11月12日国家发改委预告输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建和规范运行、有序放开发用电计划、售电侧改革以及加强和规范燃煤自备电厂监督管理等6大电改配套文件已处于报批阶段,将尽快印发。6大配套文件将于近期出台,则标志着事关电改走向的核心配套方案即将靴子落地。在电改总纲领及配套文件的指引之下,后续地方电改试点及政策有望加速推动。
新电改是国家今年改革中的重要攻坚内容,也是能源价格机制改革的一部分。今年3月份颁布的9号文作为新电改的纲领性文件,确立了新一轮电改的总体思路在于理顺电价形成机制,打破原有电网集团的体制垄断,引入市场竞争机制。相比较上一轮2002年电改对于“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的电改中长期规划的总体方向,厂网分离和主辅分离两项任务基本完成,但输配分开和竞价上网尚无实质性进展。在此情况下,本轮新电改选择性地继承了原有的思路,对于具有自然垄断性的输配电环节保留政府定价,放开除输配环节以外的竞争性电价。简而言之,即是采用“管住中间,放开两端”的竞价模式:除了对中间电网公司加强监管,确保电网公平开放、市场公平交易,更重要的是将降低过去两大电网集团对于电价两头的垄断性,对于上下游市场将有序放开,增加竞争。此次6大配套文件,如输配电价改革、推进售电侧改革等,均为电改核心配套文件,对于放开发售电两侧的市场竞争,引入民营资本参与电力定价机制,输通电力体制价格传导,改变目前电价由审批决定的局面起到指导作用。综合而言,新电改对电力行业上下游均带来体制性影响,为电力的发售两端释放巨大的改革红利。
在发电市场侧,电改旨在有序放开发电计划,改变电网公司一口定价的模式。即发电商与以竞价模式获取上网电量,“以价换量”。对于整体用电需求持续放缓,电力供给相对过剩的上游市场来说,市场化改革使得电力企业竞争加剧,电力销售价格将呈下降趋势。相对于火电发电成本,水电平均每度电低0.1元,引入多买多卖的市场化竞价机制下,具有成本优势的水电企业将迎来度电售价以及运营效率的双重提升。不考虑发电小时数增加,保守估计若水电度电售价提升0.01元,水电企业每年可迎来百亿增长空间,同时水电利润增幅将提升15%以上。
在售电市场侧,电改使得配售分离,是本轮电力体制改革政策红利最大的地方,它将改变电网公司在售电端一网独大的现象,打开售电市场巨大的空间。特别是为加强配网建设、提高分布式发电和用户侧储能系统建设、优化电网盈利端业务结构,同时提升电网智能化,服务能源互联网提供了可靠平台。从盈利模式上来看分为两种,进入售电侧的公司既可以赚取电力资源的购销差价,同时也可以提供增值服务。目前来看由于用户资源和粘性,售电主体主要仍将以电网公司和发电企业组建的售电商占主导,将以购销差价为主要盈利模式。政策放开将有助于提高这类企业经营能力,获得配售电牌照的相关电力企业将率先受益。而其它通过分布式电源发展能源互联网的平台企业,特别是切入售电侧提供增值服务的电力设备公司等第三方售电商,由于新增配网需求及用户直购电模式的发展,未来将长期受益于能源服务领域的布局。
就电改涉及发售两端利益方,三类标的值得重点关注,一类是受益于发电端开放,重点区域内地方性水电企业和电网公司,建议重点关注云南、贵州、广西等输配电首批试点省份主要水电企业,如文山电力(停牌)、黔源电力和桂冠电力。第二类是放开售电端之后,有望率先获得售电牌照的地方发电企业或地方电网公司,建议重点关注输配电改革试点区域的内蒙华电、皖能电力,以及第三类积极布局售电业务尤其是向用户侧能源互联网平台转型,提供售电增值服务的电力设备企业如中恒电气、北京科锐、四方股份。
