2023年电力产业分析报告

2023年电力产业分析报告摘要本报告从宏观经济法展状况、电力产业下游产业——工业经济发展情况、电力产业上游产业——煤炭产业发展动向等方面考察了2023年前三个季度中国电力工业发展所面临的环境。在此基础上，我们分析了2023年前三个季度中国电力产业的运行情况，从电力供给及其结构变化、电力需求走向、电力供需矛盾、电力行业投资、电网建设、电力交易等方面对中国的电力产业的发展情况进行考察。继2季度报告中专题探讨能源紧缺下的电力工业发展战略问题，本报告把焦点放在以引入竞争的中国电力体制改革上。1、2023年，中国电力产业发展环境有所改善：今年前三季度，在“双稳健”的宏观经济政策作用下，国民经济继续朝着预期的方向发展，在合理调整中继续实现了高增长；2023年前8个月，中国累计实现工业增加值44115亿元，同比增长16.3%，其中重工业增加值同比增长16.9%。预计全年规模以上工业增加值增长16％左右，比去年回落0.7个百分点左右，2023年1-8月，在政府实行双稳健的宏观经济政策下，固定资产投资，特别是高耗能产业的固定资产投资增幅回落；

煤炭库存达到合理水平，煤炭价格出现了小幅下跌。2、总体上来说，2023年前8个月发电量仍然保持一个较高的增增长速度。1-8月累计发电量为15666.24亿千瓦时，比去年同期增长13.4%。从电源结构来看，2023年的水电增幅明显高于以往水平。1-8月水电累计增长21.3%，比2023年的3.1%高出了18.1个百分点，比2023年的17.6%高出了3.7个百分点。这说明，中国的电源结构正在改善，符合国家的发展可再生能源和节约能源的政策。3、2023年拉动电力需求增长的主要力量仍然是重化工业行业，电力、钢铁、有色、化工、水泥、机械六大行业用电占总用电量的49.1%，增长速度快于整体增速，增长贡献达52.1%。但与2023年相比，这些行业用电需求的增长贡献下降了约4个百分点。6月份起，全国各地逐渐进入夏季用电高峰期，各地电力需求继续保持快速增长。在电力需求整体增速放缓的情况下，生活消费用电增长的影响开始凸现。4、由于工业、特别是耗电量比较大的重工业增速回落，电力需求增速有所降低，加上投产新增装机保持较快增长，水电增发较多，电力供需矛盾呈缓解趋势。2023年电力迎峰度夏工作取得圆满成功。5、在社会强大的用电需求的刺激下，近年来电力产业的固定资产投资持续高速上升，超过全社会固定资产投资增长率。2023年1-8月份，电力、热力的生产和供应行业的固定资产投资额为3579.553亿元，同比增长36%，占总投资额的8.7%；国家电网前三季度发展势头强劲，电网规划建设全面加强；今年中国北电南送的电量首次超过150亿度，相当于1500万个普通城市家庭一年的用电量。其中黑龙江、吉林送京津塘地区近40亿度，送辽宁超过110亿度。随着东北地区电网改造工程的加快，未来两年北电南送的电量将超过200亿度，成为中国跨区电网的骨干通道。6、中国电力供应一时过剩，一时短缺，凸显了传统电力体制的弊端。中国国务院2023年4月11日批准了《电力体制改革方案》，电力体制改革方案的总体目标是：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。2023年12月29日，五大全国性的独立发电公司和两大电网公司已经正式成立我国电力体制发生了重大的变化。7、通过组建国家电力公司，使其脱离行政职务，并国家电力公司拆分为国家电网公司（下设区域电网公司）、南方电网公司和五家独立的发电企业，实现输配电环节与发电环节的纵向分离，在发电环节实现了一定程度的有限竞争。但是，由于在批发市场上，纵向一体化了输配电环节的区域电网公司形成买方垄断，在零售市场上，作为区域电网公司的下属公司的电力公司对最终用户形成卖方垄断。批发市场的买方垄断格局与发电企业资产的专用性相结合，必然逐渐导致独立发电商与电力公司间的长期购售电合同，从而形成准一体化的电力产业组织模式，这损害了竞争的有效性。因此，中国当前的电力运行模式改革路径上的一个过渡模式，并不是改革的目标模式。为了实现把竞争引入电力行业的电力体制改革目标，改革需要进一步深化。目录一、2023年前三季度电力产业发展环境 PAGEREFToc117011287\h11.1宏观经济稳定高速增长 PAGEREFToc117011288\h11.2工业生产继续快速增长投资增幅有所回落 PAGEREFToc117011289\h21.3电煤供应矛盾趋缓煤炭库存增加 PAGEREFToc117011290\h3二、2023年前三个季度电力产业发展状况 PAGEREFToc117011291\h52.1电力供给继续保持快速增长

水电增幅显高 PAGEREFToc117011292\h52.2电力需求依然旺盛

增速放缓 PAGEREFToc117011293\h62.3电力供需缺口缩小

迎峰度夏工作圆满 PAGEREFToc117011294\h82.4固定资产投资上升电网发展良好电力交易量扩大 PAGEREFToc117011295\h10三、聚焦中国电力体制改革 PAGEREFToc117011296\h133.1电力体制改革的背景与驱动力 PAGEREFToc117011297\h133.2中国电力体制改革历程 PAGEREFToc117011298\h143.3本报告解释电力体制改革的视角 PAGEREFToc117011299\h173.4对中国电力体制改革的解释 PAGEREFToc117011300\h203.5未来电力体制改革路径——一种设想及建议 PAGEREFToc117011301\h24四、本报告的结论及政策建议 PAGEREFToc117011302\h26TOC\h\z\t"表目录"\c表12023年1-2季度国内生产总值 PAGEREFToc117348977\h1表22023年1-8月工业增长情况 PAGEREFToc117348978\h2表32023年1－8月电力生产情况表 PAGEREFToc117348979\h5表42023年上半年各月国家电网公司系统电力短缺情况 PAGEREFToc117348980\h8TOC\h\z\t"图目录"\c图1全国煤炭社会库存变动情况（单位：万吨） PAGEREFToc117349004\h4图22023年前8个月火电、水电增长率比较 PAGEREFToc117349005\h6图3电力行业基本交易过程示意图 PAGEREFToc117349006\h18图4传统纵向一体化的电力产业组织结构 PAGEREFToc117349007\h21图5发电环节放开准入后的电力产业组织结构 PAGEREFToc117349008\h21图6引入竞争改革后的电力产业组织结构 PAGEREFToc117349009\h23图7竞争性的电力产业组织结构 PAGEREFToc117349010\h25一、2023年前三季度电力产业发展环境1.1宏观经济稳定高速增长中国经济从2023年下半年进入了新一轮的增长周期以来，一直保持着9%以上的增长率，2023年，宏观经济依然高速增长。今年前三季度，在“双稳健”的宏观经济政策作用下，国民经济继续朝着预期的方向发展，在合理调整中继续实现了高增长。从增长与通胀的组合来看，今年是2023年以来宏观经济运行最好的一年，即经济在实现高速增长的同时出现了既无通胀又无通缩的较理想状态。表12023年1-2季度国内生产总值绝对额（亿元）比去年同期增长（%）国内生产总值674229.5第一产业67075.0第二产业3963511.2第三产业210807.8注：绝对额按现价计算，增长速度按不变价计算。资料来源：国家统计局网站，进度统计。今年以来，经济增长总体上延续去年以来的调整走势——小幅回落。今年宏观经济运行呈现以下几个主要特点：一是经济增长中，工业、投资、出口比去年同期均有小幅调整；消费需求保持稳定增长，且有所加快。二是贸易顺差急剧扩大，贸易增长严重失衡，“低进高出”的贸易增长格局，不仅加剧了人民币升值压力，增加了与其他国家的贸易摩擦，同时也给未来经济增长带来较大的不确定性。三是物价涨幅回落到合理水平，通胀和通缩压力均不大。如表1所示，上半年中国的GDP增长率达到9.5%，其中第二产业的增长率达11.2%。估计前三季度GDP增长9.4％，同比微降0.1个百分点，比新一轮增长的峰值(2023年一季度同比增长10.3％)回落了1个百分点。但一些新的矛盾和问题需要高度重视：产能集中释放将使生产过剩问题显现，商务部最近公布的《600种主要消费品和300种主要生产资料商品供求状况调查报告》称，今年中国商品市场出现部分行业库存增加、供求关系发生逆转的新情况，600种主要消费品中，供求基本平衡的商品只占26.7％，供过于求的商品占73.3％，没有供不应求的商品，上半年生产资料市场供需差率由一季度的－0.61％转化为1.15％，并导致企业效益下滑；内外部因素导致出口增长面临较大的不确定性；价格总水平不断走低所带来的通货紧缩风险等。这些因素使今年后几个月经济增长仍面临一定的回调压力，预计四季度经济增长将在出口放慢及投资增长继续调整的作用下继续回落，全年国内生产总值将实现增长9.2％，比上年回落0.3个百分点。主要是因为投资增长回落缓慢和出口继续保持超常规增长态势。1.2工业生产继续快速增长投资增幅有所回落中国当前正处于工业化进程中的重化工业加速发展阶段，2023年以来，工业保持了强劲的增长态势，特别是重工业的增长速度明显快于轻工业的增长速度。表22023年1-8月工业增长情况指标名称单位累计本月比去年同期增长%累计本月工业增加值亿元44115.365967.5116.316.0其中：轻工业亿元13635.321827.5514.915.1重工业亿元30480.044139.9616.916.4其中：国有及国有控股企业亿元17834.752377.5511.211.1其中：私营企业亿元7436.981032.4425.024.6其中：集体企业亿元1770.62239.1012.512.7股份合作企业亿元617.1685.2414.816.6股份制企业亿元21187.832854.7817.917.3外商及港澳台投资亿元12567.941714.6015.916.3资料来源：国家统计局网站，进度统计数据。如表2所示，2023年前8个月，中国累计实现工业增加值44115亿元，同比增长16.3%，其中重工业增加值同比增长16.9%。预计全年规模以上工业增加值增长16％左右，比去年回落0.7个百分点左右。2023年三季度新开工项目增多，1－8月新开工项目11.4万个，新开工项目计划总投资39975亿元，分别增长21.3％和28.4％，比上半年增幅分别提高3.3个和4.1个百分点。这使得投资保持在一个较高的水平上。2023年1-8月，全社会固定资产投资完成额为41150.90亿元，比去年同期增长27.4%。在政府实行双稳健的宏观经济政策下，固定资产投资，特别是高耗能产业的固定资产投资增幅回落：一是房地产投资受宏观调控以及地方政府、房地产商和消费者预期变化的影响，回落幅度可能加大。1－8月房地产投资同比增长22.3％，比年初回落了4.7个百分点，比上半年回落1.2个百分点。8月份国房景气指数为101.86，比去年同月下降3.10点。预计全年房地产投资增长有可能回落至19％左右，为2023年以来的最低增幅。占固定资产投资比重较大的房地产投资增长显著调整，将对下游相关产业投资产生明显影响，进而导致整个投资增速放慢。二是土地和信贷政策短期内不会松动，其紧缩效应还将继续显现。建设节约型社会对土地使用提出了更高的要求，目前在投资增长仍然较快的情况下，土地政策保持偏紧力度。同时，银行贷款则继续保持紧运行，尤其是中长期贷款增长明显放慢，8月当月同比仅多增31亿元，显示金融机构对中长期贷款仍然非常谨慎。此外，企业利润明显滑坡，企业投资能力和投资意愿有所减弱。这些方面都会导致投资增长继续合理调整。但是，也有一些有利因素将支撑固定资产投资不会出现大幅下滑。例如，目前煤炭、铁路运输等投资增速仍高达35％以上，近期新开工项目明显增加，财政基建支出增长加快，这些迹象表明，下一阶段国家重点建设项目将会继续快速增长。综合判断，初步预计全年全社会固定资产投资增长23％左右，同比回落3个百分点左右；城镇固定资产投资增长25.5％，同比回落2.1个百分点。1.3电煤供应矛盾趋缓煤炭库存增加从生产情况看，1--7月全国煤炭产量为111867万吨，同比增长了8.8％，该涨幅低于1--6月9.7％的涨幅。分析该数据，7月单月产量与6月环比上升。1--7月煤炭产量累计同比增幅下降的主要原因与去年同期产量基数有关系。经历了年初的安全检查以后，乡镇煤炭企业的整合开始加快,达标企业开始正常生产。因此，我们认为未来的一段时间，煤炭产量将继续保持快速的上升势头，煤炭产量继续快速释放。同时，在国家宏观调控政策下，化工、建材等主要耗煤行业的产量增速均有所回落。受此影响，煤炭需求增速也在回落。受国家煤炭出口政策调控等因素影响，全国煤炭出口减少而进口增加，上半年煤炭进口达到1209万吨，同比增长56.1%；出口3672万吨，同比减少15.9%。由于需求增速回落和净出口减少，煤炭供求紧张状况总体呈缓解趋势。全国煤炭社会库存虽然仍低于2023年同期水平，但比2023年同期有所增加，其中，从二季度开始库存回升速度明显加快(见图1)，各主要行业缺煤压力趋缓。图1全国煤炭社会库存变动情况（单位：万吨）煤炭运销协会最新数据显示，1--7月煤炭社会库存为12500万吨，比上个月增加了1000万吨，比年初增加了2149万吨。按照今年20亿吨左右的消费量估计，煤炭社会库存已经能够满足15--18天的消费,基本达到了合理的库存水平。

随着库存达到合理水平，煤炭价格出现了小幅下跌。7月中旬以来，山西、山东、河南、安徽等主要产煤区的煤炭出矿价格降幅达到10－20％。数据显示，8月10日秦皇岛主要煤炭品种的车板价与7月13日的价格相比，出现了10元/吨左右的跌幅。山西、神华的坑口煤炭价格也开始小幅下调。焦煤、肥煤和优质动力煤也都出现了一定程度的下跌。从目前的煤炭生产和消费来看，煤炭库存将继续向上调整，这将对煤炭价格形成较大压力。二、2023年前三个季度电力产业发展状况2.1电力供给继续保持快速增长

水电增幅显高在社会生产和生活用电强劲需求的引致下，2023年以来的装机容量的增长长率超过了GDP的增长率。2023年的装机容量达到3.9亿千瓦，2023年的装机容量达4.4亿千瓦，而按照目前的在建项目估算，2023年底中国的装机容量将超过5亿千瓦。在发电设备建设、投产大幅增长的基础上，电力生产保持了较快的增长速度。表3反映了2023年前8个月的电力生产情况。表32023年1－8月电力生产情况表总电力火电水电发电量（亿千瓦时）同比增长（%）发电量（亿千瓦时）同比增长（%）发电量（亿千瓦时）同比增长（%）1月1914.8927.31650.4927.8181.4124.12月1601.06-0.61376.79-2.2166.2314.13月1940.4713.41675.5812.9209.9417.14月1892.0612.71586.7111.9254.4116.95月1924.7013.51521.3011.0347.0224.36月2023.7513.61553.7711.1398.5624.97月2178.9014.91717.3413.0404.2125.88月2162.0513.41712.0711.3389.7815.2累计15664.2413.412874.8912.12350.1421.3资料来源：国家统计局网站，进度统计数据。由表4可以看出，总体上来说，2023年前8个月发电量仍然保持一个较高的增增长速度。1-8月累计发电量为15666.24亿千瓦时，比去年同期增长13.4%。其中火电发电量为12874.89亿千瓦时，同比增长12.1%，水电发电量为2350.14亿千瓦时，同比增长21.3%。不过，与2023年的15.3%和2023年的14.9%相比，2023年的发电量增长速度总体上放缓。除了一月份的27.3%的高增长速度外，其他各月均低于2023年和2023年的平均水平。从电源结构来看，2023年的水电增幅明显高于以往水平。1-8月水电累计增长21.3%，比2023年的3.1%高出了18.1个百分点，比2023年的17.6%高出了3.7个百分点。特别是，5、6、7三个月，水电发电量的增长率分别高达24.3%、24.9%和25.8%。这说明，中国的电源结构正在改善，符合国家的发展可再生能源和节约能源的政策。图2反映了这种改善的趋势。图22023年前8个月火电、水电增长率比较另外，从电价水平看，从今年5月份开始，煤电价格联动方案正式实施，受煤炭价格涨幅较高的影响，5、6月份电力价格涨幅明显走高。根据中国人民银行统计，6月份电力价格较5月上升2.8%，比上年同期上升7%，升势加快。2.2电力需求依然旺盛

增速放缓 近几年我国电力需求快速增长、电力弹性系数明显提高，与我国经济目前所处的重化工业阶段密切相关。预测分析显示，2023年拉动电力需求增长的主要力量仍然是重化工业行业，电力、钢铁、有色、化工、水泥、机械六大行业用电占总用电量的49.1%，增长速度快于整体增速，增长贡献达52.1%。但与2023年相比，这些行业用电需求的增长贡献下降了约4个百分点。这是去年以来实行的宏观调控政策起到积极作用，钢铁、水泥、有色等主要用电行业增长景气从高位回落，投资增速明显放慢，是电力需求增速放缓的主要原因。2023年上半年，电力需求依然强劲。1－5月，全社会用电同比增长13.61%，全国发电量累计9254.80亿千瓦时，同比增长13.4%。从用电结构看，2023年1—3月份，第一产业用电量131.73亿千瓦时，同比增长3.29％；第二产业用电量4106.53亿千瓦时，同比增长13.23％；第三产业用电量594.59亿千瓦时，同比增长11.10％；城乡居民生活用电量672.78亿千瓦时，同比增长18.80％。2023年1—3月份，全国工业用电量为4052.94亿千瓦时，同比增长13.26％；轻、重工业用电量的同比增长分别为8.57％和14.51％。6月份起，全国各地逐渐进入夏季用电高峰期，各地电力需求继续保持快速增长。6-8月，全国全社会用电量达到6718.13亿千瓦时，同比增长14.32%，其中，第一产业用电236.10亿千瓦时，同比增长12.11%；第二产业用电4993.58亿千瓦时，同比增长14.81%；第三产业用电703.12亿千瓦时，同比增长8.87%；居民生活用电785.34亿千瓦时，同比增长17.08%。从行业用电增长情况看，6-8月，全国工业用电量达到4933.03亿千瓦时，同比增长14.90%，其中重工业用电同比增长16.42%，轻工业用电增长9.13%。从各省区情况来看，6-8月北京、天津、河北、山西、内蒙、江苏、浙江、安徽、福建、山东、河南、湖北、海南和新疆等14个省（市、自治区）的用电增长均超过15%，其中山西、江苏、浙江和新疆的用电增长达到20%以上。6-8月，全国共有京津唐、冀南、山西、蒙西、山东、上海、江苏、浙江、安徽、河南、四川、甘肃、湖北、湖南、陕西、江西、广东、广西、云南和贵州等20个省级电网出现拉限电情况。与去年同期相比，全国电力供需紧张形势得到较为明显的缓解，区域性、季节性、时段性缺电的特点愈发明显，缺电省份拉限电范围及时间均有明显下降趋势。从月度供需运行情况上来看，6月份，华北电网及南方电网供需形势最为紧张，华北电网6月最大电力缺口937万千瓦，南方电网错峰容量超过400万千瓦。7月份，华北及华东地区出现持续高温天气，供需形势严峻，最大电力缺口分别达到410万千瓦和1279万千瓦，其中7月上旬，浙江最大电力缺口达到713万千瓦；南方电网供需形势较为平稳，错峰电力略有下降。8月份，华北电网最大电力缺口达到729万千瓦，华东电网575万千瓦，南方电网供需较为平稳。正如我们在第一部分中所分析的，下半年，宏观经济增速将进一步放慢，特别是房地产行业投资增速放缓会使钢铁、建材等相关行业景气进一步回落，生活用电因为气温正常而增速放慢，受这些因素影响，电力需求增速也会进一步放缓。预计三、四季度是用电高峰，电力需求将分别达到6366和6282亿度，增速均明显放缓。预计2023年全年电力需求为2.4亿度，同比增长12.3%，比2023年14.8%的增速下降2.5个百分点，但与2023年GDP预期增速相比，仍然较快，电力弹性系数将在1.5左右。在电力需求整体增速放缓的情况下，生活消费用电增长的影响开始凸现。进入九十年代后，受居民消费结构升级的推动，我国生活消费用电平稳快速增长，居民生活用电占总用电量比重由1990年的7.5％上升至2023年的12.6%。2023年以后，由于工业用电增长迅猛，生活用电又一定程度上因电力短缺受到抑制，居民用电所占比重有所下降。但从长远发展看，与发达国家相比，我国居民生活用电水平还很低，增长潜力较大，其比重逐步上升的趋势是可以预期的。2023年居民生活用电占总用电量的比例预计将回升至12.1%，对用电总量增长的贡献率达到14.3%。2.3电力供需缺口缩小

迎峰度夏工作圆满由于工业、特别是耗电量比较大的重工业增速回落，电力需求增速有所降低，加上投产新增装机保持较快增长，水电增发较多，电力供需矛盾呈缓解趋势。以国家电网公司为例，该公司系统上半年各月电网电力最大缺口和拉限电损失电量总体呈减少趋势。表42023年上半年各月国家电网公司系统电力短缺情况资料来源：国家电网公司。6月份起，全国各地逐渐进入夏季用电高峰期。6-8月，全国全社会用电量达到6718.13亿千瓦时，同比增长14.32%，其中，第二产业用电4993.58亿千瓦时，同比增长14.81%；重工业用电同比增长16.42%；居民生活用电785.34亿千瓦时，同比增长17.08%。北京、天津、河北、山西、内蒙、江苏、浙江、安徽、福建、山东、河南、湖北、海南和新疆等14个省（市、自治区）的用电增长均超过15%，其中山西、江苏、浙江和新疆的用电增长达到20%以上。全国共有京津唐、冀南、山西、蒙西、山东、上海、江苏、浙江、安徽、河南、四川、甘肃、湖北、湖南、陕西、江西、广东、广西、云南和贵州等20个省级电网出现拉限电情况。6月份，华北电网及南方电网供需形势最为紧张，华北电网6月最大电力缺口937万千瓦，南方电网错峰容量超过400万千瓦。7月份，华北及华东地区出现持续高温天气，供需形势严峻，最大电力缺口分别达到410万千瓦和1279万千瓦，其中7月上旬，浙江最大电力缺口达到713万千瓦；南方电网供需形势较为平稳，错峰电力略有下降。8月份，华北电网最大电力缺口达到729万千瓦，华东电网575万千瓦，南方电网供需较为平稳。2023年电力迎峰度夏工作得到了国务院领导的高度重视，5月19日，温家宝总理就做好今年电力迎峰度夏工作做出重要批示：“确保电力安全和有效供给，完善有序用电方案和应急预案，加强以节电和提高用电效率为核心的需求侧管理，是三个十分重要的环节。为了确保安全顺利实现电力迎峰度夏，必须加强和改善宏观调控，充分利用价格杠杆和经济手段。”随后国家发改委、电监会分别对今年迎峰度夏和安全生产工作做出了部署，国资委、国家安监总局也对相关工作提出了明确要求。为了认真贯彻党中央、国务院关于做好2023年电力迎峰度夏工作的指示精神，电力行业广大发供电企业认真落实国家发改委、电监会等有关部门关于2023年迎峰度夏工作的各项具体要求，周密部署，精心组织，在电力供需矛盾仍然较为突出，企业利润出现下滑的困难形势下，识大体、顾大局，全力增发电、保供电，全面、细致、高标准地完成了电力迎峰度夏的各项任务，取得了2023年电力迎峰度夏工作的全面胜利。中国电力企业联合会根据国家发改委、电监会的有关要求，积极发挥行业协会在政府和企业之间的桥梁与纽带作用，在信息收集、汇总、分析等方面做了一定的工作，为顺利迎峰度夏做出了力所能及的贡献。6-8月，全国发电量继续保持较快增长，达到6409.44亿千瓦时，同比增长13.40%，其中，水电发电量达到1192.92亿千瓦时，同比增长21.89%；火电发电量达到5045.47亿千瓦时，同比增长11.95%；核电发电量达到142.52亿千瓦时，同比增长10.46%。山西、内蒙、江苏、福建、山东、河南、海南的发电增长均超过20%。受汛期以来降雨较多影响，全国大部地区水情较好，辽宁、吉林、黑龙江、浙江、福建、江西、广东、陕西、甘肃、青海和宁夏等省区的水电发电量增长均超过30%，福建的水电增长甚至达到157.26%。6-8月，全国发电设备平均利用小时达到1470小时，同比减少8小时。其中，火电设备利用小时达到1527小时，同比减少19小时；水电设备利用小时1229小时，同比增加59小时。总结2023年电力迎峰度夏工作，具有如下五个显著特点：1、发电设备新增较快2、电煤供应相对充足3、用电负荷屡创新高4、跨区送电稳步增长5、极端天气状况较为集中。当然，在迎峰度夏工作中也可以发现中国电力产业中存在的主要问题和不足：（一）电力供需矛盾仍十分突出，拉限电现象依然普遍；（二）需求侧管理力度有待进一步加强；（三）发供电设备存在薄弱环节；（四）煤电运综合平衡仍显脆弱；（五）电力生产运行情况的信息渠道有待进一步完善；（六）电力供需预警机制缺乏全国统一的标准。2.4固定资产投资上升电网发展良好电力交易量扩大在社会强大的用电需求的刺激下，近年来电力产业的固定资产投资持续高速上升，超过全社会固定资产投资增长率。2023年1-8月份，全社会固定资产投资额达到41150.90亿元，与去年同期相比增长27.4%，而电力、热力的生产和供应行业的固定资产投资额为3579.553亿元，同比增长36%，占总投资额的8.7%，比去年同期的比重（8.1）增加了0.6个百分点。近年来的电力短缺不仅是由于发电环节投资不足问题，还是一个电网建设滞后于电力发展和国民经济发展需求的问题，这导致电能无法科学合理、及时得到传输，出现电流网络堵塞现象。为了确保电力的有效供应，国家近年来加大了电网建设。今年以来，国家电网公司坚持落实科学发展观，认真贯彻党中央、国务院关于宏观调控的各项决策和部署，围绕“四个服务”宗旨和“一强三优”发展战略目标，践行“三抓一创”工作思路，积极应对电力供需紧张形势，努力提高电网对电力资源优化配置的能力，确保了电网安全稳定运行，最大限度地满足了经济社会和人民群众的用电需求。国家电网前三季度发展势头强劲，电网规划建设全面加强。特高压电网规划工作加快推进，试验示范工程前期工作全面展开。国际能源合作迈出新的步伐，公司分别与俄罗斯统一电力系统公司、哈萨克斯坦电网管理公司签订了合作协议。启动了３１个重点城市的电网建设与改造工作。西北７５０千伏示范工程于９月２６日正式投入运行；第一个国产化直流输电工程——灵宝背靠背工程正式投运，主要电网实现全国联网；晋东南－荆门交流特高压试验示范工程可研通过评审。截至８月底，公司投产２２０千伏及以上线路８３２０千米、变电容量４４３０万千伏安；开工２２０千伏及以上输电线路１６１１３千米，变电容量７７６０万千伏安。跨区跨省优化配置资源能力不断提高。公司积极优化电网运行方式，加大跨区送电力度，缓解了电力供需矛盾。迎峰度夏期间，协调三峡、华中送华东４２０万千瓦、东北送华北１５０万千瓦、华中送华北５０万千瓦。公司提高电网输送能力第一期工程完成，总计提高输送能力１９７０万千瓦。经济效益稳步增长。公司加强集约化管理，整合资源，挖掘潜力，努力提高经济效益。１～８月份，完成售电量９６０６亿千瓦时，同比增长１４．１％；主营业务收入净额４５５５亿元，同比增长２２．１％；实现利润８７．３亿元，同比增长３４．７％。各项工作全面推进。安全生产保持良好局面，公司贯彻科学的电网安全观，出台了《关于加强安全生产工作的决定》，深入开展反事故斗争，完善大面积停电预案，周密部署和落实迎峰度夏各项安全措施，实现了安全可靠供电，在电力供需矛盾突出、自然灾害频发的情况下，没有发生重大及以上电网、设备事故，没有发生对社会造成严重影响的停电事件；企业改革取得新的进展，公司高度重视跨区电网的建设和运营，组建国网建设公司和国网运行公司，提高了跨区电网建设、运营的专业化管理水平，降低了工程造价和运行维护成本；组建国网新源公司，加强对部分发电资产、抽水蓄能电站和新能源业务的集中管理；对中电财实施增资扩股，合并重组华北电力财务公司，增强了公司金融运作能力；优质服务工作推出新举措，公司着力提高“四个服务”水平，发布实施了员工服务“十个不准”、“三公”调度“十项措施”、供电服务“十项承诺”。认真落实需求侧管理措施，严格执行政府批准的限电序位，完善优质服务常态机制，供电质量不断提高。2023年是国家电网公司全面建设“一强三优”现代公司的起步之年，经过三个季度的工作，已经实现了良好开局。８月５日，在公司总部员工大会上，刘振亚总经理提出，当前要集中精力抓发展，严格细致抓管理，以人为本抓队伍，追求卓越创一流。相信国家电网公司一定会以优异的成绩完成今年的各项任务，为全面建设小康社会和构建社会主义和谐社会作出更大的贡献。区域间电力交易量扩大上半年全国大区间互送电量522.03亿千瓦时，比去年同期增长32.31亿千瓦时，资源优化配置力度进一步加大。上半年东北送华北电量16.42亿千瓦时；阳城电厂送江苏电量58.40亿千瓦时；华中送华东电量114.25亿千瓦时；华中送南方电量73.01亿千瓦时，其中主要为三峡送出电量。南方电网内西电东送电量118.41亿千瓦时，同比增加19.87亿千瓦时。其中西电送广东电量81.95亿千瓦时；西电送广西电量36.46亿千瓦时。在电量进出口方面，广东供香港和澳门电量共计54.78亿千瓦时；广东从香港购进电量21.45亿千瓦时。上半年，全国电网建设投资完成447亿元，新增500千伏（含330千伏）线路4269公里，变电容量1893万千伏安；新增220千伏线路4502公里，变电容量2778万千伏安。2023年8月份，国调直调系统实际完成跨区输电77.94亿千瓦时（不含华中川渝互供），其中，阳城上网11.39亿千瓦时，东北送华北4.86亿千瓦时，华东华中互供4.08亿千瓦时，三峡上网49.37亿千瓦时（送华东23.13亿千瓦时，送华中3.68亿千瓦时，送南方22.56亿千瓦时），西北送华中1.99亿千瓦时，川电东送3.35亿千瓦时，华中送华北2.9亿千瓦时。2023年9月份，国家电网公司电网运行总体保持平稳，直调系统保持安全运行，没有发生稳定破坏和大面积停电事故。9月份全国发电量2048.68亿千瓦时，比去年同期增长13.96%，其中水电量369.43亿千瓦时，火电量1632.30亿千瓦时，核电量46.95亿千瓦时。2023年9月份，国调直调系统实际完成跨区输电73.24亿千瓦时（不含华中川渝互供），其中阳城上网9.8亿千瓦时，东北送华北2.39亿千瓦时，华东华中互供1.32亿千瓦时，三峡上网53.35亿千瓦时（送华东26.71亿千瓦时，送华中4.73亿千瓦时，送南方21.91亿千瓦时），西北送华中2.06亿千瓦时，川电东送2.27亿千瓦时，华中送华北2.05亿千瓦时。10月份，国调直调系统安排发输电量80.69亿千瓦时，其中阳城上网电量7亿千瓦时，东北送华北2.1亿千瓦时，华中送华东5.21亿千瓦时，三峡上网电量60.5亿千瓦时，西北送华中2.68亿千瓦时，川电东送3.2亿千瓦时。据东北电网最新统计，今年中国北电南送的电量首次超过150亿度，相当于1500万个普通城市家庭一年的用电量。其中黑龙江、吉林送京津塘地区近40亿度，送辽宁超过110亿度。随着东北地区电网改造工程的加快，未来两年北电南送的电量将超过200亿度，成为中国跨区电网的骨干通道。三、聚焦中国电力体制改革3.1电力体制改革的背景与驱动力电力体制改革是一个国际性的命题。由于电力生产和消费自身相对于其他产品的生产和消费具有特殊性，如大规模高压输电的传输网络和在中压或低压下将电流分别输送给消费者的配电站所具有的自然垄断性质、电力的不可储存性等特征，传统的电力行业的组织结构基本上是各种形式的一体化，发电、输电、配电和售电等各个环节都纵向一体化到电力公司里，一体化了的电力公司主导着电力交易的执行。在没有完全纵向一体化的环境中，就会出现其他准一体化的形式：长期契约、交叉持股、共同子公司、以地域划分的排他性契约等。这种传统的电力产业组织结构使垄断在电力行业的各个方面得以扩张，当电力行业交易的执行在电力公司内部来完成或者通过电力公司之间直接的合作协议来解决时，行业内逐渐增长起来的垄断所产生的直接、间接的成本这种成本主要体现在不能保证电力的有效供给和使得电价偏高等方面。就只能是由消费者承担。传统电力行业中累积起来的垄断带来的效率损失引致了在电力行业中引入竞争的电力体制改革的需求，20世纪80年代以后人们普遍认为垄断必然带来效率损失，必然带来高成本，应该尽量扩大竞争，凡是能够竞争的地方都要引入竞争。根据这一思路，从20世纪90年代以来，各主要发达国家都在电力行业中引入竞争的市场化改革：英国的新电力系统自1990年4月开始运营；欧盟针对电力行业的96/92法令（欧盟关于内部电力市场通用规则）从2023年2这种成本主要体现在不能保证电力的有效供给和使得电价偏高等方面。中国电力供应一时过剩，一时短缺，凸显了传统电力体制的弊端。2023年7月，历尽千辛万苦建成的二滩水电站在投产后未能将所发水电全部售给电网，经济学家和舆论同声谴责，认为这是垄断体制带来的恶果（当时电力行业由国家电力公司统一经营，部分电厂为其直属企业，人称“亲生儿子”，二滩则为独立发电企业，人称“非亲生儿子”）。“二滩事件”对开展电力体制改革，实施厂网分开，起了促进作用。中国国务院2023年4月11日批准了《电力体制改革方案》，电力体制改革方案的总体目标是：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。2023年12月29日，五大全国性的独立发电公司和两大电网公司已经正式成立我国电力体制发生了重大的变化。2023年以来的连续两年多的“电荒”使得人们在关注能源安全的同时反思中国的电力体制及现有的改革措施，中国电力体制改革何去何从？这要求对中国电力行业引入竞争的体制改革进行深化认识。电力体制改革作为一个国际性的命题，发起这些改革的并不是这些行业本身，而是这些国家的公共机构，特别是政府部门、立法机构以及管制权力部门。改革者的目标是基本一致的，都是为了在电力行业中引入竞争，以确保行业发展的效率。不过，各国改革的初始状态不同，换言之，虽然各国改革的目标一样，但是所面临的约束条件不同，这必然导致各国改革的路径、模式以及最终的均衡存在差异吴敬琏（吴敬琏（2000）认为各国的电力改革大同小异，就是把我们笼统地称为网的部分实行垄断经营，发电、售电两个环节放开竞争。GlachantandFinon（1998）论证了欧盟的电力行业市场化改革没有一个单一的模式。3.2中国电力体制改革历程中国电力工业的发展是从国有电力企业垄断经营、政府高度统一集中管理的模式下起步的。在计划经济体制下，政企合一，电力市场由国家独家经营，没有竞争，电力工业的投资和运营费用由中央政府拨款，营业利润全部上交国家。计划体制制约了多元化投资的可能性，电力系统的进入壁垒森严、准入限制较多，致使电力发展严重滞后于整个经济发展。中国长期以来一直处于严重缺电的状况，尤其是改革开放以后，经济高速发展带动了电力需求急剧增长，电力成为国民经济发展的“瓶颈”。国家财政投资已不能适应电力工业发展的需要，如何调动各界投资办电的积极性，迅速扭转电力短缺的局面，成为20世纪80年代中期到90年代初期电力工业体制改革的核心内容。中国电力工业体制改革是从20世纪80年代起步。从1985年开始，国家开始分步骤对电力工业进行改革，出台了集资办电和还本付息的电价政策，电力投资体制发生了重大的变化。国家首先对电力行业试行“拨改贷”政策，电力企业的投资由过去政府无偿拨款改为大部分依靠向银行贷款。同时，在投资、融资体制改革没有到位、资本市场没有建立的情况下，为适应国民经济发展的需要，开辟多渠道资金来源，改变了中央统一办电的格局。国家采取了两项措施：一是实行以“电厂大家办，电网国家管”为方针的集资办电政策，中央政府逐步放松对电力工业的进入管制和价格管制，出现了中央、地方和社会其它方面集资或独资兴建的独立发电企业。独立发电企业得以生存和发展的前提条件是销售收入能够保证银行贷款还本付息的需要，使自有资金投资取得一定回报。随着电力建设资金来源性质和电力建设主体的变化，原来建立在政府无偿投资、发供电一体化基础上，由中央政府统一制定电力企业销售电价的管制办法必须做出相应的调整，以适应新的发展趋势。为了创造必要的投资激励机制，国家对原来不计成本的电价形成机制进行了改革，对新建的电厂实行了“还本付息”电价。二是调动地方政府办电的积极性，实行以省为经营实体的管理体制，给地方政府适当放权。这些政策极大地调动了各方面投资电力项目的积极性，较快地形成了多元化投资主体合资办电厂的局面。从1988年开始，中国连续11年年均新增装机容量1000万千瓦以上，基本实现了电力供求平衡。这一阶段的改革使中国发电市场向所有投资者开放，国家电力公司拥有的发电厂比例逐步下降，现已降至50%。多元投资主体的出现对政企合一下的垄断体制形成了巨大冲击，但是电力工业的基本矛盾并未解决，尤其是管理体制和市场竞争机制未得到触动。近几年来，我国改革的触角已经从一般生产流通领域深入到了难度很大的基础设施与公用事业领域，而电力体制改革的主要矛盾则集中于行业垄断方面。从2023年起，电力工业进入第二阶段改革，这一时期的改革是以政府机构的改革和产业、企业组织结构的深度调整为重要特征。电力行业在建设体制的改革中走在了民航、铁路、电信等其它垄断性行业的前面，但在运营体制的改革方面却没有触动。这一阶段改革的原则是打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，构筑政府监管下的政企分开、公平竞争的电力市场。明确提出要彻底实行厂网分开，建立电力交易机制和监管机制，在发电侧实行公平竞争、竞价上网。垄断行业改革的核心是推进政企分开，强化竞争机制。第二阶段改革开始后，中央有关部委收回电力项目审批权和电价定价权。2023年3月，将电力部和水利部电力管理局撤销，成立了国家电力公司并脱离政府序列，开始在市场经济轨道中以企业的行为方式运行。国电公司成立之后，将以政府为主体的供电模式向以市场经济为主体的办电模式转型。同时确定了自身电网经营型、电源控股型,集团化、现代化的功能定位。管理体制改革后，虽然国家电力公司不再具有行政管理职能，但依然保持垂直一体化的垄断格局。2023年4月，国务院正式批准了《电力体制改革方案》。电力体制改革的总体目标是：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。为了在发电环节引入竞争机制，首先要实现“厂网分开”，将国家电力公司管理的电力资产按照发电和电网两类业务进行划分。发电环节按照现代企业制度要求，将国家电力公司管理的发电资产直接改组或重组为规模大致相当的5个全国性的独立发电公司，逐步实行“竞价上网”。电网环节分别设立国家电网公司和中国南方电网有限责任公司。国家电网公司下设华北、东北、华东、华中和西北5个区域电网公司。国家电网公司主要负责各区域电网之间的电力交易和调度，并参与跨区域电网的投资与建设；区域电网公司负责经营管理电网，保证供电安全，规划区域电网发展，培育区域电力市场，管理电力调度交易中心，按市场规则进行电力调度。区域内的省级电力公司可改组为区域电网公司的分公司或子公司。2023年12月，五大全国性的独立发电公司和两大电网公司已经正式成立，我国电力体制发生了重大的变化。3.3本报告解释电力体制改革的视角要探讨中国电力体制改革的路径、模式，除了明确在电力行业引入竞争、提高行业运行效率的改革目标外，还应该深入分析改革所面临的初始状态，以考察改革的约束条件。我们在此假设新制度经济学的分析方法提供有效的、必要的分析工具。在电力行业引入市场竞争的改革将涉及到产业纵向和横向的重新组合、产权的重新分配及公共权力（如监管权）的重新安排等，这些都涉及到新制度经济学的分析方法。因此，新制度分析方法可以为电力行业提供有效的分析工具。JoskowandSchmalensee（1983）及Joskow（1985、1996）对美国的电力行业的分析，GlachantandFinon（2023）对欧洲各国电力改革的分析都运用新制度分析方法。Shirley（1995）与LevyandSpiller（1996）则在分析公共事业部分的改革时运用外部制度环境的分析框架。在本报告中，我们将在上述文献的基础上发展出一个新制度分析框架来考察中国电力体制改革的初始状态及改革的路径，以期对中国电力行业引入竞争的改革能有更为明晰的认知，同时，我们尝试运用新制度分析方法来进行中国的行业分析。传统的行业分析方法都只涉及行业中的结构、行为、绩效，在行业结构中，也只是涉及到行业集中度、垄断势力的，而没有涉及到行业的交易特征及外部制度环境。我们认为，把新制度分析方法引入行业分析是一个有待开辟的研究领域。新制度经济学分析的核心内容是交易及其成本问题，电力行业所需要处理的两个主要问题，一是生产、技术问题，二是交易、组织问题，运用新制度分析方法来分析电力行业主要涉及电力行业交易的基本特征以及由特定的交易特征、交易成本决定的特定的行业组织结构。为了形象地考察电力行业交易的基本特征，我们画出如下电力行业基本交易过程的示意图。图3电力行业基本交易过程示意图1、纵向关系我们首先考察纵向关系，由上图我们知道，一个基本的电力交易过程涉及到发电、输电、配电、售电和网络电流控制中心等环节，而每一个环节都有影响交易的一些行业特征。对于电力生产企业来说，其所生产的电能只能通过专用的电缆运输，并且在生产者和消费者之间不间断地连接，这就使得电厂的资产具有专用性，如果电力生产者通过第三方网络电缆输送电力给客户的权利缺乏保障，那么发电与输电两个环节的纵向一体化或准一体化将成为电力行业中常见的组织形式。对于输电和配电两个环节，影响交易的重要特征是这两个环节所具有的自然垄断性。不管是大规模高压输电的电缆网络还是在中低压下将电流分别输送给消费者的配电站，它们所具有的共同特征就是需要有较大的基础设施方面的固定投入，而其为消费者提供输电和配电服务时的边际成本较低，这就使得输电和配电两个环节具有典型的规模经济和范围经济特征，提供输电和配电服务的企业就具有自然垄断性，政府对网络垄断的管制就是必需的。影响电力交易纵向关系的另一个主要因素来源是电流网络，电缆网络和电站把电力交易的各个环节，把电力的生产者和消费者连接在一个有形的网络之下，形成电流网络，各种交易主体在这个网络内实现电流的互联合协调，这是一种互相依赖的电力流动体系。同时，由于电力是不可储存的，生产和消费的不平衡会导致电流的终止。这就要求有一个网络电流控制中心（一般被称为“系统运营者”）来管理网络电流系统，这个中心有权要求生产者改变其生产水平以适应消费的随机变化。电力行业交易过程中纵向上各个环节的上述特征使得在传统的电力行业中，一体化或准一体化形式成为基本电力行业组织结构。当然，一体化的形式也不尽相同，有发电、输电、配电、售电和电流网络控制中心都一体化的一个电力公司的形式，也有生产和分配纵向一体化，但是输电网络从生产和分配中分离出来。2、横向关系在考察了电力基本交易过程中的各个环节之间的纵向交易特征后，我们考察每个环节自身的横向关系，传统电力行业中的都存在较大程度的横向一体化形式，这不利于竞争的电力市场的形成。下面我们依次考察电力交易各个环节的横向关系。传统的电力行业中生产环节的分散程度一般都很低，而一个竞争的电力批发市场要起作用，要求生产环节横向上具有一定的分散程度。根据Green（1996）的研究，为了阻止批发市场上的垄断行为和供给者间的合谋，确保市场竞争，至少应有5个独立的生产者，且每个生产者拥有20%的市场份额Green,1996,IncreasingcompetitionintheBritishelectricityspotmarket,JournalofIndustrialEconomics,June,205-16.。在电力行业中引入市场竞争的改革必然涉及到发电企业的横向分拆与重组。对于传输网络和配电站，它们是电力交易所必须的基础设施，由于其具有特殊的成本函数，其所具有的自然垄断性决定了运输网络和配电站横向上的一体化形式。而至于多大范围程度上的联网，这不仅是交易成本的问题，还取决于各个地区之间的电力资源分布及联网技术与风险。接下来是销售环节，在传统的电力行业中，销售环节也一体化到生产——网络传输分配中，在零售市场上只有一体化了的电力公司一个供给者，每一个分销商在其辖区内都拥有向消费者销售电力产品的排他性权利，这种销售的分散化程度与竞争没有任何关系。一个有效的竞争的电力市场的形成，需要有高度分散的零售市场。横向一体化的最后一个方面是电流网络控制中心，这些中心实际上是电力行业交易基础设施的管理中心，它主要解决电力调度等系统问题。在美国电流网络控制中心的横向分散被认为是电力批发市场发展的主要障碍Kahn,1994,RegionalTransmissionGroups:Howshouldtheybestructuredandwhatshouldtheydo?inM.Einhorn,pp.237-256.Green,1996,IncreasingcompetitionintheBritishelectricityspotmarket,JournalofIndustrialEconomics,June,205-16.Kahn,1994,RegionalTransmissionGroups:Howshouldtheybestructuredandwhatshouldtheydo?inM.Einhorn,pp.237-256.3、产权上面我们考察了电力交易的各个环节的纵向、横向关系，在考察中，我们把每一个环节当成一个成本函数，而实际上，每一个环节都涉及到经济主体，各个经济主体的产权结构必然会影响行业的组织结构，我们有理由相信公共企业和私人企业的目标函数与约束条件都比不一样的，因此它们的行为也必然不完全一致，从而形成不同的产业组织结构。产权结构对电力产业组织结构的影响还在于，不同的产权结构所面临的行业外部监管权的分配是不一样的。比如，德国的电力行业中，纵向一体化了的电力公司的产权属于地方政府所有，地方权力机构拥有电力管制权，中国的电力公司的产权属于国有产权，中央政府拥有电力的管制权，与此对应的是，德国的电力行业中，一般是各个地方政府拥有独立的网络系统和电流控制中心，而整个联邦范围内没有实现网络的横向一体化，而中国电力行业总网络和电流控制中心的横向一体化的趋势越来越明显。由此，电力行业中交易主体的产权结构地区会对产业组织结构产生影响，不同的产权结构也构成了引入市场竞争的改革的初始条件，并将影响改革的路径与最终均衡在GlachantandFinon在GlachantandFinon的文章中，他们认为所有权结构本身不是竞争性电力市场运作的充分的决定性特征，而同时又承认不同的管制权的安排对电力行业组织的影响，他们实际上忽略了产权与管制权之间的关系。关于产权与产业组织之间的相互关系，在经济学研究上还是一个待开发的研究领域，Tirole认为企业内部的产权结构与产业组织之间的关系将是产业组织理论的一个创新之处。3.4对中国电力体制改革的解释下面，我们对中国的电力体制改革进行解释。我们用图4描述传统的纵向一体化的电力产业组织结构，电力行业不仅在发电、输电和配电等环节实行纵向一体化，而且实行横向一体化，只有一家电力供给者。从发电、输电到配电等环节的资产所有者都是国家，在计划经济体制下，政企合一，电力市场由国家独家经营，电力工业的投资和运营费用由中央政府拨款，营业利润全部上交国家。这种传统的电力体制三个方面的弊端：由于纵向、横向一体化所引起的垄断而带来的效率损失；政企不分的管理体制的低效率；电力生产的投资主体单一。这三个方面的弊端致使中国电力发展严重滞后于整个经济发展。尤其是改革开放以后，经济高速发展带动了电力需求急剧增长，缺电一直是困扰中国经济发展的一个“瓶颈”。在国家财政投资已不能适应电力工业发展的需要的条件下，为了调动各界投资办电的积极性，迅速扭转电力短缺的局面，1985年开始进行的改革的一个核心内容是在发电环节逐步放松对电力工业的进入管制和价格管制，出现了中央、地方和社会其它方面集资或独资兴建的独立发电企业。对新建的电厂实行了“还本付息”电价。同时，实行以省为经营实体的管理体制，给地方政府适当放权。这一轮改革后的形成的电力产业组织结构如图3所示。图4传统纵向一体化的电力产业组织结构图5发电环节放开准入后的电力产业组织结构由图5我们可以看出，经过80年代中以来电力投资体制的改革，中国的电力产业组织结构发生了变化。在发电环节形成了独立的发电厂，它们没有一体化到输配电环节，输配电环节拥有自己的发电厂。同时，在输电和配电采取横向非一体化，形成“省为实体”的格局。虽然，发电环节放开准入后，解决了电力生产的投资主体单一进而增加了发电环节的投资建设，但是并没有解决由于纵向所引起的垄断而带来的效率损失以及由于政企不分的管理体制带来的的低效率等问题。发电环节虽然有各种独立的经济主体，其所生产的电由还本付息价格出售发输配一体化了的电力公司，批发市场上的单一的购买者形成买方垄断，这样各发电厂商之间不存在竞争，他们所面临的问题就是其所生产的电能否上网，在电力供给过剩的时期，优先上网的肯定是一体化到输配环节的发电厂，这不利于没有实现一体化的发电厂商。另外，由于在输配环节采取横向非一体化，这就会造成省际之间的电力交易壁垒，形成行政垄断。由此可见，到90年代后期，集中于中国电力行业的最主要矛盾在于行业垄断，并且是一种行政垄断。这就是中国电力行业引入市场竞争的改革的初始状态。为了在电力行业中引入竞争，首先在管理体制上实行政企分离，成立了国家电力公司并脱离政府序列，电力项目审批权和电价的定价权由政府管制部门拥有，国家电力公司不再具有行政管理职能。进而，对国家电力公司进行分拆重组，在发电环节形成各独立的发电厂，发电环节从与输配电环节实现纵向非一体化。输配电环节实现一定程度上的横向一体化，区域电网范围内实现输电和配电的横向一体化，并拥有统一的网络电流控制中心，各区域电网之间的交易则由全国范围内横向一体化了的国家电网公司执行。图6反映了这些改革实施后的电力产业组织结构，也就是当前中国的电力产业组织特征。图6引入竞争改革后的电力产业组织结构图6所示的电力产业组织模式是一种有限竞争的形式，在发电环节存在各家竞争性的独立发电厂商，而输电和配电环节仍然实行纵向一体化，区域内的省级电力公司改组为区域电网公司的分公司或子公司。这样竞争性的发电商只能将电卖给电网公司，在批发市场上，电网公司形成买方垄断，而在零售市场上，电网公司（下属电力公司）对最终用户仍是完全垄断的。在这种模式下，电力公司一般于独立发电商签订长期（电厂寿命周期）购售点合同，合同价格作为捆绑电费的一部分，市场风险、技术风险和发部分信用风险都转嫁给最终用户。实际上，这只不过是用准一体化形式替代了原来的纵向一体化形式，这种准一体化的模式是由于发电资产的专用性——只能通过具有自然垄断性质的电网传输给用户——引起的，在批发市场买方垄断的条件下，就需要有电厂寿命周期合同。合同电价包括两部分，一是为回收独立发电商固定成本而确定的固定年费用，二是为回收生产每单位电能的可变成本而确定的费用。在这种准一体化的模式下，购售电合同中有关技术标准、燃料和电厂设置地点通常由电网公司规定，这就损害了竞争的有效性，因为新技术、新燃料和新地点的选择能够获得较高的效率。为了在批发市场应域引入竞争，中国积极推进大用户和发电厂直接签订购售电合同的试点工作，但是，由于电网公司是批发市场上最大的购买者，同时电能必须通过电网传输，大用户和电网公司作为批发市场上的买方，他们无法进行公平竞争。3.5未来电力体制改革路径——一种设想及建议通过组建国家电力公司，使其脱离行政职务，并国家电力公司拆分为国家电网公司（下设区域电网公司）、南方电网公司和五家独立的发电企业，实现输配电环节与发电环节的纵向分离，在发电环节实现了一定程度的有限竞争。但是，由于在批发市场上，纵向一体化了输配电环节的区域电网公司形成买方垄断，在零售市场上，作为区域电网公司的下属公司的电力公司对最终用户形成卖方垄断。批发市场的买方垄断格局与发电企业资产的专用性相结合，必然逐渐导致独立发电商与电力公司间的长期购售电合同，从而形成准一体化的电力产业组织模式，这损害了竞争的有效性。因此，中国当前的电力运行模式改革路径上的一个过渡模式，并不是改革的目标模式。为了实现把竞争引入电力行业的电力体制改革目标，改革需要进一步深化。在发电与输电实现纵向分离后，阻碍竞争的因素就是由于输配售电环节的纵向一体化带来的，作为深化引入竞争的改革的重要一步，就是要实现输配售电环节的纵向分离，把输电网络和网络电流控制中心（系统调度中心）独立出来。电网的自然垄断性决定了不可能用两个高压输电干线网络来竞争性提供输电服务，电网的横向一体化是由于其成本函数特征所决定的，如果电网公司参与批发市场的竞争，则垄断将是不可避免的。网络电流控制中心作为系统的调度者，如果参与批发市场的竞争，则利益冲突也将是不可避免的。在中国当前的电力体制下，国家电网公司下设的华北、东北、华东、华中和西北5个区域电网公司负责经营管理电网，保证供电安全，规划区域电网发展，培育区域电力市场，管理电力调度交易中心，按市场规则进行电力调度。区域内的省级电力公司可改组为区域电网公司的分公司或子公司。这样区域电网公司在区域范围内实现了电能传输服务的垄断，同时，国家电网公司主要负责各区域电网之间的电力交易和调度，并参与跨区域电网的投资与建设，这就实现了全国电网和网络电流控制中心的横向一体化。这种横向一体化在中国这样一个地区间资源禀赋差异明显的的国家对于实现电能资源的合理调度、配置是必须的，但是横向一体化又不可必免地将导致垄断。解决这一两难困境的办法就是把垄断留在传输服务并对之加以严格的监管。这就要求把输电环节从配电和售电环节中独立出来，电网公司和网络电流控制中心不参与批发市场上的竞争，而只是为交易双方提供传输和调度服务并收取相应的服务费用。我们用下图来形象地描述这种实现把输电环节从纵向一体化模式从独立出来后的电力产业结构。图7竞争性的电力产业组织结构如图7所示，输电网络和网络电流控制中心独立出来后，在批发市场上，买方是多家独立的发电厂商，买方是多家提供配电服务的电力公司和多家大用户，按照这种模式，发电环节和批发市场上的买方就是真正意义上的竞争性的，发电环节不再需要按照成本管制来制定价格，可以放松管制，进入竞争性的批发市场销售。由于工业用户的用电量占社会用电量大，且工业用户数少，让大用户进入竞争性批发市场，他们可以与配电公司展开公平的竞争。我们再来看零售市场的竞争问题。在中国当前的电力体制下，中小用户没有选择供电商的权利，只有当地电力公司一家供应商。零售市场上的单一供电商对最终用户而言就是完全的卖方垄断，这就损害了竞争。虽然配电企业的成本函数也在一定程度上具有自然垄断性质，但是不同于电网，电力公司可以分拆。一个地区不能存在多个竞争性的高压传输干线网络，但是，竞争性的配电线路却是可以在零售交易市场上存在，这样，中小用户可以选择供电商，零售市场的竞争得以实现。当然，由于配电企业成本函数特征，一个特定区域的配电公司的数量不可能太多，容易形成寡头竞争格局，并不是完全竞争的市场结构。为了在销售领域分散化以促进竞争，可以在零售市场引入零售商，进而把配电环节与销售环节分开，但是，这样做需要有较高的交易成本。对于中国这样一个刚从传统电力体制走出来的国家来说，图7所示的竞争性的电力产业组织模式是一种合理的目标模式。四、本报告的结论及政策建议1、2023年前三个季度，中国电力产业的发展环境有所改善，宏观经济的快速发展确保了对对电力的较大需求，同时随着诸如钢铁、有色、化工、水泥等高耗能产业过渡投资得到抑制，对电力需求有所放缓。电力的上游产业看，煤炭产业发展迅速，电煤矛盾得到一定程度的缓解，煤炭库存增加，煤炭价格强烈的上涨趋势有所缓解，这对于电力产业的发展来说是一大利好。2、2023年前三个季度，电力生产和消费仍然保持在一个较高的增长水平上，但是相对于2023年、2023年的增长率有所放缓。1-8月累计发电量为15666.24亿千瓦时，比去年同期增长13.4%。由于工业、特别是耗电量比较大的重工业增速回落，电力需求增速有所降低，加上投产新增装机保持较快增长，水电增发较多，电力供需矛盾呈缓解趋势。3、国家电网前三季度发展势头强劲，电网规划建设全面加强。特高压电网规划工作加快推进，试验示范工程前期工作全面展开。启动了３１个重点城市的电网建设与改造工作。西北７５０千伏示范工程于９月２６日正式投入运行；第一个国产化直流输电工程——灵宝背靠背工程正式投运，主要电网实现全国联网；晋东南－荆门交流特高压试验示范工程可研通过评审。截至８月底，公司投产２２０千伏及以上线路８３２０千米、变电容量４４３０万千伏安；开工２２０千伏及以上输电线路１６１１３千米，变电容量７７６０万千伏安。在国家电网取得较好发展的同时，各区域电网之间的电力交易量大幅增加，这有利于电能的经济调度，提高了电力的资源配置。4、总体上而言，2023年电力产业的迎峰度夏工作取得圆满成功，同时也可以发现中国电力产业中存在的主要问题和不足：（一）电力供需矛盾仍十分突出，拉限电现象依然普遍；（二）需求侧管理力度有待进一步加强；（三）发供电设备存在薄弱环节；（四）煤电运综合平衡仍显脆弱；（五）电力生产运行情况的信息渠道有待进一步完善；（六）电力供需预警机制缺乏全国统一的标准。因此，我们建议：（一）贯彻科学发展观，大力推进节能工作并尽快出台需求侧管理的长效机制；（二）加强生产运行管理，提高尖峰期电力供应能力，继续加强电网建设和改造，提高电网输送能力；（三）电煤供应问题仍需高度重视，电煤价格仍有可能继续上升；（四）强化电力统计信息和分析预测工作，确保信息畅通、及时，研究建立全国统一的电力供需预警机制。5、通过组建国家电力公司，使其脱离行政职务，并国家电力公司拆分为国家电网公司（下设区域电网公司）、南方电网公司和五家独立的发电企业，实现输配电环节与发电环节的纵向分离，在发电环节实现了一定程度的有限竞争。但是，由于在批发市场上，纵向一体化了输配电环节的区域电网公司形成买方垄断，在零售市场上，作为区域电网公司的下属公司的电力公司对最终用户形成卖方垄断。批发市场的买方垄断格局与发电企业资产的专用性相结合，必然逐渐导致独立发电商与电力公司间的长期购售电合同，从而形成准一体化的电力产业组织模式，这损害了竞争的有效性。因此，中国当前的电力运行模式改革路径上的一个过渡模式，并不是改革的目标模式。为了实现把竞争引入电力行业的电力体制改革目标，改革需要进一步深化。6、为了实现在电力产业中引入竞争，提高资源配置效率的电力体制改革目标，应该在实现发电与输电纵向分离的基础上，进一步实现输配售电环节的纵向分离，把输电网络和网络电流控制中心（系统调度中心）独立出来。只有打破当前电网公司在批发市场的买方垄断与零售市场上的卖方垄断，才能实现真正意义上的竞争，达到电力体制改革的初始目标。

2023年纺织服饰品牌分析报告2023年8月目录TOC\o"1-4"\h\z\u一、品牌公司复苏时点 3二、本土服饰品牌复苏的突破口 81、品牌与产品差异化 82、传统渠道精简与整合 93、适度提升直营比重，加强渠道控制力 94、更重视电子商务，强调线上线下共同发展 105、管理层由创始人团队向职业化、专业化团队转变 116、通过品牌兼并整合实现集团化发展 12三、上市品牌服饰公司分析 14四、品牌服饰公司未来发展前景 16五、投资建议及重点公司简况 181、鲁泰A 192、富安娜 203、探路者 204、朗姿股份 215、卡奴迪路 226、罗莱家纺 227、森马服饰 238、华斯股份 24六、风险因素 25一、品牌公司复苏时点从行业终端来看，此轮服饰行业调整始于2022年。2022年在通胀大背景下，品牌企业为了应对持续上涨的成本费用压力同时实现盈利增长的要求，不断对产品进行提价，2022年下半年开始，虽然终端零售金额的增速并没有出现大幅度的波动，但终端销量增速已经出现了明显的恶化。终端疲弱对上市品牌公司的冲击已经从终端库存积压传导至订货会增速。由于加盟订货制的存在，上市品牌公司利润表增速的下滑会明显滞后于终端出现的恶化。从传导路径来分析，从2022年秋冬开始行业终端售罄率相对往年普遍出现一定程度的下降，事实上行业的这轮调整尚在进行之中，多数品牌公司目前都处于打折促销去库存的状态，2022年秋冬订货会不少公司开始出现一定程度的下降，今年上市品牌公司普遍面临着利润表增速进一步下滑甚至盈利下降的压力。行业调整之后，未来修复路径也将从终端开始。由于终端销售低迷，2021年下半年开始行业整体都在通过频繁的打折促销（包括电商渠道）清理积压的库存，我们认为终端的问题最终还是要先从终端修复，考虑到2022年秋冬订货会普遍不再压货，同时考虑到2021年开始大力清库存，我们预计2022年末全行业清库存会告一段落，2021年开始上市品牌公司的资产负债表与现金流量表将逐步好转，随后传导至2021秋冬订货会数据与利润表将逐步修复转正。从戴维斯双杀到双击，上市品牌服饰公司的股价修复取决于净利润的恢复节奏。2021年下半年起品牌服饰行业爆发的库存危机、电商冲击、终端销售低迷等一系列问题使上市品牌公司在资本市场经历了一轮“戴维斯双杀”，随着盈利预测的不断下调与负面数据的不断出现，服装家纺行业上市公司整体PE从最高点的40倍下降到如今的14倍，我们认为从中长期来看，目前的估值水平已经大部分反映了资本市场对行业的悲观预期。一旦行业或部分脱颖而出的品牌公司在终端销售与订货会增速等指标上出现明显的向上拐点，预计行业的估值将会得到率先修复，业绩的逐步兑现会进一步推动股价的上涨。但从投资机会上看，本轮调整之后品牌服饰行业未来将很难出现齐涨齐跌的局面，个股之间的分化将明显加剧，最终走出来的企业将有一轮恢复性行业，而有一些品牌将逐步边缘化，未来更多拥有更好定位、更新渠道和更好商业模式的品牌企业将逐步加入资本市场，为投资者提供更多更新的选择。二、本土服饰品牌复苏的突破口曾经的粗放式增长告一段落，未来行业将恢复到更高质量、更可持续的增长阶段。我们认为过去本土品牌服饰行业依靠