配电网作为连接发电与客户的重要桥梁，具有天然垄断性，新增配电网建设将成为近期最值得关注的投资机会。

追求高密度、低成本、高效率的能源，是人类永恒的梦想。无论是煤、石油、原子能，人类社会的任何一次变迁，无不与能源的高效利用以及升级换代息息相关。对于能源的控制，是超越阶级与时代的话题。然而，由于投资规模、技术变革以及政策调整，在能源系统相关领域的投资颇具挑战。特别是当前时代，一方面能源发展进入富余周期，另一方面新能源等技术蓬勃发展，成本大幅度降低，新能源开始挑战传统能源的市场地位。能源行业投资在资金密集的基础上，兼具技术密集的特点，这种趋势对于投资者提出了更高的要求。

能源子行业竞争力分析

1 光伏成本快速下降，资产减值毁灭价值。2016年1月主流多晶组件价格4.15-4.25元/W，至3月为3.8-3.9元/W，处于稳步下行通道。目前中国光伏上网标杆电价是根据《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(发改价格[2015]3044号)确定的，规定2016年1月1日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，以及2016年以前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于2016年6月30日以前仍未全部投运的，执行2016年上网标杆电价。

受政策影响，2016年6月30日之后，规划和新建的伏电站项目数量大幅减少致使光伏组件等产能大幅过剩。去库存影响下，8月底主流厂商价格已达3.1-3.2元/W区间，预计主流厂家年底将全面达到3元以下。鉴于硅料、组件产能仍在持续扩充，整个行业的降价空间仍然存在。同时由于效能提升已近瓶颈，以大规模生产和低价直供电为代表的产能重复建设即将出现。可以认为，类似电解铝行业的市场竞争格局将逐步在光伏行业开启。同时，由于高效组件产能建设投放周期较短，通常仅需3个月，故组件在产能释放方面不存在限制，或将长期保持50%-70%开工率。

图1：中国光伏行业综合价格指数(SPI)(14.05.30=100)

资料来源:Wind资讯，信达证券研发中心

一方面，以此为背景，预计光伏产业的组件成本，或将在5年内下降至2元/W以下，基于成本预测的2020年新建光伏电站造价或不及2015年平均造价的一半，光伏发电成本将处于到当前火电上网电价以下，分布式光伏平价上网将成为可能。预计2020年，中国城市化率将达55%，届时第三产业及居民生活用电将成为推进电力行业发展的主要需求方。新能源发电成本持续降低，人们节能环保意识持续增强，新能源针对居民和第三产业用户更具亲和力，具备真正开启拥抱全民光伏时代的条件。

图2：光伏组件国内主流厂商平均价格(元/瓦)

资料来源:Wind资讯，信达证券研发中心

另一方面，光伏资产当前处于发电成本高于传统能源的阶段，依赖于补贴生存。当补贴时限不确定、上网额度受限的时候，部分高杠杆的投资者会陷入流动性危机，从而给相关金融机构带来坏帐顾虑，使其对于融资项目的审核更加谨慎。与此同时，即便拥有雄厚资金实力和强现金流的企业，早期若过大规模介入补贴行业的投资，也会面临较大的资金压力。特别在低成本杠杆资金支持力度有限的情况下，出现阶段性的负现金流在所难免。加之新建电站造价的每年快速下降，按相关会计准则，还将会面临每年计提巨额减值的困扰。

2 传统能源主体地位稳固。在能源部门严控火电装机背景下，火电行业需转型升级以适应能源结构新要求，一方面注重燃煤电站大气污染物高效脱除与协同控制，大力 发展除尘、脱硫、脱硝等烟气净化技术，争取实现超低排放;与此同时，进行机组的升级改造，发展高效率高参数的超临界(SC)和超超临界(USC)火电机 组。目前，中国的火电机组脱硫脱硝率均已达到95%以上，随着超超临界机组的大规模替代，火电机组的环保排放、效率和成本都处于世界领先水平，二氧化碳排 放量已经提前于经济周期达到排放顶峰;许多电站已投产运行数年，折旧及财务成本比较低;火电上下游产业链长，对于税收和就业影响较大;基于这些现状，除非 政策性影响，否则在光伏成本大幅度低于火电之前，火电在输电成本和能量密度仍然具备一定的综合优势。伴随着1100KV特高压输电技术的发展和布局，新疆 火电及川云水电，还将进一步影响电力格局。因此，较长时期内，以火电为首的传统发电力量仍将保持市场主导地位，并在未来的能源结构调整中被稳步替代或实现退出。

3 分布式能源是重要补充。鉴于中国自然资源分布严重失衡，能源开采区与消费区距离遥远，长距离输电干网是中国的必然选择。特别是随着城市化进程的不断加强， 能源的去中心化难以实现，但分布式能源是能源体系的必要补充。未来的电网结构，将是骨干网络为基础，各等级分布式微网相对独立存在，并互联互通互备的格局。

4 城市供暖及工业三联供业务存在发展空间。供暖是中国当前北方地区冬季空气污染的主要原因之一。热电联供已经大面积普及，甚至成为一些火电项目建设的主要出 发点，但集中供暖面积的增长伴随城市化进程放缓而逐步减缓。存量地区传统供暖锅炉强制退出，将给热电联产机组必要的冬季出力保证。燃气供暖和电供暖，在财 政补贴困境之下存在一定的投资风险，但特定地区的地热、三联供项目，在不依赖补贴并能拥有正现金流情况下，具备一定的投资价值。北方地区的地热资源开发目 前尚处前期，虽然地热资源在发电方面潜力有限，但仍具备为大规模城市供暖的可能。

5 储能技术百花齐放。中国电改18年历程，分别就厂网分开、主辅分开、输配分离等环节开展大量的工作，但电改的投资主体主要限定于电网本身，而储能行业始终 处于监管之中，发展缓慢。目前全国运行中的储能电站仅有3000余万千瓦，远低于发达国家10%以上的储能电站比例。按同等发达国家水平，中国目前需要 1.5亿千瓦的储能电站，才能达到相对优化的电力供应和保障能力。

图 5：申万储能设备行业指数(点)

资料来源: Wind资讯，信达证券研发中心

新能源大量建成投产，中国目前已经拥有近2亿千瓦以上的风电及光伏电站，这两类电站受自然条件的天然制约，对电网的调峰及调频提高了更严峻的挑战。

特别是调频业务，一方面受大风天气和乌云影响，另一方面又受到以电动车为代表的大功率电气设备迅速发展带来的频率变化，已出现多种事故隐患。然而仅仅依靠加强电网保护是无法解决核心问题的。十三五规划了4000万千瓦的抽蓄电站建设，在一定层面上补充了前期的历史欠账。但抽蓄电站无法满足储能项目分布式及小型化的需求。随着电动车行业的迅猛发展，这一困境正在逐步得以改善。电动车补贴预计将从2017年开始逐渐减少，同时针对骗补的核查力度也日益加强，伴随锂电池产能的迅速释放，锂电池行业或将迎来过剩周期。在此背景下，基于铁锂电池的储能电站，依靠钛酸锂电池的储能调频电站，将获得商用化的机遇。

同时，工业储热技术、储冷技术、飞轮储能技术等逐步大规模应用，一些项目甚至拥有数十年的安全运行经验，只要突破政策的限制，储能行业的大规模发展已成为必然。新能源与储能结合将开启新的市场，从高附加值的城市用户、工业用户做起，通过规模成本的逐步降低，从而彻底改变中国的能源供应结构。

6售电公司实现利益再分配。电改配套政策的逐步出台，售电市场日趋完善。参与交易的市场主体众多，加大了售电公司客户的开发难度。随着用电需求的增长，广东交易价差已逐步缩小。预计随着2017年度售电代理合同的签订，零价差代理将会出现，仅依靠用电服务的售电公司是没有长期发展优势的，售电公司的主营业务也将从电力交易逐步转变为用电服务。只有将发电、输电、售电、服务等软硬资产结合的售电公司，才会长期生存下去，并且成为电改的最终受益者。

企业可进行布局的领域

1由于当前电改各方的博弈，输配电价核定进程缓慢，从而促进了地方政府自行投资建设输配电网的决心。配电网作为连接发电与客户的重要桥梁，具有天然垄断性，新增配电网建设将成为近期最值得关注的投资机会。

2受新能源发电设备和充电桩等大型用电设备的双重冲击，具有调节能力的水电项目及抽水蓄能项目具备提供用电辅助服务的能力，市场价值存在认知偏差。相关项目投资体量大，便于管理，现金流充沛且融资支持力度大，是企业提升资产规模和资产质量的重要途径。

3工业园区及地热富集地区的综合能源开发，拥有入口优势，可以配套参与后续的售电、服务及综合利用，是长期收益的保证。现仅有几个试点省份开展了售电代理工作，全国尚存在海量中小规模客户资源可以开发。结合地方创业者，具备建设售电孵化基地的可能。

4以数据中心、充电桩、激光3D打印为代表的清洁耗能技术，在发电富余周期中是最大的受益者。结合5G网络的建设进程及需求，将分布式发电、微网、售电、储能与之配套，将会有超额收益。

5东部地区新建光伏电站与西部地区存量电站收购相结合，以全补贴周期的电价承诺为着眼点，利用市场低迷周期开展不良资产收购。限定可控的投资总额，依靠补贴确保收益，周期性缓解现金流压力，通过升级改造提升资产价值及回报率。

6能源成本已经成为企业经营中最主要的成本构成，发电、输电、售电、节能等领域的任何一个节点，都存在周期性以及强市场竞争格局，未来单一利润空间较小。将技术解决方案与金融业务结合是加强客户粘性的重要手段。

7针对铁锂电池、钛酸锂电池、飞轮、储热等储能技术，开展广泛的行业追踪和技术储备，并积极参与建设实验项目及示范工程，用实际行动迎接储能行业大爆发。

企业面临的困境及解决方案

传统企业往往在某一个行业具有深厚积淀，但伴随企业规模的成长及社会需求的变化，单一业务已不能满足社会对于优秀企业的需求。企业任何转型都伴随着阵痛，当外行领导内行，也就注定了企业低效投资的格局。为改善这种局面，企业或应开展如下措施：

综上，通过提高事业部的专业素质来确保项目的风控，利用数据的收集与整理，减少对人为因素的依赖。同时减少管理层级，明确奖惩机制，以金融为导向，依托现金流开展业务，实现重资产部分轻量化管理，轻资产部分重点创造效益。利用3-5年的时间成为拥有发电、输配电、售电、储能、耗能、金融一体化协调发展的高效领军企业。