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1、广州广证恒生证券研究所有限公司“电改”张弓搭箭，“红利”一触即发姚 玮首席分析师2014年12月电力改革前世今生电力改革前世今生电改之路何去何从？电改之路何去何从？新电改投资机会何在新电改投资机会何在重点公司推荐重点公司推荐电力改革前世今生电力改革前世今生第一部分1.1 电力改革历史背景及沿革1985年之前计划经济电力体制，政企合一国家独家垄断经营阶段。突出矛盾是体制性问题造成电力供应严重短缺电改启动1985年还本付息电价阶段，多种电价并存的制度，对集资兴建的电厂实行还本付息电价。这种定价机制按个别成本定价，把建设投资的全部成本计入电厂成本，最终全部转嫁给消费者。1985年-1997年为了解决
2、电力供应严重短缺的问题，实行发电市场的部分开放，鼓励多家办电和多渠道集资办电。这一时期的突出矛盾是存在着政企合一和垂直一体化垄断两大问题。1997年至2000年以解决“政企合一”问题作为改革的重点，成立了国家电力公司，同时将政府的行业管理职能移交到经济综合部门。这一时期的突出矛盾演变成垂直一体化垄断的问题。2002年电力体制改革方案(“5号文”)，四个核心要素是：厂网分离、主辅分离、输配分离、竞价上网。随后原国家电力公司拆分五大集团四大辅业两大电网,电网垄断输配售成为新的问题2003年电价改革方案，电价划分为上网电价、输配电价、销售电价，实行了两部制电价，然而2003年以来连续三年电荒，加上煤
3、炭价格的迅速上涨，“厂网分开、竞价上网”模式失效2014年关于深圳市开展输配电价改革试点的通知，形成独立核算的输配电价，将逐步取消深圳市不同电压等级、不同用户销售电价之间的交叉补贴新一轮电改2015年？1.2 我国电力体制存在问题 上一轮电改的遗留问题十年来，电力改革实现了行业结构重组、建立了电力监管体系、调整了电价形成机制和水平、探索了电力市场建设，电力工业实现了快速发展。同时，也出现有效的市场机制尚未建立、电力统一规划缺失、电价机制改革滞后、跨区跨省电力资源配置受到制约等问题，需要在未来深化改革过程中加以解决电网公司取代原国家电力公司形成超级垄断：一是独掌行业公共权力，既当裁判员负责输配调
4、度，又当运动员负责电力销售；二是垄断输配售环节全国范围的业务规模，已达到“规模经济”的上限；三是独掌电网设备业务链条，既是主要供应商，又是独家采购商，即是独家设备批发商，又是龙头零售商“厂网分离、主辅分离、输配分离、竞价上网”只实现前二，五大集团四大辅业两大电网相继成立，大垄断拆分成小垄断，市场化竞价仍然遥遥无期神华集团神华集团中煤集团中煤集团地方煤企地方煤企五大集团五大集团其他其他央企央企地方电企地方电企工商业用户工商业用户居民用户居民用户其他用户其他用户垄断：输配售+供应采购+批发零售上网电价销售电价输配电价供给需求1.2 我国电力体制存在问题 电价体系不合理我国目前电价形成主要是政府部门
5、核定，上网电价和销售电价均不能及时调整到位，电价水平及上下游产品比价关系被人为扭曲，价格的调节功能受限，需要改革实现市场化。我国用电终端电价水平发展不均衡，形成交叉补贴：工业用户电价高（电价成本敏感，电压等级与负荷率高，用电量大，电价成本降低的效应明显），居民电价低（供电环节末端，电压等级与负荷率最低，供电成本较高，用电量较少，对电价成本不太敏感，电力浪费较为严重）我国目前与发达国家电价体系反差较大，与发达国家相比，我国居民电价处于最低水平，而工业电价却处于较高水平。0.000.200.400.600.801.002007200820092010大工业用电平均销售电价居民生活用电平均销售电价农
6、业生产用电平均销售电价商业用电平均销售电价00.050.10.150.20.25日本西班牙英国法国美国加拿大中国00.020.040.060.080.10.120.140.160.18日本英国法国西班牙中国加拿大2010年居民电价($/kwh)国际对比2010年工业电价($/kwh)国际对比我国的交叉补贴不利于电价水平均衡发展1.2 我国电力体制存在问题02,0004,0006,0002007200820092010201120122013发电设备平均利用小时:内蒙发电设备平均利用小时:广东发电设备平均利用小时:河北发电设备平均利用小时:辽宁发电设备平均利用小时:黑龙江01,0002,0003
7、,0004,0005,0006,0007,0002007200820092010201120122013发电设备平均利用小时:山西发电设备平均利用小时:湖北发电设备平均利用小时:辽宁发电设备平均利用小时:内蒙01000200030004000200220032004200520062007200820092010201120122013内蒙古发电量(亿千瓦时)内蒙古用电量(亿千瓦时)辽宁用电量(亿千瓦时)辽宁发电量(亿千瓦时)供需双方很难直接交易，非试点地区的普通工业用户都不能与电力供给方直接交易，造成大量电能资源未能得到充分利用，电网输配能力过剩 我国电力供需失衡，电力资源区域调剂余缺较差,
8、电能闲置，跨区输电通道不畅，区域间调剂余缺能力较差，东北、内蒙电力富余，而发电设备平均利用小时却低于缺电的华北和广东地区 输配电网投资建设逐年增加，但是输配效率较低。如山西至湖北100万伏交流特高压试验示范工程与内蒙至辽宁的500千伏直流工程(山西与湖北电力需求均高于供给，没有多余的电可供外送，内蒙与东北电力供大于求，发电机组年利用小时数逐年降低)电力体制供需失衡内蒙和辽宁地区电能供过于求东北、内蒙电力富余，利用效率却低于华北和广东部分特高压输配通道效率较低1.2 我国电力体制存在问题 新能源消纳问题区域1月弃风率2月弃风率3月弃风率201320142013201420132014吉林41.2
9、0%58.30%60.90%56.70%41%23.70%辽宁20.90%40.60%45.10%50.40%24%20.10%黑龙江17.20%28.80%19.90%31.70%19.70%15.50%蒙西31.20%30.50%53.30%20.20%30.80%16.60%蒙东16.10%21.10%28.10%24.30%27.30%13.40%重点地区“弃风”情况重点地区光伏电站利用小时数2013年月均利用小时数2014年月均利用小时数同比内蒙古13915612.23%江苏12485-31.45%甘肃11394-16.81%宁夏137132-3.65%青海163141-13.50%
10、新疆152 147-11.18%新能源丰富地区并网消纳问题严峻。东三省“弃风”严重，其中，吉林省“弃风”率居全国之首，“弃风”率近 50%；甘肃、江苏等地“弃光”严重，个别电站弃电量达40%新能源装机容量发展较快，2013年我国光伏新增装机容量达11.3GW，占全球年装机量的30.5%，风电累计装机容量 91.4GW，同比增长 21.4%，居世界第一。0%100%200%300%400%500%050001000015000200002006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013新增（MW）累计（MW）新增同比增长率累计同比增长率中国历年光伏装机容量-50%0%
11、50%100%150%200%020000400006000080000100000新增（MW）累计（MW）新增同比增长率累计同比增长率中国历年风电装机容量1.3 电改真正要实现的目的 电网企业拥有独家买卖电的特权，加之所有电价均由政府管制，使电力市场中两个最重要的主体，即发电企业(生产者)和电力用户(消费者)被制度性“隔离”发电市场的供给、成本变动和价格信号不能及时传导到用户，用户的需求信息也不能直接反馈给发电企业，市场机制发挥不了作用，上网电价和销售电价均不能及时调整到位，电价水平及上下游产品比价关系被人为扭曲电网垄断发电企业电力用户信息传导供需调节电改真正目的是通过打破垄断、实现市场化电
12、价和供需调节机制，从而形成节能环保、安全可靠、优化配置的电力体系电力体制目前最突出的矛盾 2002年我国刚刚加入WTO，投资与进出口稳中有升，且电力行业盈利状况整体保持平稳，故02年推出电力改革的环境较为宽松，不会对当时经济与电力行业产生较大震动。当前时点与02年类似，投资与进出口保持稳定，电力行业发展整体环境较好，且近年来煤炭价格下跌使得电力行业盈利状况较为宽松，此时切入电力改革对电力行业产生震动相对较小。在新常态经济结构转型以及十八大以来各垄断行业掀起的改革浪潮背景下，新一轮电改处在较好的政治环境和政策环境中。-150%-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%电
13、力生产行业利润总额累计增速02与14年电力行业盈利状况均保持稳定1.4 新一轮电改正当其时英国电力改革遵循完全市场化路径英国电改后电价降幅明显NETA（双边合同交易）模式020406080100120140零售物价指数（电）1.5 国外电改及其经验借鉴 英国电改在发、输、配和售四个环节打破垂直一体化的垄断局面，引入私有化和竞争。历经POOL模式（发电商在上游向电力库集合竞价，供电、批发、零售商在下游向电力库集合竞价）NETA模式（以双边合同为主的新电力交易机制完全取代了集中交易）BETTA模式（NETA模式成功经验向全国推广）。通过“厂网分开、输配分离”促进了发电和供售电领域的竞争，合理控制自
14、然垄断的输电行业的利润率，电力零售价格有了较大降幅。日本电力改革遵循非完全市场化路径日本电改放开两端，保留原垂直一体化体制日本电改后电价降幅明显808590951001051995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010日本电力价格指数 日本电力改革采取“放开两头、管住中间”的方法，在发电侧引入独立发电商，并逐步实行售电侧放开（50kW以上且供电电压6kV以上的用户自由选择供电商）。以量化分析辅助改革决策，在维持九大电力公司垂直一体化体制的基础上，设输配电中立监管机构。2005年，东京电力公司的电价水平比1996年
15、下降了27%；高压用户过网送电费比2000年下降了23.2%，中压用户则下降了13%。1999年，日本工业电价为美国的3.7倍，英国的2.22倍，德国的2.5倍，意大利的1.66倍，韩国的3.12倍。而在2003年，日本工业电价仅为意大利的0.83倍。1.5 国外电改及其经验借鉴美国电力改革探索最优交易制度多样化交易促进电力市场平衡PJM模式 美国电力体制逐渐形成最有代表性的三种模式：加州电力市场结构、德州电力市场结构、PJM电力市场结构（期货市场（中长期）、日前市场、实时市场和零售市场。PJM模式一直保持稳定良好的运作，被公认为联营市场成功的典范。其成功因素主要在于市场提供了灵活的交易机制和
16、多样化的交易种类，为市场成员提供了充分的选择权和防范风险的手段。1.5 国外电改及其经验借鉴电改之路何去何从电改之路何去何从第二部分2.1 目前国内电改的争议点 争议一：输配要不要分开?按照2002年电改方案，输配分离即电网仅保留输电功能，同时配电端引入市场化竞争。时至今日输配分离仍难成行，我们认为原因主要有：输配垄断效率更高，不应也不会改变目前低成本高效率的输配运转。自然垄断背后的行政垄断权力，才是改革的主要矛盾。输配加深：特高压工程形成紧密的电力输配网，输配一体加深，实践操作难度大。财务核算与改革阻力输配一体化模式与输配分开模式相比，在电网发展、电网安全可靠运行、服务均等化、可再生能源发展
17、、促进公平竞争等方面具有明显的优势，是现阶段符合国情的最优选择，有助于输配电网融合发展，符合智能电网发展潮流。024681012141618202013-012013-022013-032013-042013-052013-062013-072013-082013-092013-102013-112013-122014-012014-022014-032014-042014-052014-062014-072014-082014-092014-10华北华中长南一线特高压跨区域送电量(万kwh)0%5%10%15%20%25%05001000150020002500200820092010201
18、120122013全国跨区域送电量累计值（亿kwh）跨区域送电总量较大削弱区域独立性特高压送电使区域电网联系紧密2.1 目前国内电改的争议点 争议二：调度要不要独立?电力调度独立不涉及电网组织架构的物理性分离，是长远必须推进的改革举措，但现阶段并不适合，我们认为原因主要有：电力市场刚刚起步，电网之外无权威的运作体系，调度独立会造成电力运行混乱。调度独立后，电网缺乏激励机制，会加剧改革阻力和难度。发电发电国家电网输配输配售电售电发电发电国家电网输配输配售电售电调度调度调度调度调度调度调度调度调度调度2.1 目前国内电改的争议点 争议三：配售要不要分开?所有电力改革先行国家均不约而同地选择配售分开
19、的模式 从深圳试点方案来看，售电放开、输配一体已成定局，未来或将发展为渐进式调度分离的“硬件工程”与渐进式制度调整的“软件工程”相结合的模式代表国家模式简介美国、加拿大、澳大利亚、阿根廷独立系统运行商调度机构与交易机构合一并独立于输电公司欧洲大多数国家输电系统运营商模式(TSO)调度系统与输电公司为同一个机构，而电力市场交易由独立的交易机构负责巴西、俄罗斯调度机构、交易机构、输电公司各自独立的模式发电发电国家电网输配输配电电售电售电发电发电国家电网输配输配售电售电竞价交易、售电牌照、绿色证书交易、金融电能交易等电网只收取过网费市场化调节供给表：各国模式共同点是“配售分开”2.2 新电改路径推演
20、“放开两头，监管中间”、“四放开，一独立”解读：“渐进分调”中的“硬件工程”:交易平台相对独立；“渐进分调”中的“软件工程”: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等制度性调整。总体思路及路径：节能环保电网节能环保电网分布式微电网分布式微电网储能电网储能电网坚强智能电网坚强智能电网农网升级农网升级放开发电端放开发电端放开售电端放开售电端监管输配端监管输配端放开发电计划放开发电计划点对点点对点直购电直购电放开增量配电放开增量配电放开电价放开电价放开售电放开售电独立输配价、民资进入独立输配价、民资进入全国竞价交易市场全国竞价交易市场全用户批发市场全用户批
21、发市场电力衍生品市场电力衍生品市场发电企业供给调节发电企业供给调节形成市场化多买多卖、供需调节的电力体制形成低耗高效的绿色智能电网2.2 新电改路径推演2.2.1 发电端具体操作：发电端放开发电计划主要是与售电端交易市场形成联动，是同一个问题的两个方面(供给与需求)电力金融衍生品市场全用户批发市场直购电全国统一交易平台从大用户到小用户，最终实现全部用户与发电端的直接交易点对面点对点资本市场参与2.2.2 售电端具体操作：直购电全国统一交易平台全用户批发市场电力金融衍生品市场2.2 新电改路径推演直购电 试行十年，政策修补积累经验 直购电存在问题:二点 未来路径大用户直购电试行十年，政策不断予以
22、修补时间单位政策动向2002国务院电力体制改革方案提出开展发电企业向大用户直接供电的试点工作2004.04电监会、发改委电力用户直接向发电企业购电试点的暂行办法，提出了直购电试点工作的指导思想、目的和原则。2005.03吉林试点吉林省电力公司、吉林炭素有限责任公司和吉林龙华热电股份有限公司签署了全国首个直接购电合同，一年期间吉林炭素过网直购电量4.2亿度，节省2000多万元2006.11广东试点广东电网公司、广东国华粤电台山发电有限公司及首批参加试点的台山市化学制药有限公司等6家大用户签订了直购电试点合同，标志着我国大用户直购电试点工作取得了新的进展。2009.10辽宁试点辽宁抚顺铝厂与华能伊
23、敏电厂试行交易，抚顺铝厂最终获得的购电电价比原来便宜了0.09元/千瓦时，抚顺铝厂年耗电约30亿千瓦时，若其全年电量全部实行直购电，则一年可节省成本2.7亿元。2013.03发改委体改司关于2013年深化经济体制改革重点工作的意见，其中明确提出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”2014.05国家能源局国家能源局发布公告称，取消或下放一批涉及能源领域的行政审批事项，其中包括取消电力用户向发电企业直接购电试点的行政审批，强调权力和责任同步下放，监管同步强化2014.08国家能源局下发当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知，提出电力直接交易实行东中西部差别化准入政策。电力直接交易
24、试点，国家有关部门不再进行行政审批2014.10能源局、工信部关于规范电力用户与发电企业直接交易的通知，明确提出支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并要求纠正各种变相的让利优惠行为，加强监督管理。资料来源：发改委等部委，广证恒生2.2.2 售电端具体操作：直购电全国统一交易平台全用户批发市场电力金融衍生品市场2.2 新电改路径推演2.2.2 售电端具体操作：直购电全国统一交易平台全用户批发市场电力金融衍生品市场全国统一交易平台 与直购电区别:有利于形成市场化电价和电量 区域市场发展为全国统一的交易市场(资源禀赋国情决定的)推进步骤：初级模式(年度和月度交易)-基本模式(放开发电企业)
25、-成熟模式(开放所有用户)双边协商交易模式(直购电)与集中交易平台模式(电力交易平台)区别双边协商交易集中交易平台基本内涵放开用户选择权电力直接交易平台形成的多方竞价交易交易方式自由协商、交易洽谈会协商挂牌交易、撮合交易、竞价交易交易原则大用户优先社会福利最大化为原则撮合匹配价格产生双边自主协商确定申报交易电量和电价，购电成本最小为原则排序，以边际出清价格成交交易电量双边自主协商确定电力用户申报购电量作为交易空间实行范围点对点点对面，可形成全国统一交易市场资料来源：电网技术，广证恒生未知交易对手竞价，有利于形成市场化的成交电价和电量图：集中交易平台模式有利于形成市场化价格2.2 新电改路径推演
26、2.2.2 售电端具体操作：直购电全国统一交易平台全用户批发市场电力金融衍生品市场全用户批发市场 按照从大用户到小用户的顺序逐步放开用户选择权，逐渐实现全部电力用户与发电企业的直接交易，形成市场价格 发展一批专业的售电服务公司，引入专业售电批发市场 推进步骤：初期以电能交易为主，逐步开展输电权交易、绿色证书交易、金融电能交易等。电力金融衍生品市场发达国家大都建立电力金融衍生品市场开市时间交易所市场1996纽约商业交易所(NYMES)加利弗尼亚一俄勒冈边界电力市场(COB)宾夕法尼亚、新泽西和马里兰(PJM)电力市场保罗福德地区电力市场(PV)亚利桑那州电力市场1996芝加哥期货交易所(COBT
27、)美国国内电力市场Commonwealth Edison田纳西峡谷地区1996北欧电力联营体(Nord Pool)斯堪的纳维亚地区1997新西兰期货和期权交易所(NEFOE)新西兰1999阿姆斯特丹电力交易所(APX)荷兰2000英国电力交易所(UKPX)英格兰2000欧洲能源交易所(EEX)/莱比锡电力交易所(LPX)(02年合并)德国2000波兰电力交易所波兰2000国际石油交易所(APX）英国英国模式：NETA模式采用OTC交易，利用物理合同和与金融合同,实践中发挥稳定电价的作用发达国家成熟电力体系均引入电力金融市场电力波动性适合做交易标的，且有利于现货市场化价格的形成2.2 新电改路径
28、推演2.2.3 输配端具体操作：放开两端、监管中间，并不意味着输配端不改革（“独立输配电价”、放开增量配电“）输配端改革的主要目的是形成节能环保、安全可靠、就地消纳、就地储存的坚强智能电网。“节能环保”与“农网改造”齐头，“分布式微电网”与“储能电网”并进。节能环保电网节能环保电网分布式微电网分布式微电网储能电网储能电网坚强智能电网坚强智能电网农网升级农网升级监管输配端监管输配端放开增量配电放开增量配电独立输配价、民资进入独立输配价、民资进入2.2 新电改路径推演节能环保电网改造 新电改核心价值取向应是建立低碳环保、减排节能、安全稳定、资源配置优化的绿色电力体系，在输配通道或交易平台中逐渐淘汰
29、高耗能和高排放企业，将有效激励节能环保改造。电价向低碳环保倾斜：2014年8月26日，发改委印发关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知，全国发电企业标杆上网电价平均每度电下调0.93分钱，对脱硝、除尘排放达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，电网企业自验收合格之日起分别支付脱硝、除尘电价每千瓦时1分钱和0.2分钱。新电改节能预期催化，适逢首轮燃煤电厂脱硫、脱硝环保节能设施关键配件3-5年产品使用寿命将尽，提前进入更换期享受环保补贴。0200004000060000800001000001200002008200920102011201220132014E2015E火电装机容量脱硫机组容量脱硝机组
30、容量脱硫脱硝配套行业潜力巨大2.2 新电改路径推演农网改造 新一轮电改逐渐使居民电价提升，而农网配电建设和电力服务跟不上，会导致农村地区偷电漏电、工业企业搬迁、居民生活水平下降等等一系列社会问题。农网升级改造的配网设备主要有电容器及其配套设备、变压器、整流器、配电开关控制类设备、电力元器件等，主网网架薄弱，主变容量不足，互联互带能力较差，设备老化，供电半径长、线径偏小，线路损耗较大，电压合格率低于92%，配电变压器损耗高，约占农网损耗的6070%。变压器、整流器变压器、整流器和电感器制造和电感器制造电容器及其配电容器及其配套设备套设备配电开关控制配电开关控制类设备类设备电子电力设备电子电力设备
31、/元器件元器件其他输配电及控其他输配电及控制设备制设备输配电及控制设备输配电及控制设备设备合格率低、设备合格率低、漏电短路漏电短路设备陈旧老化、设备陈旧老化、布局不合理布局不合理变压器损耗高变压器损耗高、供电半径长供电半径长、电电流不稳定流不稳定主网网架薄弱、主网网架薄弱、主变容量不足、主变容量不足、互联互带能力差互联互带能力差 农网升级改造是电力改革实现坚强智能电网的基础步骤和必由之路节能环保电网节能环保电网分布式微电网分布式微电网储能电网储能电网坚强智能电网坚强智能电网农网升级农网升级2.2 新电改路径推演分布式微电网 14年以来能源政策密集出台，新电改将采取措施改革电力体制以保证政策落地
32、。分布式+微电网模式以其良好属性将成为能源政策落地工具的“不二人选”。该模式目前在我国应用状况良好。广东珠海东澳岛太阳能电站是中国首个兆瓦级分布式太阳能发电智能微电网系统，运营三年至今，在政府取消补贴的情况下，居民用电价格大幅降低，电站年利润突破200万元。属性功能简介微型微电网电压等级一般在10kv以下，系统规模一般在兆瓦级及以下，与终端用户相连，电能就地利用清洁微电网内部分布式电源以清洁能源为主，或是以能源综合利用为目标的发电形式，天然气多联供系统综合利用率一般在70%以上自治微电网内部电力电量能实现基本自平衡，与外部电网的电量交换一般不超过总电量的20%友好微电网对大电网有支撑作用，可以
33、为用户提供优质可靠的电力，能实现并网/离网模式的平滑切换资料来源：中国电力科学研究院，广证恒生时间工程名称电压等级装机容量储能应用系统构成自平衡能力2012北京未来城微电网试点10KV900KW有光伏900KW,锂电池储能300KW/1200kwh强2013浙江南麂岛微电网试点10KV3.13MW有光伏525KW,风电1000KW,锂电池储能1500KW/4500kwh,柴油发电机1600KW，超级电容1000KW较强2013浙江麂西岛微电网试点10KV1.86MW有光伏300KW,风电1560KW,蓄电池储能1000KW/1000kwh,超级电容500KW/15s较弱资料来源：公开资料，广证
34、恒生 新电改“准许收益”将形成电网投资激励，准许收益=可计提收益的有效资产*收益率。2.2 新电改路径推演储能模式 储能政策持续催化：国办11月19日能源发展战略行动计划(2014-2020)，首次将储能作为重点纳入国家层面的战略性规划文件。我国储能技术逐渐成熟，应用范围广泛，行业发展潜力巨大。2013年中国已运行的储能项目装机规模达5.15万千瓦，较2012年增长了39%。全球并网储能规模将从2013年340MW增长至2022年40GW。时间部门政策文件简介2013.03发改委国家重大科技基础设施建设中长期规划针对风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等能量密度低、随机波动等问题，探索预研能
35、量捕获、储能、转换、并网研究设施建设，促进可再生能源规模化高效利用。2014.09能源局关于促进光伏产业健康发展的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，提高电网系统接纳光伏发电的能力2014.12能源局能源发展战略行动计划（2014-2020年）首次将储能作为重点纳入国家层面战略规划文件资料来源：各部委，广证恒生0%50%100%150%200%250%300%01002003004005006007008009001000全球储能项目累计装机量MWYOY分布式发电及微电网,55%风电储能及光伏储能,17%辅助服务领域,9%电力输配领域,12%电动汽车充换储放一体化
36、,2%技术验证,5%全球储能市场发展迅速全球储能技术应用范围广泛第三部分电改投资机会何在电改投资机会何在2014年 深圳试点独立核算输配价、电网盈利模式等输配端的改革试点2015 E-2020 E输配端在全国推广输配电价改革，并铺开一轮节能环保升级、农网改造、分布式与微电网建设等，建设绿色环保安全坚强的智能电网“软件工程”2020 E-2025 E在智能电网“软件工程”上统筹各区域电力市场交易平台，形成全国统一的电力交易市场，发展一批售电公司，培育能源的“阿里巴巴”，逐渐发展开放全用户的电力批发市场2025E电能储存商业化、电能库存零售大发展、引入电力期货/远期/期权交易所，形成衍生品价格和电
37、力现货价格之间的市场化约束机制3.1 新电改的推进节奏“软件工程”与“硬件工程”相结合“渐进分调”中的“软件工程”就是对现行电力交易、购售电资质、电价等进行制度性调整，改变相应的“游戏规则”，为电力“多买多卖”创造政策条件“硬件工程”：电力交易机构从电网分离，电网调度职能仍由电网行使。逐步从直购电向统一的电力交易体系深入。“硬件工程”与“软件工程”相结合的改革办法，由于不需对电网实体结构进行拆分，也回避了电力调度独立可能引发的安全隐患问题，总体看改革震动小、成本低、风险可控、是当前情况下推动电力体制改革重启的捷径选择。节能环保改造、农网配网改造等环节优先受益。低成本、区域火电企业更受益供用端直
38、接交易储能类技术型企业、控股金融券商的电力集团将在此轮改革中进入蓝海市场电力系统完成质的飞跃:软件+硬件工程 成型储能等技术应用成熟3.2 新电改投资机会 电改倒逼火电厂节能环保改造 随着电力体制改革的深入发展及竞价上网的实施，一方面需要努力降低发电各环节的能耗、降低成本；另一方面，新电改核心价值取向是建立低碳环保绿色电力体系，未来电价交易体系中，可能会优先环保达标电厂电量交易。因此，高耗能和高排放类火电企业势必将提前加大力度实施节能环保改造，以应对未来新的市场竞争环境。关注能够提供降低电厂燃煤成本、厂用电率设备和技术的公司：开元仪器（燃料智能管控系统）、首行节能（电站空冷系统）、智光电气（变
39、频改造）等。专注电厂脱硫脱硝环保配套服务的企业，电改明确新的改造标准和环保电价机制后，我们预期这类企业将会有订单的集中放量，如国电清新等。火电厂火电厂节能技节能技术术燃料智燃料智能化管能化管控控电站空电站空冷系统冷系统节能风机、节能风机、节能泵、节能泵、节能电机节能电机风机、泵、风机、泵、电机变频电机变频改造改造高效复高效复合冷凝合冷凝技术技术火电厂主要节能技术3.2 新电改投资机会 输配电价试点改革、直购电向电力交易平台改革的不断推进，将使发电企业与用电客户直接交易的通道将更加顺畅，主要关注两类企业：拥有政府背景、发电量占所在省份或区域用电量比重较高的区域发电龙头公司：浙能电力（区域占比30
40、%）、粤电力A（区域占比15%）等。高效率大型燃煤火电企业未来在市场化竞争电价体系下将凭借其低成本优势显著受益，如上海电力、内蒙华电、国电电力等。大容量火电机组发电成本更低注：燃煤成本约占总发电成本的48%，煤价按12月3日环渤海动力煤510元/吨计算上市公司上市公司发电量（亿千瓦发电量（亿千瓦时）时）所在省份或区域所在省份或区域用电量（亿千瓦用电量（亿千瓦时）时）占比占比浙能电力1039345330.1%粤电力A719483014.9%长源电力177162910.9%内蒙华电20621829.4%湖北能源14516298.9%建投能源24232517.4%天富能源298113.6%豫能控股9
41、028993.1%火电装机容量火电装机容量(MW)单位煤耗单位煤耗(克克/kwh)单位成本单位成本(元元/kwh)10002910.316部分区域发电上市公司3.2 新电改投资机会 配网、用户端方面，新电改放开增量配电业务后，配电设备类民企有望切入配电网建设领域；配电设备企业产品贴近终端用户，切入增量配电网建设具备先天优势：正泰电器、四方股份、北京科锐。另外新能源汽车充换电站建设将受益电改而加速，主要在两个方面：充电站尚未市场化，建设速度缓慢，电改开放增量配网侧后，民营资本有望进入；若新电改顺利推进，充电站的运营成本有望降低，将有效提升充电站的盈利水平；关注在充换电设备招标市场份额较高的许继电
42、气和国电南瑞，以及在直流高压供电领域技术领军的中恒电气。02000400060008000100001200020102015E2020E国网充电站计划建设规模(座)国网计划充电站建设规模较大，民营资本有望进入3.2 新电改投资机会 根据售电端改革路径推演，未来有望率先获得售电准入的公司具备投资机会 借鉴国外经验，一般包括供电公司、发售一体公司、电力和天然气等综合能源服务公司和不拥有发电和电网资产的独立售电公司等。根据我国电改目的推演，售电准入企业应在供给端或需求端贴近发电企业和用户，从而能实现市场化供需的电力体系，因此，有三类企业可能率先获得售电准入：处在发电供给端、有效传递供给方信息、发电
43、高效从而有能力满足电能需求的区域型发电企业。产品贴近终端用户、渠道品牌资源较好、掌握电力用户终端大数据和需求的配电设备企业如正泰电器、四方股份、北京科锐。产品、技术、服务可架接供需桥梁的企业，比如储能技术领先公司、与电力信息化软件型公司、节能服务类公司等。五大集团五大集团其他其他央企央企地方电企地方电企工商业用户工商业用户居民用户居民用户其他用户其他用户上网电价销售电价输配电价供给需求掌握供给端信息的企业架接供需桥梁的企业掌握需求端信息的企业3.2 新电改投资机会 关于售电牌照类公司，有一点值得注意：发电企业准入方面：参照电监市场200920号文件的规定，（1）试点初期暂定为2004年及以后新
44、投产、符合国家基本建设审批并取得发电企业业务许可证，单机容量30万千瓦及以上的省电网统调火电企业。（2）水电机组原则上不参与直接交易。如果水电参与试点，对国家已经批复输配电价且输配电价到位的省份，应按照省内现行水火电的比例、采用全年水火打捆的方式开展直接交易；对国家未核定输配电价或核定输配电价不到位的省份，应分别按到户电价和国家核定的发电企业上网电价之差，确定水、火电企业与电力用户直接交易的输配电价。水电单机容量应在10万千瓦及以上。因此，结合水电装机容量限制以及水电资源增量有限等因素，我们认为水电类发电企业获得售电牌照的时机尚未成熟。五大集团五大集团其他其他央企央企地方电企地方电企工商业用户
45、工商业用户居民用户居民用户其他用户其他用户上网电价销售电价输配电价供给需求掌握供给端信息的企业水电企业第四部分重点公司推荐重点公司推荐4 重点公司推荐 按照新电改的推进节奏，从“软件工程”到“硬件工程”的路径推演。我们重点看好以下公司的投资机会：火电厂节能改造技术领先的智光电气；拥有渠道品牌优势、有望切入配电网建设的低压配电龙头正泰电器；拥有政府背景、发电量占所在省份或区域用电量比重较高的区域发电龙头公司：浙能电力、粤电力A；产品、技术、服务架接供需桥梁，未来受益电力交易平台体系建设的中恒电气。智光电气（002169）投资要点：“产品+服务+资本”节能服务综合平台效益显现，14年业绩继续反转；
46、原产品下游配网需求景气度高，业绩锁定强；.EMC业务累积合同近17亿，智光节能具大项目优势并与南网合资确保项目优质；成立“智光电投”，深入供用电服务领域，拉动新增长点。盈利预测：预计14-16年EPS分别为0.16、0.36、0.5元，对应66、29、21倍PE。风险提示：行业竞争加剧风险，EMC项目、节能新产品拓展不达预期风险。正泰电器（601877）投资要点：低压电器龙头，产品结构不断优化，从中端向高端延伸提升盈利能力；单一产品制造向制造+解决方案服务商转型；内生与外延并举，打造全球一流低压电器解决方案供应商。盈利预测：预计14-16年EPS分别为1.84、2.21、2.64元，对应17、
47、14、12倍PE。风险提示：行业竞争加剧风险，下游需求下滑风险。4 重点公司推荐 粤电力A（000539）投资要点：公司是广东省内最大的发电企业，区域竞争优势突出；燃料成本处于低位，盈利能力持续提升；公司在建机组836万千瓦，15-16年开始相继投产，未来两年增长可期；集团发电资产注入注入可期，未来装机规模有望大幅增长。盈利预测：预计14-15年EPS分别为0.7、0.78元，对应9、8倍PE。风险提示：发电量不达预期风险，毛利率下滑风险。中恒电气（002364）投资要点：增资中恒博瑞注册资本至1亿元，发力电力信息化业务发展，未来有望进一步向电力交易、电力调度软件领域外延；直流充电桩需求空间巨
48、大，公司技术领先有望受益新能源汽车的加速发展；4G行业高景气度将继续拉动公司通信电源业务快速增长。盈利预测：预计14-16年EPS分别为0.53、0.72、0.95元，对应36、27、20倍PE。风险提示：4G投资下滑风险，充电桩建设不达预期风险。浙能电力（600023）投资要点：公司是立足浙江的区域发电龙头，控股装机超20000MW，占浙江统调火电机组的50%；公司600MW以上火电机组占比58%，盈利能力居行业前列；在建项目众多，高效率火电、核电助力公司长期可持续发展。盈利预测：预计14-15年EPS分别为0.65、0.8元，对应9、8倍PE。风险提示：发电量不达预期风险，毛利率下滑风险。