企业带来巨额的无息现金，降低了电网企业的财务成本。新电改方案实施后，业务模式的转变会导致电网企业的营业收入大幅下降，由于竞争的加剧，继续向电力用户预收输配电费也存在一定的难度，发电企业的电费更没有占用的可能。因此电网企业的现金流会受到极大的影响。新电改方案对电网企业财务管理的影响：(一)对电网企业投资管理的影响现有业务模式下，电网企业持有巨额无息现金流可以满足投资所需要的资金，投资项目中财务成本低，投资形成的全部固定资产所计提的折旧在销售电价中会得到完全补偿。新电改方案实施后，由于电网企业现金流的减少，输配资产投资所需要资金需要支付一定的成本，导致输配电资产投资成本增加。深圳市电网输配电价改革的试点方案中，对“究竟哪些资产可以算作是输配电成本”进行了严格限制，除了电力行业管理部门认定符合规划的包括线路、变电设备以及其他与输配电业务相关的资产外，未经政府投资主管部门或国有资产管理部门审批、企业自行建设的输配电资产、从电网企业分离出来的辅业、多经及三产资产全部被排除在输配电固定资产之外。综上所述，新电改方案实施后，由于电网企业投资项目财务成本会增加，投资形成的固定资产折旧能否计入输配电价中的准许成本具有一定的不确定性。由于输配资产投资大，回收期长，如果折旧不能计入输配电价中的准许成本，则会给电网企业带来巨大的财务负担。因此输配电项目资本预算将会是电网企业财务管理的重要内容。(二)对电网企业融资管理的影响由于新电改方案会对电网企业的现金流带来重大冲击，电网企业要可持续发展，还需要不断进行投资，投资就需要去筹集资金。电网企业要想方设法去筹集低成本、低风险资金。现有业务模式下，电网企业“不差钱”。短期融资券作为目前主要融资方式，具有成本低、期限短的特点。新电改方案实施后，需要采取多元化融资方式，以达到降低融资成本和风险的目标。由于电网企业不属于公众公司，不能使用发行股票、权证、可转债、优先股等新型的融资方式，但可以选择公司债等融资方式。(三)对电网企业成本管理的影响现有业务模式下，购电成本在电网企业成本中所占比重高，是电网企业成本管理的重点。新业务模式下，输配电资产折旧在总成本中所占比重高，是电网企业成本管理的重点。在折旧方法和折旧年限一定的条件下，这折旧成本大小由输配电资产建设成本决定。因此输配电建设项目成本控制将成为电网企业成本管理核心。
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电力交易中心陆续成立 电力改革走向会有何影响？
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　　5月11日，广州电力交易中心完成工商注册，第一单完成云南送广东跨省市场化交易6亿千瓦时。2016年3月，国家发改委和能源局批复了北京、广州两大电力交易中心组建方案，北京电力交易中心完成工商注册，而5月广州电力交易中心完成工商注册标志着电改及供给侧改革进入实操阶段。分别依托国家电网、南方电网的两大电力交易中心将会对电力改革带来一些积极的影响，同时也应警惕新的电力改革问题的规避。　　电力改革是供给侧改革的重要组成部分，也是重要开端　　“权威人士”最近谈到中国经济，对中国经济未来的走向做了一个预判，虽然中国经济目前有复苏迹象，但中国将会存在一段相当长时期的L型经济。这源于中国现有经济结构性矛盾所决定的。中国一直在提倡供给侧结构性改革加快经济转型升级，实际供给与需求的关系是在动态中实现的，平衡是偶尔的，不平衡是常态。供给与需求间的严重失衡现象究竟是供给侧出了问题，还是需求侧出了问题？鉴于中国产能过剩以及长期发展过程中被忽视掉的结构性问题，加上中国经济长期由政府主导，因此供给侧改革成为重点。　　供给侧改革的重要内涵就是追求高效能、高质量、高品质、强透明。由于中国能源结构现状及经济下行压力，煤炭及相关产业出现了产能过剩，再加上传统化石能源利用过程中的污染问题，去过剩产能成为该领域的企业的国家目标，相应的，供给侧改革是实现这一目标的重要手段。电力及相关领域子在中国经济结构占有重要的地位及较大的比重，自上而下的对强自然垄断的电力进行改革一定程度上反映了政府推动供给侧改革的力度。电力改革应避免过去的投资驱动模式，而应选择以消费者驱动改革的模式。两大电力交易中心自挂牌成立到广州电力电力交易中心正式完成工商注册，标志着影响电改的跨区域市场化交易正式开展，似乎是以消费者驱动模式的供给侧改革。　　交易中心对电力市场化交易的影响深远，新的投资机遇与问题　　新的电力改革明确保障公益性用电服务，除了公益性用电以外，鼓励商业性的电力市场化交易。以股份制组建的交易中心定位就是面向市场的企业，在接下来的交易过程中，它的企业性质可能会进一步延伸，电力用户可以大规模通过跨区域的输电通道与发电企业直接发生交易。这对于我国普遍存在的清洁能源消纳问题的解决是有利的，如“三北”地区的风电、光伏发电等有望通过交易中心实现电能东送，对于弃风、弃光等现象的解决以及推动能源的绿色低碳发展也是有利的。　　竞价上网将成为一些具有成为成本优势的发电企业带来较好的市场机遇，不过应该区分好什么样的才算是合理的竞价，什么样的是恶劣的竞价，会不会出现恶性的竞价现象，整个过程可能还需要一段时间的实践探索。而围绕电力交易，将可能出现新型的服务类、代理的企业，同时也会出现一些为电力交易提供软硬件支持的企业，也可能会衍生出一些相关的金融类企业或产品，这些都可能是新的投资机遇的再现。但这些也可能成为监管的难点，电力交易推动市场化，需要明确新的竞价公司的利益结构，避免自己监管自己的弊端出现。　　两大电力交易中心并存的局面是过渡，电力市场化交易是必然　　目前北京、广州两大电力交易中心，实则是依托国家电网、南方电网两大公司，地方政府参股的形式完成组建的国有企业，本身就具有服务型企业的性质，随着这块试验田的成熟，相对而言小区域性的电力交易企业将可能会出现，发电企业是否可以直接或间接控股未来的电力交易企业？如果可以控股，那么发电企业就等于可以直接买电给电力用户，而只向电网企业缴纳一定的过网使用费。从这个意义上讲，北京、广州两大电力交易中心的行政职能大于企业职能，目前仍然属于过渡性的存在，而之后可能出现的小区域的电力交易企业更像是服务平台，在市场化竞争情况下，最终可能形成基于发电企业的以提高能源利用效率、提高服务质量的电力互联网综合交易平台。　　两大电力交易中心及省级电力交易中心的企业化运作，是否相对独立　　北京、广州两大电力交易中心建立的过程中，部分省级电力交易中心也在积极向企业化迈进。基于现有的电力体制以及电力供需现状，两大电力交易中心及省级电力交易中心目前只能承受跨区域的中长期电能交易，市场所期待的电力交易形式是交易中心承担短期电能交易。目前看，电力交易市场的准入门槛还是比较高的，民营企业或资本还没有足够的信心进入到电力交易市场的竞争中。两大电力交易中心及省级电力交易中心是否独立，成为市场的忧虑所在。不少业内人士将现有的电力交易中心视为在原有体制内的内部协调，是电网企业内部运作方式的调整，而非真正的电力市场化改革。　　对于准备介入电力交易市场的企业或投资者而言，短期内，对于强自然垄断的电网企业不能够期望过高，现有的电力交易中心由于股本结构的特点以及体制受限等因素，各个电力交易中心构不成严格的市场竞争关系，最终形成严格的市场竞争关系还需要社会资本参与注入成立的小区域电力交易中心。　　电力改革是一个循序进行的过程，长期看，电力交易市场化是必然趋势，无论两大电力交易中心及省级电力交易中心是否相对独立，未来电力交易都会进一步摆脱因电力特性所构成的输配电网的物理约束，走向更自由的严格市场化。当前电力改革是求稳，两大电力交易中心及省级电力交易中心什么时候放开，就是电力交易市场化来临的时候。　　————作者简介————　　聂光辉，男，硕士，能源互联研究与实践者，多平台专栏作者，关注能源、互联网、经济与证券。
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　　《第一日报》记者3月19日从特殊权威渠道获悉，中国新的电改方案已经出炉。
　　&（具体方案）已经开始在内部流传了。&一位接近国家电力部门的知情人士对本报记者说。截至本报发稿前，有关新电改方案的消息，目前官方尚未公布正式消息。
　　不过，来自国家能源局官网3月9日公布的消息显示，国家能源局副局长王禹民表示，党中央、国务院高度重视电力体制改革。《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》即将出台。
　　自从2014年年底开始，外界关于新电改方案获高层批复即将出台的消息便层出不穷，此次是官方首次表态确认此事。
　　对于电力改革，国泰君安分析师王威表示，放开价格管制是实现电力体制改革的前提，实现市场化的电价形成机制和电力行业运行模式也是电力体制改革的目标。放开电价管制有利于水电企业上网电价提高，逐步实现同质同价。同时也会加剧火电企业内部的竞争分化，能效高的大型火电企业及节点布局占优的火电企业将受益。
　　令人市场惊喜的是，随着深圳输配电价改革试点的实施和深化，更多地区有望被纳入到试点范围当中，输配电改试点逐步扩展，售电侧改革也会全面推开。对于从事输配电业务的公司来说，售电侧市场空间极大，成为众多电力公司的竞争新焦点。
　　在王威看来，火电行业内将出现利润再分配，水电行业将是发电侧市场化推进的最大赢家之一，水电股的估值将在电改的助推下，出现系统性估值提升乃至溢价；地方性小型电网企业将是电改的另一大赢家，原因是他们以前受制的外销电量、外购电量都将有更多选择，异地扩张亦有可能逐步敞开大门。
　　此外，&电力体制改革的推进对A股电力板块的影响可能在改革初期甚至&预期&即带来大量投资机会。&王威认为。
　　毫无疑问，电改的步步推进，将给传统的电力行业带来巨大的改变。
　　有业内人士向记者表示，电力改革、国企改革、降息周期为电力行业开启了新的经营模式和景气周期，有望摆脱&煤-电&博弈的传统格局。电力新常态下，有竞争力的优秀的公司有望脱颖而出。
　　需要一提的是，尽管电改在步步推进，但是香颂资本执行董事沈萌担心，新电改最终会不会雷声大雨点小？他表示，新电改方案出台后，还需要一段时间才会出细则。
　　上述业内人士也提到，新电改方案&四放开、一独立、一加强&的框架内容已基本确定，关键在于下一步的具体实施细则和试点工作推进。
　　五大发电集团上市公司：
　　1、中国华能集团旗下上市公司：华能国际（8.15 -0.61%，问诊）、内蒙华电（4.64 +2.43%，问诊）、华能（00958）。
　　2、中国大唐集团旗下上市公司：大唐发电（6.4 -0.93%，问诊）。
　　3、中国华电集团旗下上市公司：金山股份（7.46 +0.13%，问诊）、华电能源（5.16 +0.58%，问诊）、华电国际（6.5 +0.15%，问诊）、黔源电力（15.71 -1.32%，问诊）、国电南自（8.83 -0.45%，问诊）。
　　中国华电集团公司（简称&中国华电&）是2002年底国家电力体制改革时组建的五家全国性国有独资发电企业集团之一。注册资本120亿元，主营业务为：电力生产、热力生产和供应；与电力相关的煤炭等一次能源开发；相关专业技术服务。
　　4、中国国电集团旗下上市公司：国电电力（4.27 -0.47%，问诊）、长源电力（12.45 +0.48%，问诊）、英力特（13.4 +0.3%，问诊）、平庄能源（6.61 -0.3%，问诊）、龙源技术（15.3 +2.34%，问诊）等。
　　5、中国电力投资集团旗下上市公司（简称中电投）：上海电力（14.49 +2.19%，问诊）、国投电力（11 +1.01%，问诊）、吉电股份（6.7 +2.6%，问诊）、漳泽电力（5.88 -2.16%，问诊）等。
　　发电集团四小豪门：华润电力、国华电力、国投电力、中广核
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　　个股点评：
　　云铝股份（8.73 -2.35%，问诊）：直购电显著提升企业竞争力
　　类别：公司研究 机构：海通证券（21.92 -0.68%，问诊）股份有限公司 研究员：刘博，钟奇，施毅 日期：
　　事件：
　　公司公告，经过与相关发电企业及电网公司协商，在政府确定的交易平台下，公司用电机制由原来执行云南省发改委核定的大工业类电价转变为常态化的以直接交易为主的市场化用电机制。预计采用新机制后用电成本大约下降0.05元/千瓦时，全年准确的综合电价要等到全年电力交易结束后才能最终确定。
　　点评：
　　直购电大幅节约企业生产成本。新机制实施后，公司购电成本与执行目录电价相比明显下降，预计下降幅度为0.05元/千瓦时左右，电力供应的保障得以提高，依托云南省丰富的清洁水电发展水电铝产业更具优势，将对公司经营业绩的改善和提高整体竞争力产生积极的影响。
　　云南水电弃电严重，存在持续扩大直供电动力。云南是水电大省，2013年水力发电站弃电200多亿度。当地政府非常有动力促进富余水电消纳、支持省内重点企业恢复和扩大生产，缓解发、供、用矛盾，继续扩大直供电范围和力度。
　　电力成本是电解铝成本重要构成，直购电显著提升公司竞争力。根据国内电解铝企业网电与自备电占比，可以大致的匡算电解铝生产成本构成如下：电力成本占比最大，高达37%；氧化铝其次，为34%。新疆电力成本最低，因此其电力成本仅占总成本的23.58%，而比重最高的则是江苏为52.22%，可以说电价的高低从根本上决定了铝厂的成本。公司虽然是云南第一用电大户，但是其往年平均用电成本仍高达0.512元/度，高于国内平均水平。本次直供电方案将极大降低公司电解铝生产成本，按照2013年公司用电130亿度计算，每度电下调0.05元/度将节省6.5亿元的成本！
　　氧化铝价格长期看涨，公司自给率不断提升优势日渐突出。根据最新中营网的数据，国产现货氧化铝价格元/吨，月环比上涨3.6%。从9月生产情况来看，由于中铝贵州全部停产，中铝河南、森泽煤铝以及信发在晋桂两地的频繁改造检修，继续考虑氧化铝较上月大幅增加一倍，供应相对短缺的格局仍将持续。从长期来看，我国铝土矿对外依存度超过60%，进口矿中印尼占70%左右，随着印尼禁矿和国内库存的消耗，从澳洲进口的原矿成本将增加每吨20美金运费，所以氧化铝价格长期看涨。 　　南方财富网微信号：southmoney
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