20170711-东北证券-电力设备行业2017年中期投资策略：配售电、储能持续推进，把握转型机会-solarbe文库

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[Table_MainInfo] [Table_Title] 证券研究报告 / 行业深度报告配售电、储能持续推进，把握转型机会电力设备行业 2017 年中期投资策略报告摘要 [Table_Summary] 核心观点传统电力设备子行业中，配售电及储能有望快速开展。储能政策推进，应用方向逐步明晰，配售电格局逐步落定，电改释放配售电行业利润。 2017 年下半年重点关注储能及配售电领域的投资机会。报告摘要储能产业指导意见出台，储能正由示范项目走向商业化应用。可再生能源装机规模持续增长和分布式能源不断推进给储能带来了巨大潜在市场。储能产业指导意见征求意见稿于 2017 年 3 月出台，明确了储能的应用领域和发展方向，储能产业的发展有望走上快车道。短期来看铅炭电池性价比高，储能商业化应用正在拓展之中，重点推荐拥有铅炭电池核心技术的南都电源和圣阳股份。中长期来看，锂电池成本持续下降，锂电池储能路线适用范围广，最具发展潜力。推荐提供锂电储能系统解决方案的科陆电子与阳光电源。配售电随着售电侧改革不断深化，售电行业迎来持续利好。目前全国成立的售电公司超过 2000 家，售电公司盈利模式将由单一的报价策略制胜转为综合实力制胜。长期来看，具备微电网、分布式光伏及储能运营能力的售电公司，在积累用户资源后能够带动分布式能源的建设、或者分布式能源设备销售更具有优势。具备工程总包资质，能够参与到配网 PPP 建设的电气设备公司有望进行包括售电、运维等后续服务的公司也能占据优势。推荐具有客户优势，能够提供综合、多样化服务的合纵科技、双杰电气、福能股份、科陆电子。投资建议电网投资不断向下游倾斜，电改持续深化，看好拥有客户资源和综合运营能力的配售电服务商。储能成本不断下降，政策陆续推进，看好储能市场的爆发。 2017 年下半年重点推荐标的合纵科技、科陆电子、福能股份、双杰电气。风险因素电改后续改革速度不及预期，储能政策推进不及预期。重点公司主要财务数据重点公司现价 7-10 EPS PE 评级 2016A 2017E 2018E 2016A 2017E 2018E 合纵科技 20.91 0.31 0.49 1.00 59.69 38.54 18.69 买入双杰电气 23.11 0.34 0.48 0.77 65.29 46.07 28.89 买入福能股份 10.12 0.65 0.75 0.85 15.86 13.85 12.17 买入科陆电子 8.86 0.23 0.29 0.41 39.07 31.20 21.68 增持 [Table_Invest] 优于大势上次评级优于大势 [Table_PicQuote] 历史收益率曲线 -16 -10 -4 2 8 14 2016/ 7 2016/ 8 2016/ 9 2016/ 10 2016/ 11 2016/ 12 2017/ 1 2017/ 2 2017/ 3 2017/ 4 2017/ 5 2017/ 6 电气设备沪深300 [Table_Trend] 涨跌幅（） 1M 3M 12M 绝对收益 5.73 -10.18 -10.11 相对收益 2.28 -14.12 -24.01 [Table_Market] 重点公司投资评级合纵科技买入双杰电气买入福能股份买入科陆电子增持 [Table_Report] 相关报告储能政策推进，商业化将加速 2017-03-27 电新动态点评电价调整落地 ,关注分布式及海上风电 2016-12-27 电改持续推进，新热点新方向涌现电力设备与新能源行业 2017 年度投资策略 2016-11-27 电新周报光热电价出台，产业化将加速 2016-09-05 [Table_Author] 证券分析师龚斯闻执业证书编号 S0550513050002 02120361173 gongswnesc.cn 研究助理顾一弘执业证书编号 S0550115100012 02120361163 guyhnesc.cn 研究助理孙树明执业证书编号 S0550115120052 01063210897 sunsmnesc.cn 电气设备发布时间 2017-07-11 目录 1. 储能市场步入发展快车道 . 3 1.1. 储能应用贯穿电力系统 .3 1.2. 化学储能前景广阔 .4 1.3. 国内储能装机稳定增长，下游增长强劲 .4 1.4. 储能商业化大门即将开启 .6 1.5. 国外政策先行，期待国内政策推进 .7 1.6. 投资策略 .9 2. 在电改中配售电存在长期投资机会 9 2.1. 本轮电改目前推进应属较快 .9 2.2. 售电公司竞争格局 . 11 2.2.1. 电力交易市场准入门槛 . 11 2.2.2. 不同资质售电公司各有优势 12 2.2.3. 2018 年售电市场格局将确定 . 13 2.3. 电改释放利润空间中配售电企业盈利模式 .14 2.3.1. 广东新规看售电公司不再有 “一锤子买卖 ” . 14 2.3.2. 配网 PPP 模式开启，运营空间超万亿 . 15 2.3.3. 配网运营商电力电量平衡能力提出高要求，布局者能力需提升 . 16 2.4. 不同售电公司资质评价 .17 3. 推荐标的 . 18 3.1. 合纵科技 .18 3.2. 科陆电子 .19 3.3. 福能股份 .19 3.4. 双杰电气 .20 1. 储能市场步入发展快车道 2017 年储能市场已经步入发展快车道，化学储能的成本持续下降。国内化学储能主要包括铅炭和锂电两条技术路线。目前铅炭电池储能成本已经降至商业化应用的范围，正处于项目陆续开拓阶段。受益于新能源汽车的发展，锂电的技术进步与成本下降加速，锂电储能正向商业化应用迈进。 2017 年 3 月发布的关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿），第一次明确了储能在我国能源产业中的战略定位，并提出未来储能的发展阶段目标及 4 个重点发展方向。指导意见提出将分应用场景出台针对性补偿政策，部分领域的补偿政策有望率先落地，激发储能产业投资与发展速度。 1.1. 储能应用贯穿电力系统（ 1）发、配、用电环节削峰填谷发电端稳定设备输出，调节峰谷负荷，提高利用效率。发电厂机组根据用电负荷需要进行实时调整出力，拉高发电的平均成本。配臵储能系统在低谷储电，高峰时段释放，可以稳定发电设备运行，提高设备利用率。配电端减少配电网容量需求，减缓电网阻塞，延缓配电网升级压力。在用电区域内电力负荷高峰持续时间短，而整体的电力负荷增长又较为缓慢时，对电网进行升级改造会造成负荷的闲臵，经济性较低。通过在配电端构建储能系统，在高峰负荷时接入储能装臵供电，可以延缓配电网的升级压力。用电端利用峰谷电价合理分配用电。对于峰谷电价差较大的地区，在波谷电价进行存储电能，在波峰时期使用以及出售电能。随着储能成本的逐步下降，储能系统套利空间正在逐步出现。（ 2）可再生能源发电波动平滑与跟踪计划出力可再生能源发电的波动性和随机性在并网时会对电网造成冲击。安装储能设备来平滑电能输出，可以削弱冲击，有利于大规模并网。储能系统还能够确保可再生能源电站按照发电计划进行出力，与区域内的其它发电设备能够更好的协调，减少电能的损耗和浪费。可再生能源主要建设于西北和东北地区，当地电力消纳与输出能力有限，造成了弃风弃光率居高不下，接入储能系统给电能的输出提供缓冲，提高可再生能源的发电质量和效率。图 1 储能在电网应用领域数据来源东北证券 1.2. 化学储能前景广阔储能技术主要有物理储能、化学储能、电磁储能三种。物理储能建设需要一定的自然条件，建设周期较长。电磁储能尚处于实验室研发阶段，实际应用较少。化学储能由于技术相对成熟，应用空间最为广泛，随着持续投入研发以及应用领域的扩展，成本还有很大的下行空间，未来有可能成为最具发展前景的储能路线。表 1储能技术比较储能技术技术路线比容量（ Wh/kg）比功率（ w/kg）配臵成本（元 /kwh）循环次数物理储能抽水储能 200300 30005000（元 /kw） 10000 压缩空气储能 300500 4000（元 /kw） 10000 飞轮储能 550 1801800 3500（元 /kw） 10000 化学储能铅酸电池 30200 100300 5001000 5001500 铅炭电池 30200 200500 5001500 20005000 锂离子电池 150300 200300 30006000 20005000 钒电池 80130 100200 30006000 10000 钠硫电池 100200 100200 15003000 5000 电磁储能超级电容 25 700020000 10000 超导 10000 数据来源东北证券从技术发展与成熟度考虑，适合国内储能装机的主要为铅炭电池和锂电池。与传统铅酸电池相比，铅炭电池循环次数是铅酸电池 3 倍以上，而成本仅仅增加 10左右，单位使用成本下降，性价比较高。铅炭电池技术成熟，目前由示范项目向商业应用领域不断拓展，在国内率先打开储能市场空间。从技术特点考虑，锂电池具有存储密度高，循环次数多，快速充放电等优点，是最适合用户侧储能装机的。新能源车的发展快速推动锂电技术进步和价格下降，给发展锂电储能带来机遇，长期来看锂电储能适用范围广，潜力更强。 1.3. 国内储能装机稳定增长，下游增长强劲截至 2016 年底，全球投运电化学储能项目累计装机规模为 1769.9MW，同比增长 56。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机占比最大，比重为 65，同比增长 89。储能技术分布中， 2016 年全球新增投运的电化学储能项目主要采用锂离子电池、钠硫电池和铅蓄电池等储能技术，三种技术的新增装机规模共占全部新增项目装机规模的 99以上；其中，锂离子电池的装机规模最大，比重为 85。 2016 年新增规划、在建中的储能项目装机规模为 1667.6MW，预计短期内全球电化学储能装机规模还将保持高速增长。中国的储能于 2011 年起步，近几年保持着强劲的增长态势，截至 2016 年底，中国投运电化学储能项目累计装机规模为 243.0MW，同比增长 72，新增装机呈现加速增长的状态。自 2012 年起，中国投运的电化学储能项目的累计装机规模处于稳步增长阶段，年复合增长率（ 2012-2016） 54。 2016 年，中国新增投运电化学储能项目的装机规模为 101.4MW，同比增长 299。 2016 年新增规划、在建中的电化学储能项目的装机规模为 845.6MW，预计短期内中国电化学储能装机规模还将保持高速增长。在国内储能技术的分布中，锂电池的装机比例达到了 59，占据了主导地位。 2016 年，中国新增投运的电化学储能项目几乎全部使用锂离子电池和铅蓄电池，两类技术的新增装机占比分别为 62和 37。在所有储能技术中，锂离子电池的新增投运装机规模的同比增速最大，达到了 256。未来在成本下降和技术进步的驱动下，锂离子电池储能装机还将持续大规模增长。在 2016 年新增投运的电化学储能项目的应用分布中，可再生能源并网领域的新增装机规模最大，为 56.1MW，所占比重为 55。在所有应用领域中，分布式发电及微网领域的新增投运规模的同比增速最大，为 727，其次是可再生能源并网领域，同比增速为 523。从短期来看，储能下游中可再生能源并网与分布式发电受国家政策重点支持，处于快速发展期，未来几年内装机规模有望持续增长，对于储能的配套需求将不断提升，助力储能市场打开。用户侧工商业分布式储能应用有良好的应用价值和发展机遇，目前部分峰谷电价差较大地区的储能项目已经能够实现一定经济性。我国有约 350 家国家级工业园区，超 1000 家省级工业园区，这些工业园区为用户侧分布式储能的发展提供了土壤。在峰谷电价差较大的地区，工业园区配套储能能够产生可观的经济效益，为用户侧分布式储能提供了巨大的市场。图 2 全球储能累计装机与同比单位 MW、图 3 国内储能累计装机与同比单位 MW、数据来源东北证券， CNESA 数据来源东北证券， CNESA 图 4 国内储能装机类型占比数据来源东北证券， CNESA 1.4. 储能商业化大门即将开启（ 1）电改打开储能应用空间。电改的核心在于放开下游配售电业务。我们认为随着经营性电价和售电业务的放开，工商业的峰谷电价差存在继续扩大的可能，给储能的商业化展开了空间。园区配售电业务的放开，可以实现储能商业模式的多样化，售电商通过配臵储能系统，为用户提供多样化的售电形式，达到双方的共赢。（ 2）国内化学储能的发展日渐成熟，储能成本持续下降。目前国内铅炭电池度电成本有望降至低于 0.5 元，已经能够覆盖较多地区的峰谷电价差，循环寿命也已经达到 3000 次，对于工商业企业来说，利用储能进行削峰填谷已经存在一定的套利空间，储能的经济性在用户侧的领域即将得到实现，储能由示范项目向商业化应用发展的大门已经打开。（ 3）配套政策将带来产业启动。储能项目发展较快的国家都是由政策扶持补贴起步，国内目前对储能尚无特定的政策扶持， 2017 年初发布的关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿），在储能各个重点发展方向中均提出了价格机制和补偿机制的设定，市场对储能政策的近期出台有着很高的预期，如能在近期推出扶持补贴政策，会成为储能发展的爆发时点。（ 4）商业化储能项目陆续落地中，产业热度快速提升。铅炭电池较低的度电成本使其在部分峰谷电价差较大地区已能够不依靠补贴就实现商业化应用。目前，国内南都电源已经在峰谷电价差较大的地区布局储能项目，推动公司的商业化储能项目快速发展。公司自 2015 年以来，通过“投资运营”的模式快速推动工商业用户侧储能业务的拓展，目前已投运的储能电站容量超过 100MWh，在建容量约 300MWh，至 2017 年底累计投运项目有望达到 1GWh。表 2南都电源储能项目序号落地项目项目名称电站规模（ MWh） 1 与中恒电气股份有限公司签订战略合作协议 390 落地项目辉腾电子（苏州）有限公司电力储能电站项目 12 落地项目苏州中恒普瑞电力储能应用电站项目 68.64 2 中能硅业储能电站工程实施项目 12 3 镇江能源互联网平台建设项目 600 落地项目威凡智能、天工国际智慧型储能电站项目 100 4 无锡星洲科苑电力储能电站项目 120 数据来源东北证券，公司公告除了电池厂商积极布局储能领域外，诸多光伏厂商及电力设备厂商也已纷纷响应。表 3参与储能投资企业企业技术路线产能阳光电源锂电阳光三星 2000MWh 科陆电子锂电与 LG 合资公司 400MWh，与国能合资公司 4 亿 Ah 协鑫集成锂电 500MWh 融科储能全钒液流与大连热电签订 200MW/800MWh 储能调峰项目协议数据来源东北证券可再生能源储能市场容量预测可达千亿根据张北风光示范项目的实际测算，储能装机量达到 10，对风光发电的波动率平滑才有较好效果。 2020 年国内风光的装机规模有望达到 320GW 以上，如按照 10的储能装机规模进行配臵，储能装机能达到 32GW 的规模。如果能达到德国目前光伏系统与储能系统 3 1 的配比，储能装机能达到 100GW 以上。根据张北示范项目企业中标情况来看，锂电池储能每兆瓦时的平均成本约为 500 万元，每兆瓦的平均成本为 2000 万元，铅炭电池每兆瓦时成本大约为 100 万至 150 万。预计未来铅炭电池的成本将稳中有降，但锂电池的储能成本将持续下降，目前锂电储能每兆瓦时的平均成本已经降至 300 万元左右，已经较张北示范项目的锂电储能成本降低约 40，未来仍有稳定的下降空间。 2016 年国内风电弃风量为 497 亿 kwh。光伏电站装机量快速增长后弃光量也在迅速增加， 2016 年国内弃光量为 69 亿 kwh。如按照风电电价 0.5 元 /kwh，光伏电价 0.8 元 /kwh 进行测算， 2016 年风电光伏弃电量的损失合计约为 300 亿元。如果未来在输电能力加强后，储能能够充分发挥作用来减少可再生能源弃电问题，预计至 2020 年由可再生能源带动的储能需求至少在千亿级别。 1.5. 国外政策先行，期待国内政策推进（ 1）海外储能补贴先行，民用市场开启美国在储能方面处于较为领先的地位美国自 2009 年起每年推出可再生与绿色能源存储技术法案，对可再生能源并网与分布式储能提供投资税收减免和财政补贴。 2013 年的法案中提供了投资税减免 20的优惠，每个项目封顶额度为 4000 万美元。 2015 年的法案对储能项目的贷款提供了支持。在加州，德州等地区也有各自对储能的支持方案。美国加州公共事业委员会 CPUC于 2013 年通过“储能采购框架与设计项目”，确立了三大电力公司到 2020 年完成 1.325GW 储能采购项目。美国加州的 SGIP 补贴是美国最成功的分布式发电扶持政策，为储能系统提供最高 60的成本补贴，其中 1MW 以下的储能系统，补贴标准为 1.46 美元 /W，每年的预算金额 8300 万美元。德国由光伏补贴转向储能补贴德国光伏发电量占总发电量的比重已经达到 5左右，在峰值时期光伏出力量超越 50，且德国绝大部分光伏为屋顶分布式光伏，给电网的运营和调度带来了较大的压力。通过加大储能配比降低冲击，提高电网对光伏的接纳能力。自 2009 年以来，德国逐渐退出光伏并网补贴，由 2004 年 0.57 欧元 /KWh 下调到 2014 年 0.12 欧元 /KWh， 2017 年之后将取消固定上网补贴。 2014 年起，政府通过国家复兴信贷银行（ Kfw）对小于 30kW 的光伏设施及配套储能设备进行补贴，规定给予新安装光伏发电同步建设的储能设施最高不超过 600 欧元的补贴，既有光伏发电加装储能设施给予每千瓦最高不超过 660 欧元的补贴。日本研发与补贴并重日本通过前端支持企业研发，后端对用户提供高额补贴，在两端进行支持来提高储能的应用。自 90 年代以来，日本投入大量资金支持储能设备的研发，示范项目建设及商业化运作。其中 NGK 集团在研发钠硫电池的过程中得到了 NEDO（新能源产业技术开发机构）的大额支持。 2011 年 3 月日本大地震后，日本政府加大对可再生能源开发和存储的支持，政府拨款 15.1 亿日元，用于研发包括燃料电池、能源交易体系、蓄电池等在内的储能相关技术，用以提高能源自消费率。 2014 年 3 月，日本经产省发起了新一轮针对锂离子电池储能系统的补贴计划，共划拨了 100 亿日元，给予购买者购买系统价格 2/3 的资金补贴。个人和工商业申请者最高可以获得 100 万日元和 1 亿日元的补贴。日本政府还制定了到 2020 年，日本厂商生产的储能电池产量占据全球 50市场份额的发展目标。为了达到该目标，日本在电力系统发、输、配、用各个环节的实际应用中全面落实电池储能补贴和激励计划部分国家储能系统已实现经济性，分布式光伏储能爆发在即对于像德国、澳洲等电价较高的地区，居民和商用储能系统已经可以实现经济性。以德国为例，目前德国的居民电价在 0.28€/kwh，同时每年价格涨幅在 3-5 左右，安装分布式光伏储能系统之后在满足日常应用的同时还可以将多余的电向电网出售。在目前的电价和补贴之下，德国分布式光伏储能系统的回报周期在 7 年左右，随着锂电成本的不断下降，回报周期有望进一步缩短，市场爆发在即。海外分布式光伏储能的爆发在即对于储能企业而言是发展良机，目前不少国内企业在切入海外储能市场。国内储能企业沃太能源自 2012 年成立以来就专注定位于海外储能市场，目前在德国，澳洲等地已经建立销售网络，占据了海外储能爆发的先发优势。在高补贴高电价的驱动下，海外储能市场将先于国内爆发，公司团队成员大部分具有海外背景且深耕光伏及锂电行业，能够充分抓住市场需求，我们认为海外储能市场的启动将带动公司进入快速发展的阶段，将是在储能爆发中率先受益的标的。（ 2）国内储能政策有所推进，产业投资加速在 2017 年 3 月发布的关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）中，提出了储能的发展阶段目标，并对支撑可再生能源利用水平提升、促进电力系统灵活性稳定性提升、推动用能智能化水平提升和支撑能源互联网发展这 4 个重点发展方向进行了机制设计。指导意见提出将分应用场景出台针对性补偿政策，部分领域的补偿政策有望率先落地，激发储能产业投资与发展速度。表 4国内储能相关主要政策政策名称储能相关主要内容时间可再生能源产业发展指导目录加快储能电池技术开发与项目示范 2005.11 中华人民共和国可再生能源法及修正案电网企业应加强发展应用储能技术 2009.12 国家电网公司“十二五”电网智能化规划智能电网建设 2010.9 南方电网公司支持新能源发展若干意见新能源与储能技术应用 2010.12 国家能源科技“十二五”规划各类储能电池研究内容与时间布局 2011.12 关于做好 2012 年金太阳示范工作的通知考虑储能装臵适当增加补助 2012.1 能源发展战略行动计划（ 20142020 年）作为创新领域和重点创新方向 2014.11 关于深化电力体制改革若干意见积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力和能源利用效率 2015.3 关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见储能系统是新能源微电网的重点建设对象 2015.7 “十三五” 规划纲要储能与分布式能源被列为战略性新兴产业，受国家政策支持 2016.3 关于在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式的通知储能项目适用于能源领域推广 ppp 2016.3 能源技术革命创新行动计划（ 2016-2030 年）先进储能技术创新被列为重点任务之一，储热 /储冷、物理储能、化学储能是战略方向 2016.4 关于促进电储能参与“三北”地区电力促进发电侧和用户侧的电储能设施 2016.6 辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知参与调峰调频辅助服务电力发展“十三五”规划（ 2016-2020 年）开展风光储多元化技术综合应用示范，积极推进大容量和分布式储能技术的示范应用与推广 2016.11 关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）对储能的发展阶段目标及重点发展方向进行了布臵 2017.3 数据来源东北证券表 5储能政策指导意见提出发展方向发展方向具体内容支撑可再生能源利用水平提升鼓励可再生能源场站合理配臵储能系统推动储能系统与可再生能源协调运行研究建立可再生能源场站侧储能补偿机制支持应用多种储能促进可再生能源消纳促进电力系统灵活性稳定性提升支持储能系统直接接入电网建立健全储能参与辅助服务市场机制探索建立储能容量市场推动用能智能化水平提升鼓励在用户侧建设分布式储能系统完善用户侧储能系统支持政策支持微电网和离网地区配臵储能支撑能源互联网发展提升储能系统的信息化和管控水平鼓励基于多种储能实现能源互联网多能互补、多源互动拓展电动汽车等分散电池资源的储能化应用数据来源东北证券，国家能源局 1.6. 投资策略可再生能源装机规模的持续增长和分布式能源的不断推进给储能带来了潜在的市场空间，储能成本的下降使得工商业削峰填谷的储能应用得以实现。从短期来看，铅炭电池性价比高，成本相对较低，无需补贴成本的情况下已经能够在部分峰谷电价差大的地区实现商业化应用，推广进程将不断加快，补贴政策如能在近期出台，铅炭电池具备经济性的区域将快速扩大，有望最先打开储能市场，重点推荐拥有铅炭电池核心技术的南都电源和圣阳股份。电改和分布式的政策不断推进，锂电产业扩张带来锂电储能成本的持续下降，锂电储能适用范围最广，中长期来看市场空间最为广阔，重点推荐布局储能锂电及产业链的阳光电源与科陆电子。 2. 在电改中配售电存在长期投资机会 2.1. 本轮电改目前推进应属较快电改 9 号文发布以来，地方电力体制改革试点方案加快批复。 2015 年，深圳、云南、贵州、重庆、广东电改先行试验。今年以来，山西、广西、北京、甘肃、海南、河南、新疆、山东、湖北、四川、辽宁、陕西、安徽、宁夏、上海内蒙古的电力改革综合试点方案，和福建、黑龙江、浙江、吉林、江西、河北的售电侧改革方案相继获批，截至目前已覆盖 26 个省区、市和新疆生产建设兵团。 11 月 16 日，发改委发布省级电网输配电定价办法试行征求意见稿，明确了输配电业务的固定资产范围、电网权益成本收益率以及交叉补贴等一系列问题。在 11 月 7 日发布的电力发展 “十三五 ”规划中，更是对售电改革列出了边角明确的执行时间表。表 6 9 号文以来电改核心政策文件发布时间全国性核心政策文件 2015.3 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 2015.4 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 2015.6 输配电价成本监审办法 2015.11 关于推进输配电价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关于推进售电侧改革的实施意见关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见电力市场运营基本规则电力市场监管办法电力中长期交易基本规则 2016.3 关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知关于征求做好电力市场建设有关工作的通知（征求意见稿）意见的函 2016.7 关于有序放开发用电计划的工作的通知（征求意见稿） 2016.10 售电公司准入及退出管理办法有序放开配电业务管理办法 2016.11 省级电网输配电价定价办法试行征求意见稿电力发展 “十三五 ”规划数据来源东北证券随着售电侧改革不断深化，售电行业迎来持续利好。不同于传统的电网以高卖低买的盈利模式，新电改要求单独核定输配电价，并妥善处理电价交叉补贴。明确提出电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费，建立相对独立的电力交易机构，有序向社会资本放开售电业务。鼓励社会资本投资配电业务，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。我们重点关注其中的 “三放开 ”有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。在实践层面上也是主要围绕 “三放开 ”的角度进行推进一是大用户直购电改革，建立多买多卖的电力市场，用电企业和发电企业绕过电网自主交易，并拥有自主选择权。核心是电价的市场化，其最终目的都是打破电网公司在电力交易中对发电公司的单一买家地位和对电力用户的单一卖家地位，实现电力交易市场化，打破省间壁垒，保障清洁能源优先上网，实现能源资源的最优配臵，逐步形成发电和售电价格由市场决定、输配电价由政府制定的价格机制。直购电量份额逐步由增量电过渡到存量电，到 2018 年实现工业电量全部放开， 2020 年实现商用电量全部放开，电网公司承担公益性及居民生活用电的兜底业务。推进发电权交易和省间电力交易。通过发电权交易引导鼓励和促使发电成本高的机组将其计划合同电量的部分或全部出售给发电成本低的机组替代其发电。通过建立交易制度，完善跨省电力交易，进一步优化东西部资源配臵。二是放开增量配电网业务、成立独立的售电公司，引入社会资本参与投资与电网公司共享售电环节的利润。允许多元化市场主体参与售电市场竞争，更好地服务工商业用户用电需求，从而让电力市场化改革的红利惠及用户。目前发改委已核准广东、重庆作为售电侧改革试点。 2016 年 3 月，广东正式批准售电公司作为新市场主体参与直接交易市场，目前全国成立的售电公司已经超过两千家。在公益性和调节性以外的发用电计划上，由于涉及到电网运行的稳定性，目前仍然比较慎重。国家电网区域内大多开展双边协商集中竞价挂牌，多省电改试点获批，并探索综合能源服务体系建设。国家电网区域关于售电改革方面仍存在激烈博弈，部分省电改试点中允许社会资本投资增量配网、成立售电公司，但在实践层面上进展尚需时日。 2016 年 2 月 3 日，作为重庆首批挂牌的 3 家售电试点公司之一的重庆两江长兴电力公司和两江新区内 12 家用户签署了售电协议。 2016 年协议售电量 1.3 亿千瓦时，平均签约电价 0.6 元 /千瓦时。该区域企业平均用电价格为每度电 0.8 元左右，降幅超过 25。可以预期，随着竞价购电业务向售电公司的逐步放开，市场体量会进一步加大。 2.2. 售电公司竞争格局 2.2.1. 电力交易市场准入门槛 2.2.1.1. 售电公司准入门槛售电公司分三类，第一类是电网企业的售电公司。第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。根据发改委关于推进售电侧改革的实施意见，成立售电公司需要满足以下基本条件 1.按照中华人民共和国公司法，进行工商注册，具有独立法人资格。 2.资产要求。 1资产总额在 2 千万元至 1 亿元人民币的，可以从事年售电量不超过 6 至 30 亿千瓦时的售电业务。 2资产总额在 1 亿元至 2 亿元人民币的，可以从事年售电量不超过 30 至 60 亿千瓦时的售电业务。 3资产总额在 2 亿元人民币以上的，不限制其售电量。 4拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的 20。 3.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员，有关要求另行制定。 4.拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证供电类。 2.2.1.2. 参与直接电力交易的发电企业准入门槛各省情况不同，以广东为例，可参与市场交易的发电企业为广东省内单机容量 30 万千瓦及以上的燃煤发电厂，合计装机容量约 5090 万千瓦。云南电力市场参与售电主体则包括全部火电厂以及 2004 年 1 月 1 日后投产且 220kV 及以上电压等级并网的水电厂（不含跨境电厂、溪洛渡电厂）。贵州目前在逐步放开火电发电计划，直接参与市场交易， 2016 年放开的比例达到 30-40。广西则要求参与试点的发电企业，为符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证的火力发电企业和水力发电企业。其中，火力发电企业为单机容量 15 万千瓦及以上的企业，水力发电企业为单机容量 5 万千瓦及以上的企业。 2.2.1.3. 参与直接电力交易的用户准入门槛根据关于推进售电侧改革的实施意见，参与直接交易的用户需要满足以下政策性要求 1.符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均应达到国家标准。 2.拥有自备电源的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。 3.微电网用户应满足微电网接入系统的条件。从目前各地区的执行情况来看，用户准入门槛在逐步降低，逐步由大的工业用户向普通用户过度。仍以广东电网为例，目前要求参与大用户直购电的准入门槛为年用电量 8000 万千瓦时以上的省内大型工业企业；列入广东省主题功能区开发产业发展指导目录的园区内年用电量 800 万千瓦时以上的企业； 2015 年用电量 5000 万千瓦时以上的商业用户；另一类是部分省级产业转移园区内的工商业用户。此批园区内电力用户，必须通过售电公司代理进行购电。广西则要求电力直接交易的执行对象为 6～ 12 月用电增量在 1000 万度及以上的广西电网公司用户。云南目前批准用电侧为月生产用电量超过 500 万千瓦时的电解铝、黄磷、铁合金、工业硅、钢铁、水泥、电石、烧碱、铜、锡、铅锌等行业 198 家重点工业企业参与直购电交易。贵州则要求 2016 年先行允许报装容量 1000 千伏安及以上用户进入市场交易，视市场交易情况逐步放开其他工业用户，全面放开大工业用户用电计划。 2.2.2. 不同资质售电公司各有优势九号文中表述，售电公司分三类第一类是电网企业的售电公司；第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。目前国内成立售电公司按照不同的资源禀赋，其中能够有所作为的，我们认为实际可以划分为三种类型掌握电源资产的售电公司、掌握电网资产的售电公司、掌握大量用户资源的售电公司。其中，很多售电公司具有多重属性，在各自区域和领域内具有不同优势，其中具备属性越多的售电公司，在市场主体培育和市场竞争中，将获得越多的资源，拥有更强的谈判筹码。图 1九号文中的三类售电公司图 2掌握三种资源的售电公司及其交叉数据来源东北证券， “九号文 ” 数据来源东北证券 2.2.2.1. 掌握电源资产的售电公司发电厂商抢占先机，成立自有的售电公司是大趋势。随着电改的不断深化，单一发电商直接参与直购电竞价，会导致整体售电量变化不大，竞价部分利润压缩，整体利润下滑，因此势必会成立自己的售电公司或参与控股其他售电公司，这样虽然发电侧整体利润压缩，售电商可以赚取其他发电侧利润，整体提升。广州交易中心第一批参与集中竞价 13 家售电公司中，以粤电力、华能、华润电力、中电投等 8 家国有发电企业成立的售电公司为主，成交电量占据售电公司总成交量的半壁江山，另有一家民营发电企业成立的售电公司。该类