迎接电气能源新时代---电力体制改革暨能源服务报告之（一）2015年5月- 大数跨境

渐进性改革是现实选择，改革及其衍生影响可能重塑行业生态。现行体制下，只要用电量不下行，投资仍能维持，但重心可能加速向清洁能源与用户侧转移。全球以电力为核心的能源变革已经开始，更多的分散电力供应涌现，加上多样的用户需求与选择被激活，可能催生极其丰富的供给创新，这将给现行管理体系带来巨大的挑战。新的能源体系，需要建立对应的，新的生产关系。在能源服务、新能源发电运营管理、新能源汽车能源管理等领域，产业界自下而上探索出一些具有更大的扩张边界的新业态，可能加速行业变革的进程。

摘要

渐进式改革是现实选择：渐进式改革可能性更大，改革将是一个长期过程。

改革及其衍生影响可能重塑行业生态：改革对电力投资、公用事业运营、新能源的影响首当其冲。未来电力供给侧将开始真正竞争，而需求的选择权放开可能给用户侧带来繁荣。服务市场的市场化、围绕分布式/储能/需求响应及金融创新等衍生影响，将加速行业变迁。

不用太担心行业投资，但行业侧重转移加快：电力行业的投资属性有其特殊性，只要用电量能支撑，行业投资总体就具备支撑。但同时，投资侧重加速向两个方向转移，即，电力供给向清洁能源转移，行业价值与创新向用户侧转移。在此背景下，装备企业面临向服务制造转型、海外转型与总包转型的选择。

能源变革的核心是电力，新的能源体系需要新的生产关系：全球新一轮能源变革的核心是电力，电的应用会更广泛、更多样，并有希望作为大能源体系下价值分享与实现的主要载体。随着更分散的能源供给格局形成、更多样化的用户侧需求被激活，现行垄断、集中的管理模式可能遇到更大的挑战。新的能源体系，可能需要建立相应的新的生产关系。

互联网+能源端倪初现：具有互联网业态的产业创新初现端倪，能源服务的互联网有望较快出现，面向终端用户的新能源汽车充电管理、智慧家居等业务可能快速发展，而微网与虚拟电厂也可能在解决爆炸式增长的分散电源运营方面取得成功。

风险提示：改革进度低于预期，或经济持续下行。

引言

今天，改革、互联网与能源融合都是行业最引人注目的话题。尽管其中有些设想，往往忽视了这个行业最基本的物理属性，很难成为现实。

但有一点却十分肯定，那就是，这个行业很可能确实会迎来巨大的变化。类似的变化，不仅是资本市场和全社会纳税人的期盼，也是广大行业参与者的呼唤，即使在被惯性归为既得利益群体的垄断企业中，我们也能清晰感地受到这样的脉动。

可以清晰的看到，供给方面，越来越多参与者涌入，能源供给的多元化、分散化趋势正在量变的轨迹上加速，如果改革后用户的选择权也得以释放，那将给行业运行和管理提出无法想象的挑战。

放在更大的视野和角度，那就是，在供给与需求的进化和演变中，新的生产关系，需要并且也正在形成。

而就互联网与能源工业行业的讨论，更引人遐想。在消费端，互联网已经取得成功，并创造了巨大的便利；而在消费行为更理性更复杂的能源与工业领域，互联网怎样不仅仅作为一种工具，而是更深入的改变行业面貌，还有很长的路要走，但一旦实现，其壁垒也更高。

显而易见，用户终究不会为概念买单，在百余年间，电力能飞速发展并改变人类的，是其巨大的经济效率和实际的效用的结果。新的有希望实现非线性扩张的技术或者模式，都必须有信心和梦想为户用提供更优质的效用。

作为电气能源与改革、互联网等新业态领域系列研究的第一部分，我们再次阐述对改革的基本观点，并分析围绕电力能源相关的新业态探索。

一、渐进式改革是现实选择

1、改革开动

电力系统是迄今最大的人造系统，而中国电力系统是全球最大的电力系统。就其现状而言，国内电力系统仍在较健康地运营。推动本轮改革的核心驱动要素，是遗留问题趋于严重，并且新挑战不断出现。

遗留矛盾趋严重：在中国电力行业快速发展的同时，行业遗留问题和矛盾不但没有化决，部分反而变得越来越严重。遗留问题主要体现在：

1. 电价体系的僵化导致发电企业的稳定持续发展能力脆弱，导致周期性缺电与过剩反复出现；

2. 发电与输电关系不协调，区域性电荒与窝电并存；

3. 输电网与配用之间不协调，配用电设施长期落后；

4. 行业社会化程度低，成本高。

新挑战不断出现：清洁能源快速发展，以微网和分布式发电为代表的多元、分散的供应体系正在形成，行业不仅需要对应的电价和利益导向的支撑体系，也更需要对应的管理模式与新的行业参与方关系。

我国缺少中长期稳固的能源政策，国内电力工业，早期有很长的阶段纠结于弹性系数，到后期形成了“电力要适度超前”的行业共识。而对于电力在能源战略中的定位，以及行业长期的发展模式，仍然缺乏一以贯之的清晰战略和规划。

毋庸置疑，电力是未来能源变革的核心。从能源安全的角度，优化或重构符合国家能源安全战略的电力体系，越来越有必要。

外部条件已具备：国内经济增速放缓，电力能源总体需求增速进入一个相对平缓期，进行适当、适度改革的行业环境基本具备；同时，对国内垄断行业的改革呼声越来越高，改革的大环境也已形成。

2、但还没有普适模式

世界主要发达国家，从上世纪90年代先后对其电力系统进行了改革，我国在1998-2002年中，也进行了改革的尝试。

但国外的改革尝试，并没有得到普适模式，美国部分区域的改革甚至已宣告失败。而12年前国内的改革试探，也没有找到能形成共识的改革方向。并且，过去10年中又涌现出了新能源、新负荷、能源安全等新问题。

3、现行体系尚能正常运行

电力系统在2002年厂网分开后，通过超常规发展，基本解决了硬缺电问题，经营管理能力也得以显著提高，国内电力系统，尚能较健康地运营。

电力系统产业基础较好，作为最重要的基础配套和事关国民生计的行业之一，过去一直是纳税人投入的重点领域；另一方面，电力行业各企业的管理水平提升，运营效率得以显著提高。

此外，我国电网标准已经开始逐步融入国际标准，电力装备制造企业已基本完成国产化体嗲，具备了较强的国际竞争力。

4、渐进推动是国内外实践的共同特点

以我国上一轮改革为鉴：我国上一轮电力体制改革在1998年国务院机构改革的大背景下推进，如果考虑电力部公司化改造，那一轮的改革的真正启动时间在1995年，前后历时近8年；2002年发布的电力体制改革方案的形成，前后历时也近5年

以海外为鉴：从国外改革历程看，英国、法国、日本等代表性国家，都是逐步探索和扩大的过程。

例如英国，从1990年推动POOL模式到启动BNETA模式，前后达15年之久；法国的用户选择权，也是多批次逐步推动；日本从放开高压用户到放开大部分用户，也花了10年时间。

渐进式改革是本轮改革现实选择：电力是必不可少的能源方式，是现代文明的重要基础，也关系到我国的能源安全，动一发而牵全身；国内仅直接服务电网的员工就超过200万人，改革也直接关系数百万家庭的生计。

不可否认，在发电、售电等可竞争领域引入竞争，确实加强了服务，提高了效率。纵向切割、横向切割的激进改革模式，对于解决行业核心新老矛盾，效果并不经得起推敲。从操作层面考量，可能渐进性改革更适合我国国情。

改革需要更全面的涉及交易、竞争、监管机制，设计能较好的反应商品价格的价格体系。改革不是一蹴而就的，更可能是逐步摸索和推动的过程。因此，不能预期改革在短期有一揽子计划式的突破。

二、改革及其衍生影响将重塑行业生态

什么样的机制土壤，决定了什么样的生态，体制的影响深刻而久远。

某种意义上讲，国内央企的管理体制、成本与盈利模式，都注定了2002年电力改革后发电与电网企业的大扩张就是一种必然。

同样，电力行业在这一轮体制改革中的选择，将会很大程度决定未来行业的发展方向与发展方式。

1、电价体系重构，对新能源、电力投资、公用事业影响首当其冲

电价是电力行业最基本也是最重要的经济杠杆，是调整各市场参与者利益、实现资源优化配置的主要经济信号，电价是电力改革下一步的核心之一。

电价体系的梳理或重构，将对公用事业运营、新能源发展产生直接影响，为其服务的装备体系，也会相应地，可能出现巨大转变。

标杆电价为上网电价主要管制模式：我国的电价管制，在上网电价方面主要体现为标杆电价，在输配电价的指导思想上为“成本加收益”模式。上网电价主要为标杆电价模式、煤电价格联动及少量的经营期电价等，其中标杆电价为主要模式。

标杆电价突破了国家高度集中的行政审批模式，也实现了从个别成本定价过渡到社会平均成本定价的跨越，并从事后定价过渡到了事前定价模式。目前，国内电价的支付对象均为电网公司。

输配电价有望逐步走向成本加收益管制模式：我国目前还没有独立输配电价，仍按照购销电价差倒扣来确定输配电价平均水平的过渡阶段。逐步向成本加收益的方式过渡是未来的发展方向。

广义上讲，电网成本由折旧费、运行维护费和资本成本三部分组成，其中折旧与运维费用统称准许成本。折旧费占比最大，是电网企业准许成本的关键因素，折旧率标准对核定电网企业成本影响重大，目前我国电网企业折旧费用占输配成本约40%。

运维费用目前按照材料费用、修理费用、薪酬、其他分别统计归算，运维费用是准许成本的难点，也是关键之一。到目前为止，国内还没有对运维费用的核定做出明确而具体的规定。

2、供给，大分化

现行上网模式仍主要是计划模式：目前发电企业的年度发电量计划仍以计划分配为主，每年由政府经信委（发改委）、发电集团、电网公司三方撮合（主要企业的发电小时数相差不大，机组效率高就明显多发的情况不多见）。

发电企业的效率差别，主要体现为盈利能力的差别，并没有体现在市场占有率上；发电企业的竞争，更多体现煤炭等资源、装机、建造与运营成本控制、资本、运输等方面。

放开用户选择权，意味着竞争可能转移到市场占有率上来：放开用户的选择权是各国改革的共同选择，即使最保守的改革，也在发电侧实施了市场化的竞争。国内的直购电交易，就是放开用户选择权的初期尝试。

如直购电规模推广，就可能使发电企业的分化加剧，理论上看，未来发电企业的竞争，应该会更强的体现在市场占有率上（效率高的企业可能愿意略微降低价格来提高利用小时数），因此，发电板块可能出现更大的分化。

能源过剩区域先行：放直购电可能在内蒙、新疆区域取得效果，大范围推广条件可能并不具备。在发电企业、用户、电网三方的交易中，用户希望的是得到相对便宜的电力与更好的服务，在用户侧响应等市场并未发展和健全的情况下，这与主要发电企业、电网企业的利益是有冲突的。

真正有动力接受直购电的，可能是能源富余的区域，与机组效率没有充分发挥的民营企业或自备电厂等力量。

综合能源服务商是趋势，燃气等公用事业企业面临前所未有的扩张机会：由于用户的终端重叠度高，自由化程度较高的国家，国际大型能源企业多数选择多元化业务发展模式，也同时经营天然气销售等业务，部分企业在能源、环境服务领域也有较大的业务占比。

国内的能源体系，受部门利益束缚，在终端销售、服务领域，电力、燃气甚至供热多是分割的。如果电力销售与服务业务能逐步放开，现有以燃气、供热为主业的企业，可能迎来前所未有的扩张机会。

3、售电放开，牌照背后的增值服务是第三方企业生存的关键

20 世纪90 年代以来的电力市场改革，主要包括三个方面的内容：建立发电侧竞争市场、放开售电侧市场、实行政府监管下的电网公平开放。

售电放开包括两个方面的内容，一是构建多个售电主体，允许符合准入条件的企业逐步从事售电业务；二是放开用户自由选择权，允许用户自由选择售电公司。

售电改革可能采用1+N模式：美国等在售电侧放开中，一般会设立默认售电商，为没有选择社会化售电商或没有售电商服务的的用户售电，以保证用户的供电稳定。

如欧盟各国要求指定一家供电公司或售电公司在政府管制下作为默认供电商，而日本、法国等均指定原一体化的供电公司为默认供电商。

售电企业靠什么盈利？承接售电业务的企业，售电机构也有望通过直购电与用户分享购电成本降低的价差，并可能在费用收取、常规巡检与基本服务等业务领域有所作为。

而优秀的到户资源，还增值业务入口，售电放开可能催生更多样化的创新。

第三方售电主体未未来面临压力，增值服务与用户价值挖掘才是关键：当前阶段，对用户而言，供电质量主要仍然在配电网公司掌握中，实际的供电质量与售电公司关系并不特别大。

售电公司可采取各种方式优化服务、缩短收款期、降低不合理网损，但更大的业务空间一定需要业务增值实现。

民营企业有望为用户侧带来活力： 承售电侧放开前期，参与的售电企业不会多，可能是大型民营企业和拥有发电业务的大型国企为主，到后期可能参与者会变分散。

而就经营来讲，民营企业有更大的成本控制、服务、增值创新的优势；民营企业也更可

城镇，中高压客户是争夺主要对象：发电，开发区。

4、新建配网准入，逐步推动

配网不是不能盈利：在当前输电、配电、售电、用电一体化模式下，行业利润的纸面数据，造成一种配网永远不可能盈利的惯性认识。

配网企业的盈利情况，一方面与当前一体化产业模式下主要企业集团的产业链利润分配核算有关，同时也与公用事业企业的成本核准、补贴方式有关。

如配网单独核算、独立发展，配网企业可能出现比较强商业模式变化过程，（例如从成本中心转换为成本加成的盈利模式），但当前地方电网企业的管理水平是个问题。

配网是电网与用户直接交互的物理基础，电力行业对下游用户的垄断是通过配网实现的，配网资产规模巨大、管理难度高，因此相比发电、售电侧市场，配网业务的改革难度会更大。

配网业务重资产、长周期且专业性：配网业务接触到广大的用户终端，因而资产量大，特别是一次设备。从管理运营角度来看，配电网专业性强，社会分工直接参与基本运营管理有难度。过去国内地方小的配电网企业，基本呈现出“低投资、高电价”现象。

从配网的资产与业务特点，现行行业模式下，还是有比较明显的规模经济性，所以可以看到，全球的电力改革，多数也将配电网作为管制业务。

5、交易独立监管，应该不是终点

电力交易结算业务独立有利于市场化推广，交易的走向还不清晰：由于电力的瞬变、光速传播、不能规模存储等特殊物理特性，决定了一个交流电力系统需要且只需要一个有力的裁判，调度就是全系统的指挥机构。

交易是根据既定的电价政策，依据调度机构的指挥决策进行结算。目前全球已有电力市场中，分散、集中模式都具有代表性。

美国8.13大停电，印度2012年大停电，引发了业内对海外松散式改革调度架构的反思，国内一体化的调度模式认可度大大提高。

因此，关乎电网企业核心利益的配网、调度改革难度可能也更大。若调度业务仍保留在电网体系，交易剥离能否有助于厘清电价体系，还有待观察；涉及到最后每日的实际调度、平衡仍然需要依靠统一的调度来执行。

但可预想的是，交易的剥离，可能加大了直购电、分布式的可操作性，有利于直购电推动，也有利于分布式业务的发展。

6、三大衍生影响（服务市场、新业态、总包模式）,加剧行业变革

社会化程度提高是未来趋势，真正的服务市场有望逐步出现：尽管电力企业进行过较大规模的主辅分离，但电力行业社会化分工程度仍比较低，服务市场真正成长的条件还不具备。

未来伴随售电、配网等领域的放开，电力领域社会化程度有望提升，可能带来常规检修、监测等电力服务市场的机会。

总包企业面临更友好的环境：高速发展期积累的产能，一旦行业增速下行，将面对过剩冲击所推动的行业整合；在能源领域，除了向系统集成企业转型外，向运营服务转型是重要出路。

海外工程除开对设备系列及品牌的要求外，工程实施与项目承包能力是又以核心竞争力。目前，EPC（工程总承包）模式是随着企业和市场的发展逐渐成熟而产生的，是国际上工程领域广泛运用的总承包方式，这种模式下的项目管理体系也相当成熟。

国内电力EPC模式发展缓慢的核心原有，是国内的产业土壤――垄断大用户所致，当前寡头垄断的下游，从企业利益最大化（标准垄断）和个人利益（越多的干预和细分，越容易寻租），不会欢迎真正意义的总包方（土建等业务除外）。

行业体制的改革，可能给装备制造提供相对更宽松的市场环境，未来有综合竞争力、产业储备强的企业，可作为空间将更大。

电力行业可能出现较大的商业模式创新的机会：我国电气化水平已比较高，电力能源的存量市场也足够大。

分布式光伏、储能、三联供等技术的产业化探索，以及新能源汽车等新负荷的出现，一方面为传统能源管理、组织带来了巨大的困扰，同时，也可能为新的商业模式创新提供了基础。

而电力体制改革的逐步推动，有希望使发电市场走向真正的竞争，也有望在围绕用户侧的领域提供更便捷的准入环境。在此背景下，行业有望涌现出新的商业模式切换机会和新增市场。

三、行业投资，中长期不用担心

1、电力行业的投资是特殊的投资模式

电力投资的投资驱动因素有别于其余投资性板块：作为广义的投资驱动板块，电力行业在2009年之后的一轮调整中仍能保持一定投资规模并稳中有升的主要因素，是国内电价体系的支撑。

即，随着用电规模的不断提升，以及电价的缓慢提高，现有电价体系下所返还用于建设、维护的部分资金，已经能在很大程度满足电力系统正常的运行维护和基本建设投资。

这种依靠行业自身业务支撑的投资模式，与建筑、铁路等直接中央/地方投入或通过银行贷款为主拉动的投资有比较大的不同。

电价与用电量已成为电力行业投资主要驱动因素：从电力投资的资金来源来看，改革开放之前，所有的电力投资基本上依靠国家拨款；1980年后，国内实行“拨改贷”、取消拨款，资金有偿使用，但国有资金仍为主要来源，银行贷款仅占20%~30%。

1990年以后，资金来源发生了比较大的变化，国家资金为辅，银行贷款为主；2000年后，国家资金投入较少，电力投资来源主要为企业自筹和银行贷款，其中银行贷款为主。

过去几年，行业主要企业负债率稳定下来，国家直接投入比例很低，行业投资的主要来源，是电价中各成分返还的支撑。

2、只要用电量不下降，中期不用担心投资

成本加成管制模式助推了投资意愿：对大部分垄断一体化经营企业，由于几乎不可能论证其各类建设、投资、花销的合理性、必要性，因此一般来讲，高折旧、高摊销、过量建设和维护都是这类企业的共同特点。

在垄断一体化经营大企业中，成本加成管制模式的最大问题，是很难厘清这类企业的合理成本；因此，在成本加成管制模式下，国内外业务链条复杂的公用事业，往往都会倾向于高投资、高成本运作。

国内电价并不便宜，但用户可承受涨价空间大：国内电价绝对水平较全球主要发达国家来讲，处于中低价；较美国、加拿大等能源丰富国家高，但显著低于日本、欧洲等国家。

电价主要涵盖燃料成本、折旧与维护、薪酬支出等大类成本项，考虑到国际一次能源价格特别是煤炭等价格差别并不太大，总体薪酬水平应低于发达国家，再考虑之前拨款建设模式下纳税人的免费投入，以及国内过高的财务折旧考虑，国内电价或许并不“便宜”。

但如果考虑到当前电价也涵盖了较快的投资建设、环保与清洁能源扶助需要，以及用户可承受能力，未来电价仍有较大上涨空间。

中长期看电价可能会回升，电价绝对价下降与否不能作为判断改革成果的主要依据：电价是电力行业最基本也是最重要的经济杠杆，是调整各市场参与者利益、实现资源优化配置的主要经济信号，电价一定是电力改革的核心之一。

两部制电价、阶梯电价的推广中长期会提高平均电价水平：国内销售电价结构中，仅对大工业用户按照两部制电价计费。

两部制电价是成熟市场中最常见的计价方式，如对一般工商业及其他类别用户也用两部制计价，电费收入可能还会有所提升。此外，阶梯电价也有望提高总体电价水平。

预计管理模式不出现大的调整，因此只要用电量不下行，行业现有投资规模就可以维系： 国内电价仍处在可承受稳步涨价的基数水平，同时电价承担着培育清洁能源产业的重任，因此中长期看，终端电价显著下调的可能性不大。

我们预计管理模式在可预见的时期不会调整。因此，只要用电量不下行，国内电力行业现有的投资规模，依靠电费池也能基本支撑。

德国、法国电改时期的投资下降主营是需求增长的停滞：投资出现了停滞甚至略微下滑，但其投资受影响的根本原因，更多的是这几个代表性国家在改革时期所伴随的经济停滞，这一点可以从其用电量看出。

如果电力消费还在向上，总体投资不会萎缩（当前国内公用事业企业的成本设计与考核体制，基本也决定这些企业往往愿意通过投资提高成本以消耗掉可能出现的账面利润）。

4、两个转移---供给向清洁能源加速转移，配送体系向用户侧转移

行业发展重心已经完成第一次挪移，第二次转移可能逐步启动:从我国电力发展的周期看，从“七五”到“十一五”，电力系统的重心已基本完成了从电源侧到电网侧的转移，在这一轮大变化中，也在资本市场产生了巨大的反应。

同所有行业一样，在供给短缺结束，进入成熟期后，抓住用户、挖掘用户需求才是真正的价值。未来，电网发展的重心可能会逐步体现出有从输电网向配、用电转移的过程。

电力供给的清洁能源化是能源转型的重要方向:由于环境与资源压力，发展以清洁能源为重要支撑甚至主导的新的能源体系是必由之路。

同时，从世界能源的发展历史来看，能源转型呈现两大趋势，即能源密度由低到发展，从薪柴到煤炭，再到石油、天然气、电力等，能源密度处在不断提升中。另一方面，能源载体从高碳向低碳转型。水、风、太阳能经过转化将成为高密度能源，能源开发低碳排放，电力供给的清洁能源化是能源转型的重要方向。

5、装备制造：供给总量仍然过剩，从制造向服务与运营，向海外总包转型是重要出路

国内电气设备制造业仍然过剩：在行业快速发展时期，行业需求较快增长，在此过程中，培育和形成了巨量的产能供应。

国家电网等电网企业在推动“人财物”集约化中，行业企业盈利出现剧烈下滑，主要原因仍然是过剩。

四、以电力为核心的能源体系变革即将开始

1、全球能源变革的核心是电力

电力是优质的二次能源，终端应用比例必将不断提升：电能是全球最重要的能源之一，还是应用最广泛、最易精确控制、便于清洁化的二次能源，是电力是现代文明的物质基础。

电力诸多优异特性，使得电力在终端能源消费中的比例，在全球范围呈现不断提升之趋势。1980年至2012年，全球电力消费增长200%左右，而石油、天然气、煤炭消费只分别增长40%、130%、110%左右，全球一次能源用于发电的比重从30%提高到40%左右，电能占终端能源消费的比重从10%上升至20%。

可以预计，到本世纪中期，我国电能在终端能源消费中的比重将达到或超过50%以上，成为能源消费的主要和第一能源。长期以来，我国煤炭转换为电力的比重在55%以下，而发达国家基本上在90%以上。

清洁能源发展更依赖电力的载体：几乎所有清洁能源都以电力为应用的方式，每一次新能源的推广（核能、光伏、风电等），都扩大了电力应用的范围和比例。

电将也是能源分享大网络的主要载体：除经济效率高，能源强度低等比价外，电具有一些其余能源方式无法比拟的优势，例如，电能是以光速传播，在电力的大网路上，不需要专门的存储与物流体系。

能源的利用是梯级体系，热力等能源，无法大范围进行广域的配置与价值分享，因而余热余压利用等模式，基本还是选择将发电作为重要或者主要转换方式。

2、新能源发展改变能源属性，从资源抢夺转变为技术与制造竞争

光伏等行业的持续性技术进步使发电成本不断降：新能源带来了很多社会环境效益，尽管目前作为燃料与电力来源，比不上煤炭、石油和天然气。

但是，应该注意到，由于光伏在技术上的不断进步，光伏成功在过去呈现跟半导体工业类似的成本下降趋势。在德国，光伏成本已经接近售端价格。而从光伏电池的材料构成及技术进步趋势来看，理论上还有很大的下降空间。

新能源发展推动能源属性从资源转变为技术与制造：现代社会，对能源的掌控力主要体现在煤炭、石油、天然气等化石资源上。尽管全球主要国家在技术、装备上不断努力和进步，也没有改变能源的资源属性。

但另一方面，太阳光、风、地热、潮汐能，相对均匀地分布在世界各个角落，如果新能源技术能持续地快速发展，大大降低能源的对外依赖却是可以实现的目标。

虽然光伏在技术上由于快速持续的技术进步，需要企业进行持续的高投入才能保持优势，大的技术进步往往会对原有的重资产带来威胁，国内企业多数转向下游运营。但从竞争力的角度来看，能源的未来，应该更属于那些掌握核心技术与制造的的国家和企业。

3、中国的能源未来应是电力

大国有资源总量优势，和更广大的地理和社会纵深：与化石能源的逆向分布不同，风电、光伏资源，相对均匀地分布在全球各地，幅员辽阔的国家与地区，在清洁能源资源上占据优势。

同时，大国更众多的人口和行业参与者，以及更强大的能源需求，都使得市场容量更大、更有活力。

中国能源变革的重心应该是电力：对我国这样一个能源消费大国，能源安全的重要性只会越来越重要。

我国缺少中长期稳固的能源政策。电力行业，在2002年电力改革之前，电力能源政策的讨论主要纠结在对电力投入超前度上。国内电力工业，早期有很长的阶段纠结于弹性系数，到后期形成了“电力需要适度超前”的行业共识。而对于电力在未来中国能源战略中的定位，电力系统的长期发展模式，国内仍然缺乏一以贯之的清晰战略和规划。

美国选择了非常规油气资源开发作为战略重点，而中国的资源禀赋，决定中国应该有很可能不同的选择。

值得指出的是，由于各国资源禀赋的巨大差异，以及能源消费的刚需特点，任何一国及全球能源要达致长治久安，都离不开国际社会广泛和深入的合作。单一追求能源独立，不仅仍没有可操作性，也没有经济价值。

4、越来越分散的电源供给需要新的管理模式

当前国内集中供电模式下，发电企业仍然延续高效率大机组的思路，但大量的光伏、风电、冷热电三联产等新兴电源的兴起，特别是分布式光伏的快速发展，电力供给侧的参与者出现爆炸式增长。

未来能源生产模式，可能从目前以集中生产为主，向集中生产与分布式生产并重的格局转变。延续现有集中发电与控制的模式，将越来越难适应这种供给格局的挑战。

5、巨大的效率提升空间，为新业态提供了前提

行业的物理效率有巨大的提升空间：由于电能不能大规模、长时期存储，电力系统存在的巨大的峰谷差、巨大的季节高峰差，而发电、电网系统的投入成本都需要按照最高负荷来设计，电力系统的这一典型特点，导致发电、电网资产的总体利用效率低。

发电资产一年中只有5%（438小时）运行在90%以上的发电能力区间中，配网资产一年中只有5%的时间运行在75%的供应能力范围上。基本参照最大负荷设计的电力体系，大部分时间都在闲置。

6、供给与需求侧的市场化为大创新提供制度环境

分布式光伏、储能、三联供等技术的产业化探索，以及新能源汽车等新负荷的出现，一方面为传统能源管理、组织带来了巨大的困扰，同时，也可能为新的商业模式创新提供了基础。

而电力体制改革的逐步推动，有希望使发电市场走向真正的竞争，也有望在围绕用户侧的领域提供更便捷的准入环境。在此背景下，行业有望涌现出新的商业模式切换机会和新增市场。

由于电的特殊属性，消费和生产基本同时完成，在现行体系下，行业的供给、需求侧是割裂的。如果市场化得以真正推动，供给侧与需求侧的差异化与选择性体出来，可能初现融合储能、分布式、需求侧响应，并结合金融创新的新业态，有望显著提升全产业效率，并改变现有产业格局。

五、互联网+能源，初见端倪

1、能源服务的互联网有望较快成型

能源服务有巨大灰色存量市场：由于电力等能源领域的社会化分工程度低，相应地，能源服务市场发展得不太规范。

原供电企业的三指定(指定设计、设备、施工)是通过服务市场实现的。服务市场在自身的检修、运维等领域外，还连接着设计、施工、营销、运营、检修等业务。同样，发电市场也有巨大的服务业务需求。

能源服务有可能成为抢夺用户的重要入口：抓住工商业用户的服务市场，可能作为入口，占据后端市场与节能、售电等关联业务。

节能服务，基本是靠产品与技术实现来完成的，而这个领域还做不到。

线下模式的壁垒，资产重，异地扩张：在运营维护、检修、故障维护等服务业务中，由于也存在规模效应，因此率先推动线下模式的企业有可能在一定区域内建立先发优势。线下模式专业型强，有可能较快在所在区域形成比较好的粘性；其最大的问题存在异地扩张的瓶颈。

线上模式更有希望无极限扩张：如果同比例在检修、运营、维护领域的进行专业队伍、设施的扩张，将可能变成重资产模式，随着管理成本的提升，投入产出比可能越来越低。

从另一方面来讲，纯粹依靠自身人力资源做好各类服务，也不太可能，激活和线上模式引导的公开的社会参与者再分工模式，更能聚集优秀资源，做好用户服务。

2、面向C端用户的能源互联网可能快速发展

C端相关的能源应用，互联网化可能性较大：我国网民规模超过6亿人，互联网普及率近50%，网民的网购比例超过55%,当前消费端的互联网化率已经具有良好的产业基础，C端相关的能源应用互联网，如能实现广大用户的潜在需求，有可能快速发展。

终端用户能源管理整合是趋势：终端用户的电、气、热（还有水）等终端能源，渠道、用户高度重合，国内机制下的部门利益，人为割断和阻碍了终端能源服务、交易整合。

理论上讲，终端能源服务和交易的整合，有望显著降低管理成本，提升运营效率，也能更便捷的服务用户。技术上看，终端采集、系统管理与信息服务并没有很大的技术难题。也可以看到，欧美等成熟市场的终端能源服务和交易，很大部分都是集成和整合的。

但对C端客户而言，完全定位于降低能耗的意义有限；居民消费端的能源消费绝对价值量比较小，节能服务等附加业务意义不大，以为用户降低成本为目的的应用软件或系统，暂时很难激起用户互动（当然，如果更多用户广泛采用电采暖，终端消费比例提升较快，可能在终端用户节能方面能产生一定吸引力）。

就单一的电费消费这样单一、颗粒过大的数据，价值挖掘空间也比较有限。

融合如智能家居，增强用户功能的模式有望更早获得市场：家居中的采暖供热、水、空气、制冷功能，加上各类智能化电器，与家庭娱乐一起，有希望能为消费者提供更丰富、更愉悦的消费体验；在这样的现代家居生活中，电的中心地位，也会进一步提升。

一种更可行的方式，是融入智能家居，不仅能作为智能家居中的一个重要模块，也有希望与各类电器与智能设备进行能量、信息的互联。

3、新能源汽车能源管理将是C端最大的新阵地

新能源汽车的健康发展，离不开强壮、便捷的充电能源服务体系。新能源汽车的产业化已经不可逆的开始，充电设施的运营服务也将伴随着新能源汽车汽车产业发展快速前进。

随着充电服务市场向社会开发，充电运营服务市场参与者可能更多元化。未来，户用充电设施可能是用户使用新能源汽车的信息入口，“互联网+”思想在充电运营服务领域渗透和生根发芽，可能就用户的价值挖掘创造更丰富的模式。

4、能源供给等专业领域的新业态在探索中

电力与能源的专业市场，由于参与者更加理性，现行体系下，业务的专业水平、信息透明度都比较高，因此，B端市场的互联网业态壁垒更深。目前看，B端的能源生产领域的互联网业态创新，可能在摸索中前进。

理论上看，随着大量分布式发电单元的出现，可能出现以虚拟电厂或微网等模式为代表的大企业，这些企业有希望独立于光伏、风电的重资产投入，以优化运营、撮合交易等方式为主要业务，而保持轻资产的运营。

新能源发展催生虚拟电厂与新模式：现行电力供应体系中，电源供给主要是规模较大的火电、水电、核电等大容量发电机组，电源供给呈现数量少、单个机组规模大影响也很大的特点。

对应的，现行传统电网控制模式是典型的集中模式，即，中央控制机构（调度）在掌握所有参与者（发电机组）信息的基础上进行判断和决策，对每台机组进行比较精确的运行方式控制，并完成整个系统内电力供给和需求的瞬时平衡。

但光伏、风电等新能源的高速发展，使得分布零散、间歇性极强的小规模电力供给爆炸式增长，可以预见，未来将很快超出现行电网的调度和控制能力。

一方面，单个小发电单元的出力对整个电网影响小，电网可能没有必要也没有能力对每个小发电单元进行精确控制；但另一方面，大量离散的小参与者叠加在一起，又可能给电力系统带来扰动甚至是稳定性灾难。

虚拟电厂，更多地承担以分布式新能源发电单元和电网之间承上启下的角色，在一定范围内，虚拟电厂用“半自治”的模式，将一定数量的发电单元（也包括储能等参与者）聚合为一个整体，再参与电网的运行和调度。

三联供与微网模式处于起步阶段，但潜力较大：人们对于生活舒适性的要求将越来越高，制冷与供暖需求可能会继续大量增加。

对冷热负荷较大的用户，三联供系统可能是具有很强经济性的能源供应方式。如果供给与售电的市场更开放，商业与部分工业用户，选择三联供作为微网或分布式电源的经济性会更好。

5、能源大数据，刚开始的无形资产探索

随着更广泛的互联、数据化，数据的价值从基本用途转变为潜在的商业化可能，并从量变到质变，有可能成为未来一种重要的生产要素。

尽管数据的价值很难标准化衡量，但在便捷的云计算+数据资源的支撑下，社会创业成本降低，获得非线性增长的可能性提升，以数据为代表的无形资产扩张可能是趋势。（上世纪80年代，无形资产在美国上市企业市值中占比为40%，2002年达到75%）。

电力行业的数据还没有被挖掘：电力行业最庞大的数据沉淀在电网中，这些数据不仅包括供给端的情况，如电厂的发电能力、设备与经营状态，也包括用户端的状态。

海量电力行业的信息，目前成功的应用在于负荷预测，即根据用户历史用户需求与电力消费与气候等因素的历史关联特点，进行负荷预测，在此基础上安排发电企业发电指令，以完成电力的功率平衡。

电力应用越宽，与其余能源的数据融合越多，价值越大：大数据的价值是其是所有可能用途的总合，数据的总合比部分更有价值。

如果电力的应用更广泛，以电力为核心的新能源体系能够建立，电力与其余有交互的能源信息融合越广泛，其数据的价值就越大。

六、重点公司推荐

生态级：建议买入正泰电器；

能源服务：建议买入四方股份、恒华科技、长园集团、炬华科技、许继电气、科士达、中恒电气、智光电气、思源电气；重点关注国电南瑞、北京科锐、安科瑞。

充电桩与运营：建议买入科士达、长高集团；

新能源：建议买入金风科技、特变电工、林洋电子；