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有媒体报道,《关于电力体制改革若干意见》文件(中发[2015]9号)已经内部下发,距离2002年5号文下发到现在已经历时13载春秋,电力体制改革终于开始重装上阵获得进一步推动。我们对此点评如下:
平安观点:
9号文出台是对原来5号文既定方向的延续,改革力度温和:从整个9号文所提及的电力体制改革的方案来看,基本上还是2002年5号文的延续,其最大的亮点在于积极理顺交易机制、推进价格改革、形成竞争性售电市场,并没有超出5号文制定的改革方向。其间并没有提及输配分开、未详细提及电力交易中心独立、未提及调度独立,我们认为由于电力体制改革的复杂性,从方案的内容来看,管理层还是采取了一种渐进性、试点性的改革思路,避免大刀阔斧改革所带来的不可控。
体制设计是基础,价改是核心:从这次的电力体制改革方案来看,体制设计是基础,即要通过合理的体制设计来推动发电端和电力销售端的市场化交易,而价格改革是其中的核心,即如何核定合理的输配电价以及构建市场化的销售电价。销售电价的市场化运作以及引入社会资本和不同主体参与到其中将改变目前整个电力交易参与方的利益分配和博弈,其中将衍生出大量的投资机会。
在关注五大交易主体的投资机会的同时不要忽略良好运行体制的推进对分布式和跨区输电方面的促进:从文件来看,鼓励五类投资主体参与到电力交易中来,这可能是我们能看到的最为直接的投资机会。但是在关注这五类参与到部分配售电业务的企业的同时,我们还要关注分布式、新能源汽车、跨区输电等细分领域的机会。
电改有望释放巨大政策红利,利益相关方盈利模式变化将带来众多投资机会:我们认为从这次9号文所释放的信号来看,不同利益参与方对利益的重新设定将有望释放巨大的政策红利。建议从如下几个方面筛选投资标的:1)参与到最终的电力交易中的企业。已经推进输配电价格试点的深圳电力企业、内蒙输配电试点的电力企业、节能服务公司、大规模建设分布式能源的公司;2)从文件的制度设定来看,将大幅提升市场参与分布式能源建设的积极性,同时分布式能源建设企业配售一体化运营将是最优商业模式,这些都将带来分布式能源的大规模增加,而其中也会对新能源汽车基础设施的建设带来推动;3)增量配电业务放开、售电业务放开以及未来电网电力通道和公用亊业特征的进一步体现,电网的盈利模式将会发生重大改变,电网的盈利将更多的通过输配电线路的通道费来盈利,这将有望加快国家电网建设跨区输送通道的步伐,并且在我国通过基础投资拉动经济的背景下,特高压的建设有望加快。
由于具体的细则还没有出台以及现有条款中有诸多逻辑混乱之处,因此我们只能简单的从利益博弈和逻辑推断的角度来分析未来电力体制改革投资中可能遇到的困难和机会:由于我们在日常的主题投资的分析中只考虑可能的受益主体,却不思考这种受益实现的可能性,因此售电放开的投资机会可能并没有市场想象的那么美好,不同利益相关方的博弈结果可能会改变我们以前想当然的投资逻辑。
9号文提及有5类企业可以逐步培育为新的售电主体,分别是符合条件的高新产业园区或经济技术开发区;社会资本投资成立售电主体;拥有分布式电源的用户或微网系统的主体;供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司;符合条件的发电企业投资和组建售电主体等。如果考虑到国家电网和南方电网,就是6类企业参与在售电业务中。我们下面将从利益相关方简单博弈的角度来分析可能的困境和投资机会,在分析之前我们觉得有几个问题是需要考虑的:1)这次的电力体制改革方案短期能够从国家电网和南方电网手中释放出多大量的电力交易市场?2)电力交易大规模化推进的时间会有多长?3)这6类主体之间的博弈关系是合作获益最大还是竞争获益最大?对于第一个和第二个问题,我们分析认为,最开始的释放出的电力交易市场规模有限,媒体所宣称的万亿市场、千亿利润目前来看只是一个泡泡。有如下几个理由对我们的判断有相应的支撑:1)调度掌握在国家电网、南方电网手中且输配电价的核算推广到全国或者大部分城市还是一个长期的过程,因此短期内这两家电网还是绝对的电力交易的主体,因此,开始的电力交易市场只能是以部分大用户直供电和深圳、内蒙等已经开始推进输配电价核算的地方的试点为主,这样能参与到其中的企业一定是有限的;2)文件中明确规定了:参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分组成。由于这条没有细则和解释,其中的输配电价到底是根据两家电网公司有效资产产生的成本独立核算的实际的输配电价,还是我们现在每个省份简单核算的没有体现实际成本的输配电价,如果是前者,那则意味着我们第一点提到的最开始的电力交易主体的构建将只可能在深圳、内蒙等已经开始核算输配电价的城市开展。而且,最终推进的进程不会特别快,因为后续全国推广需要推进如何界定国家电网主辅成本、以及国内外投资成本影响等等。
对于第三个问题,由于明确了参与的6类电力交易主体,也相当于国家通过文件引导的形式给不同的利益博弈主体指明了博弈和合作的方向。在这6类交易主体中,如果还是按照原来的电力输送模式,那么占据主体的一定是两大电网公司和各大电力集团,一个掌握着电力调度和大量客户,而另一个掌握着不同区域的发电成本差异并可以区别化对待的电力产品;其它的交易主体中如果考虑和新能源结合则工业园区和开发区具备明显的优势;供水、供气、供热等公用亊业公司具备平台效应,如果能解决客户资源以及能够采购到部分低电力产品,则有望开拓出一片天地;节能服务公司和社会资本投资成立的售电公司参与其中则不具备普适性的分析,最终这些企业和组织能否受益具备比较强的个性,关键需要具体分析这些企业所掌握的两头资源以及获取这些资源的可能性。当然在对这些利益博弈团体分析的时候,还需要考虑的是如果国家开始推进电力销售市场化后,两大电网公司以及几大电力公司可能做出的反应,由于我们无法判断最终能够从这两大电网公司独立出来的售电视模到底有多大,因此两大电网公司和几大电力集团最终的应对还无从判断,需要进一步跟踪和分析。
通过上面的分析我们觉得对这6类电力交易的主体来讲,有以下几个投资机会是值得关注并思考的:(1)掌握有低成本电力的公司,可以通过压缩国家电网的收益来加大直供电视模。这些主要以五大发电集团为主。比如说长江电力、国投电力等;(2)目前已经在开展以及准备开展输配电价独立核算的省市,比如说已经开展的深圳、内蒙,以及后续准备开展的云南、江浙等。其中深圳由于输配电价独立核算推进较早,有望获得国内第一张售电牌照。重点关注深圳能源、深南电A、内蒙华电等;(3)园区或开发区管理单位、或者和园区或开发区管理有密切合作的公司将也有望成为受益者,特别是与分布式能源的推广相结合,这个我们将在后面的投资机会中再作进一步分析;(4)节能服务公司建议区别看待,关键看这些企业后续对客户资源的把控能力。建议重点关注目前已经通过布局一些检修业务或者能效管理业务有望延伸到售电业务的首航节能、智光电气、积成电子、中恒电气。
分布式能源有望在电改的推进过程中显著受益,特别是通过“自发自用、余电可以交易或上网”等政策指引以及结合配售一体化商业模式运作的推进。
在这次“电力体制改革若干意见”的文件中分布式发电绝对是提及频次比较高的词汇,第20条、21条、23条分别提及分布式发电和用户侧分布式能源。对于分布式我们认为有望在这次电力体制改革推进过程中显著受益,由于明确了工业园区或开发区可以作为售电的主体且对于新增配网建设社会资本可以参与,因此配售一体化对于分布式能源运营商+园区开发商来讲具备极大的吸引力,这将大规模的推进分布式能源的园区化建设,且由于规模足够大、收益稳定以及与房屋租金相结合,可以作为后续资产证券化很好的产品。
此外、由于储能可以保证供电稳定性和连续性,分布式和微网的建设也将推动储能市场的发展。
在这个领域我们建议重点关注新能源和储能的阳光电源、林洋电子、科陆电子、江苏旷达、隆基股份、圣阳股份等。
电力交易的平台性、自愿性,需要加大跨区交易来体现电力交易的市场化程度,因此文件进一步明确要加快跨区输电,同时在后续国家电网逐步定位于只收取过网费的商业模式,将有望推动跨区输电线路建设的加快。
文件在第(事)推进电力交易体制改革,完善市场化交易机制中的第8条完善跨省跨区电力交易机制中提及要加大推进跨省跨区电力市场化交易,促进电力资源在更大范围优化配置,鼓励具备条件的区域在政府指导下建立规范的跨省跨区电力市场交易机制,促使电力富余地区更好地向缺电地区输送电力,充分发挥市场配置资源、调剂余缺的作用。
同时,文件提及要改变目前国家电网的盈利模式,电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源,将按照政府核定的输配电价收取过网费。我国人均电力消费水平还比较低、能源分布不均衡、电源建设更多的向坑口电站集中、新能源大规模可开发区域集中在西北部等特征以及我国目前需要加大基础设施建设和推进电力工程和设备出口来拉动经济发展等因素决定了后续我国电网建设的进程有望进一步加快,特别是适合大规模、进距离输电的特高压建设。
在这个细分领域我们建议重点关注特高压建设和传统电网建设中受益显著的平高电气、许继电气、特变电工等。
电力体制改革是一个非常复杂的问题,在目前细则没有出台的情况下,我们只能通过片面的分析和逻辑推理来寻找可能的投资机会。从上面的分析来看,收益最直接的还是我们提及的第一类机会。
从主题投资的角度来看,目前也许好多方面短期很难看到实际收益,但是如果电力体制改革能按照管理层所设想的目标顺利推进,可以释放出巨大的电力交易和配网建设的市场,想象空间巨大,市场可以积极参与相关的主题投资,但是在主题的炒作下还是希望我们的理性分析能给您提供一些参考和借鉴。
风险提示:电改细则出台低于预期的风险;电改相关政策推进低于预期的风险。
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