长江策略：电改全面加速 投资布局享改革红利（二）

股海沉浮_1996

        　新电改到底新在何处？　　和2002年的电改相比，2015年的新电改究竟有哪些不同？根据9号文的精神，我们可以将新电改的核心理念总结为：“管住中间，放开两头。”

　　所谓中间，指的是处于电力产业中间位置的电网公司。新电改前，电网公司一方面根据国家制定的发用电计划向各发电企业分配；另一方面垄断了电力的输送、调度、配电、销售权，电力“市场”的买卖双方无法直接交易。电网在整个电力系统中拥有最大的话语权，通过赚取销售电价和上网电价之间的差价，攫取最大的利润，并形成了进一步电改的阻力。管住中间就是要对具有自然垄断属性的输配电网环节加强政府监管、实行政府定价，剥离出电力的交易权和调度权，仅保留输电权。电改后，电网公司将剥离售电系统，不再赚取差价，而改为收取“过网费”，并确保电网公平开放、市场公平交易。


　　所谓两头，指的是处于电力产业两头的发电侧和售电侧。发电侧最关心的发电计划和上网电价，在新电改前都是由电网公司确定的，而新电改后，发电计划和上网电价都由市场决定，因此发电企业需要遵循市场规律来制定投资和生产经营策略，并不断提高市场竞争力，加快发电环节节能减排改造，淘汰落后产能，提升运行效率。售电侧包括售电公司和用电大户(如工商企业)，新电改前售电权为电网公司垄断，用户没有选择权，新电改后，用电大户既可以从电厂直接购电，也可以和用电散户一样向售电公司购电。用电散户将可以自由选择售电公司，售电公司也可以向不同电厂购电。放开两头就是要在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，放开用户选择权，形成多买多卖的市场格局。只有市场主体真正形成并达到一定数量，交易市场规则完善，政府监管充分到位，才能建立起真正的“电力市场”，由市场形成电价和发用电量，发挥市场配置资源的决定性作用。

　　我们可以将本次新电改的主要内容概括为四大重点：输配电价核算、电力交易市场建设、配售电环节放开和发用电计划放开。


　　输配电价核算旨在削弱电网公司的垄断地位，理清输电配电成本，加强监管，为电力市场提供公平的交易环境，是后续改革推进的基础和技术准备。

　　电力交易市场建设旨在建立一个独立的交易中心，制定公平、健全、规范、有效率的电力交易规则，吸引多家发电企业和售电公司进行电力期货和电力交易，以期形成市场化的电价和发用电量，是新电改的关键环节。

　　配售电环节放开旨在打破目前输配售一体化格局，在售电侧引入竞争，使用电户和发电企业拥有多种选择，形成多买多卖的市场格局，从而理顺电价形成机制，并增加配电网、需求侧管理、能效管理以及分布式能源的供给，是新电改的重要手段。

　　发电计划放开旨在破除计划模式下的电力生产管理对市场发挥资源优化配置的制约，以期形成正确的价格信号，并体现不同时段和不同区域的电力供求状况，充分引导电源优化建设布局以及用户资源投入，是新电改的核心。


　新电改思路明确：明主次，分轻重，有缓急

　　电力体制改革是关系国家能源安全战略和经济社会可持续发展的全局性、方向性、战略性问题。在电改背景已经发生巨大变化的情况下，本轮改革为何能够取得成功？我们认为，虽然改革的进程无法一帆风顺，但新电改值得期待，因为本轮电改抓住了电力系统问题的核心，同时明主次，分轻重，有缓急。
     明主次
　　新电改9号文一出，许多人发现未能延续2002年电改“输配分离”的目标，因此只是“小打小闹”。然而，本轮改革实际上并非2002年电改的延续，核心理念并非在发电企业中引入竞争、打破垄断、增加供给，因此电力企业的拆分重组也不是本轮电改的核心。

　　新电改的核心是新型电力治理体系管理框架的顶层设计，以理顺电价形成机制为主线，推动电力交易体制改革、建立相对独立的电力交易机构、放开发用电计划和配售电环节、发展分布式能源……是全电力产业链的“链式改革”。

　　与之相比，“拆分输配电网”显然处于次要地位，拆分输配电网的必要性也已经降低，这是因为：①输电/配电没有绝对的、稳定的界面，没有公认的输配划分原则进行拆分；②输配分开不符合未来智能网络发展的潮流；③随着直购电改革的推进，多买多卖格局正初步形成，输配分离初衷即将实现；④输配电网具有自然垄断性质，拆分不符合经济性，且改革阻力大。因此与其拆分电网，不如将输电权、调度权和交易权中的后两项剥离拆分，并加强对输电的监管。


　　分轻重

　　2002年电改，改革的重点和突破点在电力的供给侧，通过厂网分开，引入竞争，快速扩大电力供给规模，满足了中国迅速增加的电力需求。经过了十几年的发展，电力供给市场已经十分成熟了，但需求侧并未形成市场化机制。因此，本轮电改将统筹兼顾电力供、需两侧改革，而电力需求侧的改革将成为本轮电改的着力点和突破点。

　　事实上，本轮电改正是以2014年大用户直购电深化试点为起点，新电改进入破题阶段，随后输配电价改革和售电侧改革试点范围逐步扩大，后者成为了本轮电改的亮点。

　　有缓急

　　本轮电改一直沿着改革阻力最小的方向快速推进，呈现出南方电网比国家电网推进快，售电侧改革试点、综合电改试点比输配电价改革推进快，有急有缓的特点。中央改革办7月督查电改进展以来，电改推进速度明显加快，呈现京津冀核心突破、电改焦点从南网转向国网、全国试点范围扩散的特点。

　　电力交易中心成立：截止目前，全国已有33个电力交易中心挂牌成立。其中，北京、广州电力交易中心为为国家级跨区域级电力交易中心，其余均为省级(包含直辖市、自治区)交易中心。其中南网公司控股的电力交易中心有5个，分别为贵州、广州、广东、广西、昆明电力交易中心，除了广东电力交易中心为全资子公司外，其余均为控股子公司；国网公司控股的电力交易中心有28个，分别为北京、新疆、青海、宁夏、天津、吉林、江苏、内蒙古东部、黑龙江、山东、河北、河南、甘肃、安徽、陕西、四川、上海、福建、西藏、辽宁、江西、湖南、首都、冀北、浙江、湖北、山西、重庆电力交易中心，除山西、重庆、湖北外均为全资子公司。目前，全国仅剩海南尚未成立省级电力交易中心。


　　售电侧改革试点和综合电改试点：截止今年8月底，有广东、重庆、新疆生产建设兵团三地开展了售电侧改革试点，云南、山西、贵州、广西四个省份开展了电力体制改革综合试点。其中，广东省售电侧改革试点推进最快，在全国电改中具有风向标意义。8月广东电力直接交易成交电量已达35.5亿千瓦时，其中售电商交易电量达26.9亿kwh，占总成交电量的75.8%。9月6-7日，发改委在两日内接连批复了13个省、市、自治区的电改试点方案，其中北京、湖北、四川、辽宁、陕西、安徽、河南、新疆、山东获准开展电力体制改革综合试点，福建和黑龙江获准开展售电侧改革试点，甘肃和海南获准开展电力体制改革试点。

　　输配电价改革：输配电价改革旨在理清电网公司输配电价成本，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价，是新电改的基础和难点。输配电价改革2014年在深圳破冰，2015年在蒙西起步，后又扩围到安徽、湖北、宁夏、云南、贵州，降低输配电费用80亿元。2016年输配电价改革试点继续推广，包括北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网和华北区域电网进入输配电价改革试点，试点范围已扩大至全国18个省级电网。目前，12个省级电网和一个区域电网正在进行输配电价交叉成本监审，预计8月底前可以完成实地审核，年底之前这些地区的输配电价将正式公布。这方面减掉的不相关的资产和不合理的费用，将全部用于降低终端的销售电价。


　　电改风向标——广东售电侧改革

　　基本情况

　　广东省于2006年正式启动直购电。2013-2015年，全省直购电规模分别为23.87/150/ 227亿千瓦时，占全省统调电量的比例提升到4.5%。2015年11月，广东正式被发改委列为两大售电侧改革试点之一。广东的售电侧改革推进最快，目前已经完成6次集中撮合交易，成交电量达119.8亿千瓦时，堪称售电侧改革风向标。

　　广东近期开展的电力撮合交易与以往的电力交易主要区别有以下两点：

　　全国首次允许第三方售电商进入市场交易。目前广东省第一批共批准了共13家售电商，其中国有发电企业下属子公司共7家、民营企业4家、工业园区管委会下设企业1家，另外还有一家是国有发电企业及工业园区管委会合资设立；7月5日，第二批54家企业进入售电公司目录；8月12日第三批50家企业进入售电公司目录，广东省售电公司数量增至117家。

　　2016年直购电规模进一步扩大为420亿千瓦时，其中280亿千瓦时通过双边协商的年度长协形式确定；140亿千瓦时通过月度撮合竞价模式确定(3-12月).

　　随着我国经济进入新常态，传统耗电量大的行业许多都陷入困境，经济转型导致电力的需求增长放缓；

　　除以上两点外，广东目前交易中的电网的通道费仍沿用0.179元/千瓦时；输配电价的成本核算仍未完成。



　　交易规则

　　三段报价：用户和发电企业报价最多可分成三段报价，各段电量总和不能超过允许申报上限。这种机制是为了降低用户和发电企业不中标风险。

　　报价差：在每段报价中，供方(电厂)和需方(售电商及工商业用户)直接报价差，即相比于现行电价目录变化的幅度。(例：比如某用户原来的电价为0.8元/kwh，现需要购买0.7元/kwh 的电，直接报-0.1/kwh).

　　价差对：用供方申报的价差减去需方申报的价差，形成价差对，并将价差对从小到大排列。(例：A个电厂和B个用户报价，一共形成A*B个价差对。其中电厂报价越低，用户报价越高的配对排列越靠前。)价差对为正时不能成交。

　　交易撮合：按照价差排列顺序依次成交，直到计划交易电量全部成交(价差相同时，按申报电量比例进行分配).

　　价差电费返还和成交价格：全部成交后，进行电费清算及返还。由于供方最后成交的总电费下降幅度会大于需方的总下降幅度，交易中心会将这个差额进行返还并形成成交价格。3-5月时返还系数β定为25%，即25%返还给用户，75%返还给电厂，这导致售电企业为抢占售电份额增加成交概率，均报出接近地板价的价格。6月以后返还系数定为50%，用户和电厂平分返还差额。

　　交易示例

　　假设一个最简单的市场，一共有两个发电厂(A/B)及两个大用户(a/b)进行交易，本次核准交易的电量为100万kwh。以下是四个交易方的报价。


　　以上申报数据可形成4个价差对，按顺序排列如下：


　　按以上顺序进行配对成交：

　　1)B向a售电50万度。交易完成后，B还剩30万度供应余量；a需求全部满足。价差对Aa 自动失效；

　　2)B向b售电余下的30万度。交易完成后，b还剩30万度需求余量；

　　3)A向b售电20万度，全市场100万度交易计划完成。


　　完成上述撮合交易后，相比于以前发改委执行的电价目录，电厂获得的电费一共下降11.8万；用户则节省了1.5万元，之间的差额为10.3万。按照50%的返还比例，其中电厂和用户均能得到5.15万返还。因此，通过本次电力交易，电厂方的6.65万利润转移到了用户身上，顺利实现了电价下降66.5元/千kwh.

　　通过上述测算，我们还可以发现发电厂低价策略的逻辑：电厂B通过报低价不但拿到了b用户的订单，还以Ab相同的价格拿到了Ba的订单，抢占了发电份额，于此同时A厂仅得到20%的订单。在6月之前，电厂可得到75%的价差返还时，电厂通过报地板价抢占份额的做法十分流行。

　　交易情况

　　截止目前，广东一共进行了6个月份的撮合交易，共成交电量119.8亿kwh，呈现稳步上升的趋势。其中，8月成交电量35.5亿kwh，共有38家电厂和145家用户参与交易(122家最终成交)。其中两批67家售电公司中有35家参与交易，31家最终成交，售电商交易电量达26.9亿kwh，占总成交电量的75.8%。


　　从广东历次的集中交易情况中，我们可以获得以下启发：

　　电力供应严重过剩的背景下，发电方为保证利用小时数愿意以极低的价格报价。这在发电方可获得75%价差返还的3-5月表现的尤为明显。交易所因此在6月修改了规则，将返还系数调整为50%。随后三个月，发电方的报价策略大幅改变，报价上升明显。

　　在3-5月，售电商可以获得每度电超过1毛2以上的让渡利润，但在上半年交易市场刚开放的初期，用户对于电价可下降的幅度没有足够预期，前期签订的代理协议中普遍只要求每度电下降2-3分。因此“第一个吃螃蟹的”13家售电商利用“预期时间差”获得了短期的“暴利”。

　　继首批13家售电公司获批后，又有54家公司取得售电资格，由于取得售电资格门槛不高，管理也类似注册制，可以预测未来还会有更多公司进入，售电侧博弈将持续加码；另一方面发电侧报价策略已经发生巨变，不再使用“地板价”抢占份额。6月以来平均成交价差持续上升，售电商面临上下游两头的利润挤压，利润空间收窄明显。

　　未来随着售电公司竞争的持续加剧，和下游用户对电改红利的预期更加充分，售电商与下游用户间的“兜底协议”占比将显著下降，分成、“兜底+分成”模式正逐渐成为主流。售电商获得的电厂让渡利润大部分会分享给被代理的中小工商业用户。

　　长期来看，未来代理售电市场的大部分企业会面对较薄的盈利能力(这也是海外售电市场经验，最终大量售电商被兼并)，未来具备竞争力的售电商盈利模式为： 1)以增进用户服务为核心价值观，通过运维、工程、用电监测及节能改造等差异化能源服务盈利，不断增加用户粘性；2)具备专业化电力市场从业团队，对电力市场运营及电力供求形势掌握精确；3)深耕智能用电服务与大数据售电报价策略，拥有具备互联网和能源交叉思维技术团队。

　　投资逻辑与相关公司

　　产业链共享电改红利

　　新电改通过理顺电力价格机制形成机制和放开发用电计划，使得电力市场更公平、更有效率、更符合“能源革命”的节能环保要求、更适应未来智能电网和分布式发电的行业方向。除了这些隐形的改革红利外，输配电价核准带来的电价下调和直购电规模扩大带来的市场空间是最直接的改革红利。

　　2014年我国用电量为5.6万亿千瓦时，预计2017年用电量将达6万亿千瓦时，且到2017年输配电价核算将推广至全国，假设每度电因此将获得1分的降价空间，那么全产业链将获得600亿的改革红利。

　　直购电方面，根据《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》中推测出的2017年至少将放开20%煤电发电量参与电力市场交易，以及《京津唐电网电力用户和发电企业直接交易暂行规则》要求的力争到2016年底电力直接交易规模达到全社会用电量的20%，我们估计未来三年全国发电量放开并进行直购电交易的比例将大概率攀升至10%/20%/50%。假设每度电能为售电商和用户带来5分钱的盈利空间，那么2017年售电商的市场空间和用户的用电费用下降将达300亿。这部分改革红利未来随着直购电交易的扩大，还将继续增长，三年后有望达到1500亿元。这部分改革成本将由高成本发电厂商支付，这也会逼迫这些厂商提高效率，适应市场化的环境。

　　短期获益：售电公司和低成本发电公司

　　售电公司：售电公司在售电侧改革初期利用“时间差”可获得每度电超过1毛的暴利，叠加售电公司轻资产的属性，短期获益最多。未来随着售电公司纷纷开始跑马圈地以及售电商竞争加剧，售电公司的售电业务将步入微利时代，将主要依赖配电网和增值服务增加用户黏性，利用报价策略和增值服务增加利润。相关公司：穗恒运A等。

　　低成本发电公司：低成本发电企业有望受益于电力交易的市场化，特别是水电技术成熟，又是目前最具竞争力的清洁能源，在电价市场化的过程中将明显受益。目前，我国水电上网平均电价为0.301元/千瓦时，是各能源发电电价水平最低的，较燃煤电厂平均上网电价低0.1元/千瓦时。未来水电上网价有望与火电上网价“同网同质同价”，水电竞价上网优势明显，电价水平提升空间巨大。此外，随着发用电计划的放开和跨省电力交易的增加，水电大省的弃水现状将得到明显缓解。据保守估计，仅2013年，云南就弃掉水电120亿度，四川弃掉水电100亿度。电力市场化后，这些浪费掉的电力资源，将有望通过跨省交易输送到其他缺电省份，取代其高成本的电力。相关公司：桂冠电力、川投能源等。

　　中长期获益：电力服务、分布式电源、智能电网

　　电力能源管理服务：电改九号文明确提出要“鼓励售电主体创新服务，向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务”，随着售电公司的竞争加剧，售电利润下滑，电力增值服务将是其提高用户黏性、转变盈利模式的重要方向，长期利好电力服务产业。相关公司：炬华科技、中恒电气等。

　　分布式电源与储能制造商：电改九号文明确提出要积极发展分布式电源，采用“自发自用、余量上网、电网调节”的模式运营。并且全面放开用户侧分布式电源市场，鼓励投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统，并参与电力交易。鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以“合同能源管理”模式建设分布式电源。政策的推动、电网垄断的打破和参与电力交易市场的利益驱动将提高对分布式电源的需求，分布式电源制造商迎来利好。相关公司：阳光电源、科陆电子等。

　　智能电网：2012年后，电力系统中可再生能源并网的比例越来越大，使发电侧和用电侧具有双侧随机性，随着新能源和分布式发电的继续发展，这种双侧随机性将更加明显。为了实现清洁能源的开发、输送和消纳，适应分布式发电、储能技术和电动汽车的快速发展，电网必须提高其灵活性和兼容性，智能电网有望在售电公司主导下迎来快速发展。相关公司：恒华科技、许继电器、国电南瑞等。

　　风险提示

　　1。市场系统性风险

股海如潮

谢谢楼主分享

MC502

谢谢分享。

jincuoduo

谢谢楼主分享

jun0feng

谢谢楼主分享

risk

感谢楼主分享！辛苦了！

risk

感谢无私分享！