政策与新能源(七):电改促使分布式成入口,贴近园区抢占直购电先机

事件:中发〔2015〕9号《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称《意见》),我们重点分析电改对新能源的影响。

电改理清价格,工商业用户电价下降成趋势。

《通知》中间明确提出需要未来参与电力市场交易用户的购电价格将分成三部分:市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分。第一部分电价原来是由行政化手段制定,当时为了保障居民用电,所以提价的时候往往只针对工商业用户,最终形成了交叉补贴。现在出现了居民供电成本高,但价格低,工商业供电成本低,但价格较高的倒挂现象。《通知》中间明确提出要妥善处理电价交叉补贴的现象,所以居民电价必然逐步上升,工业园区、商业用电价格必然下降,分布式光伏IRR随之下降。

管住中间,放开两头诞生新商业模式,保守估计空间在3500-4500亿。

《通知》中“管住中间,放开两头的体制框架”。在这个框架下,电网的盈利模式将从依靠上网电价和售电电价的差转向按照政府核定的输配电价收取过网费。电改后可以通过直购电等方式,降低终端用户电力成本,从而为中间商或者企业创造出盈利空间。2014年国家电网售电34694亿KWH,2013年南方电网售电7433亿KWH,目前工商业用及大工业电价格平均约0.72元/KWH,平均上网电价为0.41元/KWH,政府性基金费用在0.065元/KWH之间,参考深圳配电费用约为0.144元/KWH,故其空间为3500-4500亿/年【=(34694+7433)X(0.72-0.41-0.065-0.144)】。

分布式成为电力需求入口,未来可向能源综合管理转变。

《通知》指出“开放电网公平接入,建立分布式电源发展新机制”,要求积极发展分布式电源,完善并网服务,加强和规范自备电厂监督和管理,并且全面放开用户侧分布式电源市场。并且提出“允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区,组建售电主体直接购电;允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易“,光伏分布式开发商在与产业园区合作较为深入,如嘉兴模式。光伏企业可以通过分布式切入直购电,针对用户用电特征完成用电供需匹配,从单纯的电力供给向综合的电力服务转型。

电力市场化必然趋势:辅助服务分担共享新机制。

电力市场化后,各个企业对频率、电压和备用电源的要求会逐步体现到价格上去。《通知》明确提出,适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求,完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。我们认为,以光伏为代表的分布式新能源运营商将会面临一次洗牌,以往调频、调压及备用的辅助服务是电网承担,但是现在这些将很明确的通过“自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同,约定各自的服务服务权利与义务,承担必要的辅助服务费用”,这对部分无法保障电能质量的光伏运营企业将有较大的挑战。

投资机会:光伏电站后市场:爱康科技,阳光电源(关注),林洋电子(关注)。

风险提示:政策为纲领性文件,需要进一步落实细则。