环保新能源行业信息点评:放开发用电计划,有序中有望加快,关注相关标的

放开发用电计划,有序中不断加快,电改提速。

加快组织煤电企业与售电企业、用户签订发购电协议(合同)。根据不同地区的实际情况(用电需求、电源结构、外送受电、电力安全运行和供需平衡等),各地测算确定煤电机组保障执行的基准小时数,最高不超过5000小时。可再生能源调峰机组基准小时数可适当提高。煤电机组发电量包括市场化交易电量和非市场化交易电量。

加快缩减煤电机组非市场化电量。非市场化交易利用小时数逐步过渡到完全落实优先发电、优先购电的刚性计划。市场化交易电量通过直接交易等市场化方式形成,规模逐步扩大。当市场化交易电量超过基准小时数,根据电网安全稳定运行和放开发用电计划的规模,设置最高上限。当市场化交易电量低于基准小时数的,按照基准小时数减去直接交易小时数,乘以一定系数折算,系数不断缩小,缩减的电量转为市场交易电量。

初期,折算系数的存在,有利于煤电机组发电量从非市场化交易电量向市场化交易电量平稳过渡,减少剧烈波动。2016年,根据实际情况适当选取系数,2017年系数为0.8,以后逐年较小。

煤电外其他发电机组充分预留优先发电空间。可按照煤电、气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电和光伏的先后次序,有步骤放开发用电计划。

引导用户参与市场交易,适时取消相关目录电价,利好售电公司。

按照放开规模与发电机组放开容量相匹配的原则,具备条件的地区可扩大电力用户放开范围,不受电压等级限制。售电公司可代理中小用户参与电力直接交易,另外可视同大用户参与电力直接交易。大力发展电能服务商,加强需求侧培育,争取在2年内,实现110千伏以上大用户提供预计用电曲线。未纳入优先购电的电力用户以及电力直接交易合同之外的用电量,由电网企业提供保底电价(应高于市场平均价)。

随着电力直接交易用户的放开,适时取消相应类别的用户目录价。同时,逐步取消部分上网电量的政府定价。在电力市场成熟后,全面放开上网电价和销售电价。

增量市场化:新投产机组不安排发电计划,新增用户进行市场交易。

从新增供给量和需求量两方面,大力发展电力市场化交易。2017年3月15日以后投产的燃煤机组除优先购电电量外,不安排其他发电计划。另外,通过市场交易获得的发电量不再执行上网标杆电价。新增大工业用户原则上,应通过签订电力直接交易合同保障供电。

放开跨区域送受电计划,推进煤电、大型水电和核电市场化交易。

对于跨省跨区送受煤电,初期,可根据历史均值,放开电量比例控制在一定范围内,逐步过渡到全部由各方自行协商确定,鼓励签订中长期合同。对于跨省跨区送受大型水电和核电,鼓励按照“计划+市场”的方式签订中长期受送电协议(合同),在计划电量基础上,建立计划外电量市场消纳机制。为支持清洁能源的发展,签订中长期合同的水电和核电机组发电量予以优先保障。

优先发电、优先用电,刚性执行。

2017年开始,各地每年年初要向国家发改委上报本地区本年度优先发电、购电视模建议;国网和南网每年年初向国家发改委上报本年度跨省跨区优先送受电视模建议。国家发改委确定优先发电、优先购电及跨省跨区优先送受电视模,纳入年度基础产业发展计划,保障优先发电和优先购电刚性执行。

随着发用电计划的不断放开,售电业务利润空间加速释放。另外,大型水电低价清洁稀缺,价值发现将提速。重点关注售电公司和大型水电。关注标的:智光电气、穗恒运A、长江电力、国投电力和川投能源等。