专题研究 电气设备 目录索引 一 各地电改情况一览... 4 二 输配电价改革试点地区... 6 ( 一 ) 深圳 蒙西开展输配电价改革试点... 6 ( 二 ) 先期输配电价改革试点 : 安徽 湖北 宁夏 云南... 7 ( 三 ) 省级电网纳入输配电价改革试点... 7 三 电力体制改革综合试点

Transcription

1 专题研究 电气设备 2016 年 06 月 15 日证券研究报告 电改专题报告 电改春风拂面, 各地进展一览 分析师 : 陈子坤 S 分析师 : 郭鹏 S chenzikun@gf.com.cn guopeng@gf.com.cn 核心观点 : 电改破局, 改革进程全面提速 2015 年 3 月 15 日, 电改 9 号文发出 后续陆续推出相关配套的 10 个文件, 从制度上给电改铺平道路 20 个左右的省份纷纷响应电改, 推出符合各省市情况的相关电改试点 2016 年 3 月 1 日上午 10 点, 北京 广州两个国家级电力交易中心成立, 后续 20 个左右的省份也纷纷成立省级电力交易中心, 电改全面提速 试点范围加速扩大, 过半省市确定参与北京 天津 重庆 深圳 冀北电网 冀南电网 云南 湖南 安徽 江西 湖北 广西 山西 内蒙古 陕西 贵州 广东 四川 宁夏等 18 个省级电网和华北区域电网纷纷开展输配电价改革, 其中云南 山西 贵州 广西四个省份开展了电力体制改革综合试点, 同时推进售电侧改革 另外, 全国范围内也已有广东 重庆 新疆生产建设兵团三个售电侧改革试点 聚焦售电侧改革, 广东示范先行广东的电改一定会为中国的电改提供宝贵的经验, 交易规则 规模, 结算规则, 电网运行控制等等 同时, 售电商的参与一定会在国网地区展开, 并通过成为负荷集成商的角色参与到电改当中 电改属于规则的重构, 短期将给电改售电端带来超额利润 我们持续看好用户获取能力强, 相对 轻资产 的售电商 : 售电端超额利润利润大于发电端利润的损失 ; 电力设备公司通过用户服务切入售电市场 只有这样相对 轻资产, 才能有售电利润, 整体利润才会有增量 广东省 3-5 月售电交易情况一览广东省 2016 年直接交易电量年度目标为 420 亿千瓦时, 其中竞争交易电量为 140 亿千瓦时并在 3-12 月这 10 个月内平均分配 今年 3-5 月, 广东开展的三次售电商参与的大用户直购电中, 成交电量分别是 10.5 亿千瓦时 14.5 亿千瓦时 14.0 亿千瓦时, 发电平均降价 厘 /kwh 厘 /kwh 厘 /kwh, 售电商成交电量占比分别是 64.85% 68.68% 82.92%, 发电端平均分别让利了 1.32 亿 2.14 亿 1.87 亿 风险提示电改进度低于预期的风险 ; 售电侧放开推进低于预期 ; 相关研究 : 电气设备行业 : 售电改革风飞扬, 群雄逐鹿堪担当 电气设备新能源行业周报 : 聚焦售电侧改革, 动力电池供给侧改革进行时 新能源汽车 : 动力电池供给侧改革, 目录企业抢占先机 本报告联系人 : 华鹏伟 huapengwei@gf.com.cn 陈乐 chenle@gf.com.cn 1 / 31

2 专题研究 电气设备 目录索引 一 各地电改情况一览... 4 二 输配电价改革试点地区... 6 ( 一 ) 深圳 蒙西开展输配电价改革试点... 6 ( 二 ) 先期输配电价改革试点 : 安徽 湖北 宁夏 云南... 7 ( 三 ) 省级电网纳入输配电价改革试点... 7 三 电力体制改革综合试点地区... 8 ( 一 ) 山西电改综合试点... 8 ( 二 ) 云南电改综合试点 ( 三 ) 贵州电改综合试点 ( 四 ) 广西电改综合试点 四 售电侧改革试点地区 ( 一 ) 广东 重庆售电侧改革试点 ( 二 ) 新疆生产建设兵团售电侧改革试点 五 电改相关标的 ( 一 ) 穗恒运 A: 紧抓电改机遇, 提早谋划布局售电业务 ( 二 ) 炬华科技 : 计量仪表主业稳步增长, 能源互联网布局全面扩张 ( 三 ) 中恒电气 : 加速布局能源互联网, 切入用电侧服务 ( 四 ) 积成电子 : 积极布局能源互联网, 打造智慧能源平台 ( 五 ) 新联电子 : 业绩稳定增长, 智能云平台业务正式起航 ( 六 ) 涪陵电力 : 国家电网背景, 积极布局综合能源供应商 ( 七 ) 京运通 : 光伏电站持续扩张, 全国性售电公司 六 风险提示 / 31

3 专题研究 电气设备 图表索引 图 1: 中恒电气业务架构 图 2: 积成电子能源互联网重要项目 表 1: 电改试点分类... 4 表 2: 电改各类型试点特点... 4 表 3: 各省份试点具体情况... 5 表 4: 中恒电气非公开发行募投方向 表 5: 积成电子能源互联网募投项目 / 31

4 专题研究 电气设备 一 各地电改情况一览 表 1: 电改试点分类省份 ( 直辖市 ) 电改综合试点 输配电价改革试点 售电侧改革试点 北京市 深圳市 天津市 重庆市 河北省 云南省 湖南省 安徽省 新疆 ( 生产建设兵团 ) 江西省 湖北省 广西壮族自治区 山西省 内蒙古 ( 西部电网 ) 陕西省 贵州省 广东省 四川省 宁夏回族自治区 数据来源 : 广发证券发展研究中心 表 2: 电改各类型试点特点试点类型电改综合试点先期输配电价试点输配电价改革试点输配电价试点 主要特点形成电力市场化定价机制和健全的电力市场监管规则体系 ; 逐渐放开工商业领域电力直接交易, 建立规范的跨省跨区电力交易机制 ; 发电侧 售电侧主体多元 充分竞争, 逐步放开增量配电投资业务 ; 市场化电力直接交易份额扩大 认真开展输配电价测算工作, 以有效资产为基础测算电网准许总收入和分电压等级输配电价, 建立平衡账户以实施总收入监管与价格水平监管 ; 分类推进交叉补贴改革, 配套改革不同种类电价之间的交叉补贴, 逐步减少工商业内部交叉补贴, 妥善处理居民 农业用户交叉补贴 ; 明确过渡时期电力直接交易的输配电价政策, 已制定输配电价的地区电力直接交易按照核定的输配电价执行, 暂未单独核定输配电价的地区可采取保持电网购销差价不变的方式 推进输配电价价格结构逐步达到分电压等级 分用户类别制定 ; 积极推进发电侧和销售侧电价市场化 ; 鼓励放开竞争性环节电力价格, 把输配电价与发电 售电价在形成机制上分开 ; 逐步取消交叉补贴 4 / 31

5 售电侧改革试点 数据来源 : 广发证券发展研究中心 省级电网试点 专题研究 电气设备制定科学合理的输配电价管理办法 ; 加强电网成本监管, 引导合理有效投资, 促进企业节约成本 提高效率 ; 对企业不合理 无效的投资和成本, 不予纳入输配电价 健全和规范市场交易规则, 稳慎推进上网电价与销售电价市场化, 建立电力市场价格监测预警制度, 鼓励和支持地方探索完善电价市场化条件下的监管方式 积极推动电力体制改革创新, 向社会资本开放售电业务, 培育售电侧市场竞争主体 ; 用电价格下降 ; 输配电价考虑交叉补贴 ; 允许有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易 表 3: 各省份试点具体情况省份 ( 直辖市 ) 深圳市重庆市新疆 ( 生产建设兵团 ) 广西壮族自治区山西省内蒙古 ( 西部电网 ) 贵州省 具体情况输配电价价格结构分 500 千伏 220 千伏 110 千伏 20 千伏 10 千伏 不满 1 千伏六个电压等级制定 ; 积极推进发电侧和销售侧电价市场化 ; 鼓励放开竞争性环节电力价格, 把输配电价与发电 售电价在形成机制上分开 ; 逐步取消交叉补贴 2 月 3 日电力供应领域内的供给侧改革浮出水面, 重庆市首批 12 家企业与重庆两江长兴电力有限公司签订售电协议, 达成 2016 年度售电量 1.3 亿千瓦时, 用电企业平均签约电价 0.6 元 / 千瓦时, 至少降低企业用电成本 2600 万元 根据新的电改方案,220 千伏企业用户电价可降至 0.55 元 / 千瓦时 参与电力市场交易的到户用电价格, 分配电网外购电和配电网内购电两类 鼓励社会资本投资运营增量配电网, 探索增量配电业务建设 运营新途径 鼓励符合条件的发电主体和用户参与市场化交易, 逐步扩大市场化用电比例 坚持民生用电供给, 建立优先购电发电制度 广西省政府将逐年加大直接交易电量规模,2016 年直接交易电量不低于当年全区用电量的 20%,2017 年以后根据市场发育程度, 逐步放开全部工商业用电计划 另外, 要剥离原由主电网企业承担的电力交易业务, 组建相对独立 开放 不以盈利为目的的广西电力交易中心, 实行独立核算等改革内容 目标 : 形成电力市场化定价机制和健全的电力市场监管规则体系 ; 工商业领域电力直接交易全面放开 ; 发电侧 售电侧主体多元 充分竞争 ; 市场化电力直接交易份额扩大 与深圳相近 不同在于 : 试点地区对电改积极主动 ; 明确交叉补贴, 并逐步取消 ; 非 价格结构 而是 价格水平 监管, 更具体严格 作为 西电东送 的重要基地, 贵州与广东省 南方电网公司协商建立和完善黔电送粤交易机制, 积极争取扩大与广西 重庆 湖南等周边省市区的跨区电力交易, 促进电力资源在更大范围内优化配置 2016 年 6 月底前, 贵州将建成省级电力市场电子交易平台, 完善贵州电力交易中心 通过试点, 贵州将形成独立输配电价体系, 组建相对独立的贵州电力交易中心 同时, 培育社会资本参与的配售电主体, 建立规范的跨省跨区电力交易机制 在输配电价改革方面, 将按照 准许成本加合理收益 的原则核定电网企业准许收入和输配电价水平, 设立平衡账户用于平衡输配电价结构 在售电侧改革中, 将先期选取贵安新区 兴义地方电力开展售电侧改革, 培育配售 5 / 31

6 数据来源 : 广发证券发展研究中心 电业务主体, 逐步放开增量配电投资业务, 形成售电侧竞争市场 专题研究 电气设备 二 输配电价改革试点地区 ( 一 ) 深圳 蒙西开展输配电价改革试点 1 输配电价核定输配电价实行事前监管, 按成本加收益的管制方式确定, 监管周期为三年 深圳市输配电价监管包括总收入监管与价格结构监管 ; 蒙西输配电价监管包括总收入监管与价格水平监管 输配电价总收入的核定方法为 : 准许收入 = 准许成本 + 准许收益 + 税金 输配电价总水平等于输配电总准许收入除以总输配电量 价格结构分电压等级核定, 以各电压等级输配电的合理成本为基础 深圳市输配电价分 500 千伏 220 千伏 110 千伏 20 千伏 10 千伏 不满 1 千伏六个电压等级制定 电网企业应对各电压等级的资产 费用 供输售电量 线变损率等逐步实行独立核算 独立计量 各电压等级输配电价 = 该电压等级回收的总准许收入 该级电网总输送电量 2 平衡账户电网企业输配电实际收入与准许收入之间的差额, 多出部分进入平衡账户, 不足部分由平衡账户弥补 3 其它事项监管周期起始时间 ; 核价程序 ; 调整机制 ; 激励和约束机制 ; 跟踪监测 ; 电网的责任和义务 4 配套改革 (1) 建立独立输配电价体系后, 积极推进发电侧和销售侧电价市场化 鼓励放开竞争性环节电力价格, 把输配电价与发电 售电价在形成机制上分开 参与市场交易的发电企业上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商 市场竞价等方式自主确定, 电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费 参与电力市场的用户购电价格由市场交易价格 输配电价 ( 含损耗 ) 和政府性基金组成 ; 未参与电力市场的用户, 继续执行政府定价 (2) 输配电价平衡账户盈亏超过当年输配电准许收入的 6% 时, 相应对执行政府定价电力用户的销售电价进行调整, 具体由政府价格主管部门负责实施 (3) 深圳市逐步取消不同电压等级 不同用户类别销售电价之间的交叉补贴 在交叉补贴取消前, 电力用户与发电企业直接交易的输配电价标准, 应适度包含交叉补贴的成本 蒙西明确交叉补贴, 并逐步取消 (4) 结合深圳市和内蒙古西部实际情况, 推进输配电价按分电压等级逐步过渡 6 / 31

7 到分电压等级 分用户类别制定 专题研究 电气设备 ( 二 ) 先期输配电价改革试点 : 安徽 湖北 宁夏 云南 1 扩大输配电价改革试点范围根据 2015 年 4 月 13 日 发改委关于贯彻中发 [2015]9 号文件精神, 加快推进输配电价改革的通知, 将安徽 湖北 宁夏 云南省 ( 区 ) 列入先期输配电价改革试点范围 同年 6 月, 国家发展改革委批复了贵州省列入输配电价改革试点范围 以上省份均要求按 准许成本加合理收益 原则核定电网企业准许总收入和输配电价 输配电价改革试点工作主要可分为调研摸底 制定试点方案 开展成本监审 核定电网准许收入及输配电价四个阶段 鼓励试点地区在遵循 中发 号文件 明确的基本原则基础上, 根据本地实际情况和市场需求, 积极探索, 勇于创新, 提出针对性强 可操作性强的试点方案 试点方案不搞一刀切, 允许在输配电价核定的相关参数 价格调整周期 总收入监管方式等方面适当体现地区特点 2 认真开展输配电价测算工作各地要按照国家发展改革委和国家能源局联合下发的 输配电定价成本监审办法 ( 发改价格 号 ), 扎实做好成本监审和成本调查工作 其中, 国家发展改革委统一组织对各试点地区开展输配电定价成本监审 各试点地区要配合做好成本监审具体工作, 严格核减不相关 不合理的投资和成本费用 非试点地区同步开展成本调查, 全面调查摸清电网输配电资产 成本和企业效益情况 在此基础上, 以有效资产为基础测算电网准许总收入和分电压等级输配电价 试点地区建立平衡账户, 实施总收入监管与价格水平监管 非试点地区研究测算电网各电压等级输配电价, 为全面推进电价改革做好前期准备工作 3 分类推进交叉补贴改革结合电价改革进程, 配套改革不同种类电价之间的交叉补贴, 逐步减少工商业内部交叉补贴, 妥善处理居民 农业用户交叉补贴 过渡期间由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额, 经政府价格主管部门审核后通过输配电价回收 ; 输配电价改革后, 根据电网各电压等级的资产 费用 电量 线损率等情况核定分电压等级输配电价, 测算并单列居民 农业等享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴 鼓励试点地区积极探索, 采取多种措施保障交叉补贴资金来源 各地全部完成交叉补贴测算和核定工作后, 统一研究提出妥善处理交叉补贴的政策措施 4 明确过渡时期电力直接交易的输配电价政策已制定输配电价的地区, 电力直接交易按照核定的输配电价执行 ; 暂未单独核定输配电价的地区, 可采取保持电网购销差价不变的方式, 即发电企业上网电价调整多少, 销售电价调整多少, 差价不变 ( 三 ) 省级电网纳入输配电价改革试点 2016 年 3 月 7 日, 国家发展改革委下发 关于扩大输配电价改革试点范围有关事 7 / 31

8 专题研究 电气设备项的通知, 进一步扩大输配电价改革试点范围 通知 明确,2016 年将北京 天津 冀南 冀北 山西 陕西 江西 湖南 四川 重庆 广东 广西等 12 个省级电网, 以及国家电力体制改革综合试点省份的电网和华北区域电网列入输配电价改革试点范围 此次扩大试点范围后, 将覆盖至全国 18 个省级电网和 1 个区域电网, 标志着输配电价改革全面提速 主要任务有 : 1 在扩大输配电价改革试点范围基础上, 研究制定科学合理的输配电价管理办法 ; 进一步加强对电网成本监管, 探索激励与约束相结合的方式方法, 引导合理有效投资, 促进企业节约成本 提高效率 ; 探索建立对电网企业投资后评估制度, 对企业不合理 无效的投资和成本, 不予纳入输配电价 2 结合输配电价改革及各地电力市场建设和电力市场化交易的进展, 健全和规范市场交易规则, 稳慎推进上网电价与销售电价市场化, 建立电力市场价格监测预警制度, 鼓励和支持地方探索完善电价市场化条件下的监管方式 三 电力体制改革综合试点地区 ( 一 ) 山西电改综合试点 2016 年 1 月 28 日, 国家发展改革委 国家能源局发表复函同意山西省开展电力体制改革综合试点, 并公布 山西省电力体制改革综合试点实施方案 方案 中确立主要任务有 : 1 推进输配电价改革 (1) 开展输配电价摸底测算 全面调查电网输配电资产 成本和企业经营情况, 结合山西经济社会发展 能源基地建设战略 产业结构优化升级对电网建设的需求, 深入分析输配电价管理中存在的主要矛盾和问题 ; 摸清现有各类用户电价间 各电压等级间的电价交叉补贴现状, 研究探索电价交叉补贴额度平衡补偿机制 ; 调查各电压等级电量传导比例 电能损耗水平等 按照国家有关输配电价改革和输配电定价成本监审有关规定, 根据电网企业提供的基础资料, 开展输配电价成本调查及各电压等级输配电价水平测算, 尽快上报国家发改委 (2) 做好输配电价定价成本监审 按照国家发改委 国家能源局 输配电定价成本监审办法 ( 试行 ) ( 发改价格 号 ) 规定, 在国家发改委统一组织下, 开展山西输配电定价成本监审工作 结合山西发展实际, 明确全省输配电定价成本监审范围, 科学合理核定输配电成本费用, 完成山西试点输配电定价成本监审工作 (3) 妥善处理电价交叉补贴 坚持保障民生 合理补偿 公平负担的原则, 结合电价改革进程配套改革不同种类电价之间的交叉补贴, 逐步减少工商业内部交叉补贴, 妥善处理居民 农业用户交叉补贴 按照国家电力体制改革意见, 过渡期间, 由电网企业按照合理需求测算并申报现有各类用户电价间交叉补贴数额, 通过输配电价回收 8 / 31

9 专题研究 电气设备 (4) 制定输配电价改革试点方案 国家发改委审核山西省输配电定价成本监审意见后, 充分论证 科学研判 准确把握, 研究测算首个监管周期内山西电网企业准许收入和各电压等级输配电价格 试点范围为全部共用网络输配电服务的价格 核价基础为全省电网企业的输配电资产和业务 按照 准许成本加合理收益 原则确定电网准许总收入和分电压等级输配电价 妥善处理电价交叉补贴, 建立平衡账户机制 ; 逐步完善输配电价体系, 研究完善相关配套政策措施 制定 山西省输配电价改革试点方案, 报国家发改委 2 组建相对独立的电力交易机构 (1) 成立山西电力交易机构 研究制定山西电力交易机构组建方案, 报经国家发改委 国家能源局组织论证后实施 按照山西省政府批准的章程和规则, 成立由国网山西省电力公司相对控股 第三方机构及发电企业 售电企业 电力用户等市场主体参股的有限责任公司 将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开, 明确工作界面和工作流程, 搭建公开透明 功能完善的电力交易平台 交易机构以电网企业现有人员为基础, 根据业务发展需要, 通过公开择优选聘充实专业人员队伍 ; 高级管理人员由市场管理委员会推荐, 依法按组织程序聘任 (2) 明确交易机构职能 交易机构在山西能源监管办和山西省电力管理部门的监管下为市场主体提供规范 公开 透明的电力交易服务, 主要负责交易平台的建设 运营和管理 ; 负责市场交易组织, 提供结算依据和相关服务等 ; 负责市场主体注册和相应管理 披露和发布市场信息等, 参与拟订电力市场交易规则 调度机构主要负责电力实时平衡和系统安全 交易机构可向市场主体合理收取注册费 年费 交易手续费 (3) 设立市场管理委员会 在省电力体制改革领导小组的领导下, 组建山西电力市场管理委员会, 由电网企业 发电企业 售电企业 电力用户等按类别选派代表组成, 实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制, 主要负责研究讨论交易机构章程 交易和运营规则, 协调电力市场相关事项等 山西能源监管办和省发改委 经信委 物价局等相关部门可派员参加市场管理委员会有关会议 市场管理委员会审议结果经审定后执行, 山西能源监管办和省政府有关部门行使否决权 3 建立和完善电力市场交易机制 (1) 完善省内电力直接交易机制 在已开展的大用户直供电基础上, 逐步放开发电企业 售电主体和用户准入范围, 放宽参与直接交易的用户类型与电压等级, 扩大省内电力直接交易规模, 鼓励环保高效机组参与直接交易 ; 允许售电主体参与直接交易, 鼓励高新技术企业 循环经济园区企业等参与直接交易 ; 规范和完善以中长期电力交易为主的直接交易机制 国家能源局依法组织制定电力市场规划 市场规则 市场监管办法 在市场规则出台前, 山西省修订完善山西电力用户与发电企业直接交易规则与试点实施方案, 应与国家有关部门衔接沟通 (2) 开展跨省跨区电力直接交易试点 基于山西 外向型 送出型 规模型 送端电网特点, 建立完善的跨省跨区电力市场交易机制, 完善省际合作机制, 加强与华北 华中 华东等电力输入区域省份沟通协作, 更大程度地参与全国电力交易 鼓励省内发电企业与省外电力用户建立中长期电力合作关系, 选择大容量 高效率 超低排放机组, 开展跨省跨区电力直接交易试点, 扩大市场化交易电量, 丰富交易品种, 同步加快外送电通道建设, 扩大晋电外送规模, 促进电力资源在更大区域范 9 / 31

10 专题研究 电气设备围优化配置 根据电力市场建设推进情况, 制定跨省跨区电力直接交易实施方案 (3) 适时建立有效竞争的现货交易机制 在推进中长期交易基础上, 开展电力市场现货交易机制研究, 根据山西电源布局 负荷特性 电网结构等因素, 适时开展现货交易试点, 启动日前 日内 实时电能量交易和备用 辅助服务等现货交易品种 通过市场竞争发现价格, 引导用户合理用电, 促进发电机组最大限度提供调节能力 同时, 加强对电力期货和衍生品交易的前期研究, 探索建立山西电力金融交易平台, 逐步将电力容量市场 电力期货和衍生品等纳入交易体系 (4) 探索建立市场化的辅助服务分担机制 为保障电力系统安全稳定运行 促进清洁能源消纳以及满足各类用户安全可靠用电, 按照 谁受益 谁承担 的原则, 构建电力用户参与的辅助服务分担共享机制, 发挥各类型发电企业和电力用户的调节性能, 充分利用市场化机制, 由用户结合自身负荷特性, 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, 约定各自的辅助服务权利与义务 推动以抽水蓄能 燃气发电为主的调峰基础设施建设, 为电力市场化交易提供有力支撑 在中长期市场开展可中断负荷 调压等辅助性服务交易, 在现货市场开展备用 调频等辅助服务交易 2016 年底前制定山西电力市场辅助服务建设框架方案 4 有序缩减发用电计划 (1) 建立优先购电制度 确定优先购电的适用范围, 保障全省一产用电, 三产中的重要公用事业 公益性服务行业用电, 以及居民生活用电享有优先购电权 开展有序用电工作, 有效保障供需紧张情况下居民等用电需求不受影响 列入优先保障序列的用户, 原则上不参与限电, 近期不参与市场竞争, 纳入用电计划 保障贫困山区 革命老区 采煤沉陷区 棚户区等地区的电力供应 2016 年明确山西优先购电的用户类别 电量规模, 制定相关保障制度 (2) 建立优先发电制度 以资源消耗 环境保护为主要依据, 坚持节能减排和清洁能源优先上网的原则, 确定山西优先发电的适用范围, 对发电机组进行优先等级分类, 合理确定优先发电顺序, 并逐年进行动态调整 合理测算计划电量, 留足保障性计划空间, 逐步缩减发电计划 2016 年建立优先发电的相关保障制度 (3) 制定放开发用电计划实施方案 综合考虑山西经济结构 电源结构 电价水平 外送电规模 市场基础, 以及保障社会稳定等因素, 结合全省电力市场体系建设推进情况, 制定放开发用电计划实施方案 通过市场化交易方式, 逐步放开其他的发用电计划, 完善电力安全的应急保障机制, 实现电力电量平衡从计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主, 并促进节能减排 在有序放开发用电计划的过程中, 充分考虑企业和社会的承受能力, 保障基本公共服务的供给 在 2016 年制定山西放开发用电计划实施方案 5 推进售电侧改革试点先行, 逐步放开售电侧市场准入, 健全购电交易机制 (1) 培育多元化售电主体 在国家确定的售电侧市场主体准入与退出标准与条件基础上, 结合山西实际, 确定符合技术 安全 环保 节能和社会责任要求的售电主体条件 积极培育多元化的市场竞争主体, 向社会资本放开售电业务, 赋予用户更多的选择权, 提升售电服务质量和用户用能水平, 形成有效的市场竞争结构和市场体系 制定山西售电侧改革试点方案并报国家发改委 国家能源局 创新售电业务市场准入机制, 以注册认定代替行政审批, 实行 一承诺 一公示 一注册 10 / 31

11 两备案 专题研究 电气设备 (2) 实施园区型售电主体直接交易 在高新产业园区 经济技术开发区 循环经济园区等各类园区中, 选择有参与意愿并符合准入条件的, 组建独立的售电公司, 2016 年底前开展园区型售电主体直接交易 (3) 鼓励社会资本投资增量配电业务 鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务, 探索社会资本投资配电业务有效途径, 以高新产业园区 经济技术开发区 循环经济园区 工业园区及矿区等为重点, 有序向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务 同时, 社会资本投资增量配电网控股的, 在取得供电业务许可后即拥有配电网运营权, 在供电营业区内拥有与电网企业相同的权利, 并切实履行相同的责任和义务 对于历史形成的, 国网山西省电力公司和晋能集团公司以外的存量配电资产, 可视同为增量配电业务 6 积极发展可再生能源 分布式电源, 在保障安全的前提下, 开放电网公平接入, 积极利用先进技术, 提高系统消纳能力和清洁能源利用率 (1) 积极促进可再生能源和资源综合利用电力消纳 编制本地区年度电力电量平衡方案时, 在保障电网安全稳定和民生的前提下, 全额安排可再生能源发电 ; 编制年度发电计划时, 优先预留水电 风电 光伏发电等可再生能源机组和热电联产 余热余压余气发电 燃气和煤层气发电等资源综合利用机组发电空间 ; 可再生能源和资源综合利用发电装机比重较大区域在统筹平衡年度电力电量时, 鼓励其优先与用户直接交易 2017 年开展可再生能源和资源综合利用发电参与直接交易 (2) 建立完善调峰补偿市场化机制 在现有山西省火电机组深度调峰交易的基础上, 进一步修改完善相关规则, 通过多种方式加大调峰补偿力度, 通过双边协商或市场化招标等方式确定参与调峰交易双方, 鼓励清洁能源通过电力市场购买火电 抽水蓄能 电储能 电力用户等提供的辅助服务以促进全额消纳 2016 年底前修改完善具体补偿办法, 建立更加有利于可再生能源消纳的调峰补偿机制 (3) 探索微电网建设试点 选择具备条件的区域或企业, 开展微电网建设试点, 通过区域微电网的自我调节和平衡, 探索微电网技术原则和管理经验, 探索微电网电能市场交易及运行机制 2016 年底前研究制定微电网建设试点方案 (4) 探索形成可再生能源参与市场竞争的新机制 规划内可再生能源优先发电, 优先发电合同可转让 鼓励可再生能源参与市场竞争 跨省跨区消纳 2016 年底前研究制定山西可再生能源发电补贴政策 7 科学规范自备电厂管理 (1) 规范自备电厂建设管理 从强化规划引导 发展循环经济 延伸煤电产业链等方面, 规范自备电厂准入标准, 自备电厂的建设应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求, 严格执行国家节能和环保排放标准 装机明显冗余地区, 除以热定电的热电联产项目外, 原则上不再新 ( 扩 ) 建自备电厂项目 制定山西自备电厂建设管理办法 (2) 强化自备电厂运营管理 自备电厂应公平承担社会责任, 履行相应义务, 参与电网调峰 拥有自备电厂的企业应按规定承担相关的政府性基金 政策性交叉补贴和系统备用费 对于不占用省内火电建设规模的余热 余压 余气等自备电厂, 按有关规定减 11 / 31

12 专题研究 电气设备免政策性交叉补贴和系统备用费 探索以市场化方式逐步代替系统备用费的机制 (3) 加强推进自备电厂升级改造步伐 结合山西燃煤发电机组超低排放改造工作, 加快推进全省自备电厂超低排放 - 节能改造和淘汰落后机组步伐 自备电厂要按我省污染物排放标准安装脱硫 脱硝 除尘等环保设施, 并按要求接入环保 监管等部门的环保监测系统, 污染物排放不符合环保要求的自备电厂要限期实施环保设施升级改造 ; 供电煤耗 水耗高于省内同类型机组平均水平以上的自备燃煤发电机组, 要因厂制宜实施节能节水改造 (4) 探索 煤 - 电 -X 一体化产业发展模式 充分发挥山西煤炭 电力 铝土等资源组合匹配优势, 选择在吕梁和运城两地的能源和矿产资源富集区, 探索煤电铝 煤电化 煤电材等产业一体化发展机制, 进一步提高铝厂 化工 建材等企业或园区的自备供电能力 ; 规划布局低热值煤发电容量, 建设自备电厂 ; 深化煤电一体化, 延伸煤电产业链, 在省内规划建设的铝 化 建材等循环产业园区内, 探索区域配电网建设, 推动电解铝 化工 建材等产业聚集和优化发展 2016 年底前制定山西自备供电能力建设方案 8 加强电力统筹规划和科学监管 (1) 完善电力规划统筹协调机制 以山西省电力规划领导组为依托, 形成企业和政府各部门间 省内各相关规划间 省内外规划间的横向协调机制 电网企业 电力设计研究单位或相关科研院所 地方电力投资企业 政府相关部门 能源监管机构 大型售电公司和大用户等单位深度参与规划的编制工作 配合五年一次的全省电力发展规划, 同步组织编制规划环境影响报告和水资源评价报告, 协调发展所需的资源和环境承载能力 对山西电力发展的重大问题展开专项研究, 明确环境质量改善的目标, 根据环境目标和资源环境承载力, 明确全省 ( 重点区域 ) 电力行业对污染排放的贡献值上限, 科学调控电力发展的规模和布局, 提升电力规划编制的科学性和及时性 (2) 依法规划, 提升规划的权威性 电力发展规划必须依法编制并开展规划环评, 省级规划应服从国家总体规划 山西省五年电力发展规划是全省电网建设和电源发展的指导性文件, 包括 220KV 及以上电网建设规划, 各种能源的电源建设规划 根据需要在发布后的五年期规划的基础上, 适时编制电力滚动发展规划 (3) 切实加强电力行业及电力市场科学监管 开展对电力规划从编制到实施的全过程监督和后评价工作 加强电网公平接入 电网投资行为 成本及投资运行效率监管 切实保障新能源并网接入, 促进节能减排, 保障居民供电和电网安全可靠运行 国家能源局山西监管办和山西省电力管理部门根据职能依法履行电力监管职责, 对市场主体有关市场操纵力 公平竞争 电网公平开放 交易行为等情况实施监管, 对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管 严格执行国家法律 法规和行业标准 规范, 创新监管模式, 健全安全监管机制, 不断夯实安全生产基层基础, 提高电力系统安全可靠运行水平 建立市场主体信用评价制度, 强化信用评价结果应用, 有效防范市场风险 加强和完善行业协会自律 协调 监督 服务的功能, 充分发挥其在政府 用户和企业之间的桥梁纽带作用 12 / 31

13 ( 二 ) 云南电改综合试点 专题研究 电气设备 2015 年 11 月 9 日, 国家发改委对 云南省进一步深化电力体制改革的试点方案 和 贵州省电力体制改革综合试点方案 作出批复, 同意云南省 贵州省开展电力体制改革综合试点 其中云南省的改革任务如下 : 1 有序推进电价改革, 理顺电价形成机制 (1) 单独核定输配电价 政府定价的范围主要限定在重要公用事业 公益性服务和网络型自然垄断环节 根据云南省输配电价改革试点方案, 按照 准许成本加合理收益 的原则, 分电压等级核定共用电网输配电价格和专项输电服务价格, 并向社会公布, 接受社会监督 在条件成熟的情况下, 进一步考虑用电负荷特性 输电距离对输配电价的影响 用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用 (2) 分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成 放开竞争性环节电力价格, 把输配电价与发售电价在形成机制上分开 参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商 市场竞价等方式自主确定 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 ) 政府性基金及附加三部分组成 其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量, 以及居民 农业 重要公用事业和公益性服务等用电, 继续执行政府定价 (3) 妥善处理电价交叉补贴 结合电价改革进程, 配套改革不同种类电价之间的交叉补贴 过渡期间, 由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额, 经政府价格主管部门审定, 扣除低电价老电厂提供的电价空间后, 通过输配电价回收 2 推进电力交易体制改革, 完善市场化交易机制 (1) 规范市场主体准入标准 按照接入电压等级 能耗水平 排放水平 产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业 售电主体和用户准入标准 参与直接交易企业的单位能耗 环保排放均应达到国家标准, 不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易 鼓励优先购买质优价廉和环保高效机组发出的电力电量, 支持可再生能源和新能源机组通过直接交易和科学调度多发电 省政府按年度公布全省符合标准的发电企业和售电主体目录, 并对用户目录实施动态监管, 进入目录的发电企业 售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场交易主体 (2) 引导市场主体开展多方直接交易 有序探索对符合准入标准的发电企业 售电主体和用户赋予自主选择权, 确定交易对象 电力电量和价格, 按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费, 直接洽谈合同, 实现多方直接交易, 短期和即时交易通过调度和交易机构实现, 为工商企业等各类用户提供更加经济 优质的电力保障 (3) 鼓励建立长期稳定的交易机制 构建体现市场主体意愿 长期稳定的双边直接交易市场模式, 任何部门和单位不得干预市场主体的合法合规交易行为 直接交易双方通过自主协商决定交易事项, 依法依规签订电网企业参与的三方合同 鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同, 建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制 13 / 31

14 专题研究 电气设备 (4) 建立辅助服务分担共享新机制 适应电网调峰 调频 调压和用户可中断负荷等辅助服务的新要求, 完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制 根据电网可靠性和服务质量, 按照谁受益 谁承担的原则, 建立用户参与的辅助服务分担共享机制 用户可以结合自身负荷特性, 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, 约定各自的辅助服务权利与义务, 承担必要的辅助服务费用, 或按照贡献获得相应的经济补偿 (5) 积极参与跨省跨区跨境电力市场交易 按照国家的统一安排和省级政府间的合作协议, 支持电力企业将省内富余的电力电量, 采取中长期交易为主 临时交易为补充的交易模式输送到区域或全国电力市场交易, 促进电力资源在更大范围内优化配置 跨省跨区跨境电力交易的市场主体目录 出入量形成机制由省政府公布, 交易合同要及时向电力交易机构 省政府有关部门 国家能源局云南监管办备案 3 建立相对独立的电力交易机构, 形成公平规范的市场交易平台 (1) 遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能 改变电网企业集电力输送 电力统购统销 调度交易为一体的状况, 电网企业主要从事电网投资运行 电力传输配送, 负责电网系统安全, 保障电网公平无歧视开放, 按照国家规定履行电力普遍服务义务 继续完善主辅分离 (2) 改革和规范电网企业运营模式 电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源, 按照政府核定的输配电价收取过网费 确保电网企业稳定的收入来源和收益水平 规范电网企业的投资和资产管理行为 (3) 组建和规范运行电力交易机构 将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开, 实现交易机构相对独立运行 组建相对独立的 开放的 企业性质的昆明电力交易中心, 由电网企业相对控股, 发电企业 电力用户 售电企业 第三方机构参股, 接受省政府及其有关部门 国家能源局云南监管办的监管 由省政府组织有关部门和单位 国家能源局云南监管办建立电力市场协调机制, 负责昆明电力交易中心的章程 电力市场设计方案 交易规则等重大问题的决策和协调 可建立由电网企业 发电企业 电力用户 售电企业等组成的议事协商机制 除政府保留的公益性调节性发用电计划电力电量和政府间框架协议内送往省外的电力电量外, 其他电力电量都应当在电力交易平台上进行交易 电力交易机构可按国家有关规定适当收取交易服务费作为运行经费, 由交易双方合理负担 具体标准由省价格主管部门按照 补偿成本 的原则合理核定 省政府职能部门 国家能源局云南监管办依据职责对电力交易机构实施有效监管 (4) 完善电力交易机构的市场功能 电力交易机构主要负责市场交易平台的建设 运营和管理, 负责市场交易组织, 提供结算依据和服务, 汇总用户与发电企业自主签订的双边合同并移送电力调度机构进行安全校核和执行, 负责市场主体的注册和相应管理, 披露和发布市场信息等 4 推进发用电计划改革, 更多发挥市场机制的作用 (1) 有序缩减发用电计划 根据市场发育程度, 直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划 鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易, 其电量尽快实现以市场交易为主 (2) 完善政府公益性调节性服务功能 2004 年电改前已投产的并网运行公用发 14 / 31

15 专题研究 电气设备电机组和由州市调度 县调度运行的中小水电站, 具有年调节能力的水电站, 以及对电网具有安全稳定支撑作用的电厂, 其电力电量列入政府保留的公益性调节性发用电计划 ( 计划外部分可到电力市场交易 ), 确保居民 农业 重要公用事业和公益性服务等用电, 确保维护电网调峰调频和安全稳定运行, 确保可再生能源发电依照规划保障性收购 积极开展电力需求侧管理和能效管理, 通过运用现代信息技术 培育电能服务 实施需求响应等, 促进供需平衡和节能减排 加强老少边穷地区电力供应保障 在重点生态功能区实施 以电代柴, 具体区划 数量 价格由有关部门确定 (3) 进一步提升以需求侧管理为主的供需平衡保障水平 有关部门要按照市场化的方向, 从需求侧和供应侧两方面入手, 搞好电力电量整体平衡, 提高电力供应的安全可靠水平 常态化 精细化开展有序用电工作, 有效保障供需紧张情况下居民等重点用电需求不受影响 加强电力应急能力建设, 提升应急响应水平, 确保紧急状态下社会秩序稳定 5 稳步推进售电侧改革, 有序向社会资本放开配售电业务 (1) 鼓励社会资本投资配电业务 按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求, 积极探索社会资本投资配电业务的有效途径 逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务, 鼓励以混合所有制方式发展配电业务 向国家级新区 省级以上重点工业园区 跨境经济合作区 边境经济合作区 保税区等符合条件的市场主体开放增量配电投资业务 (2) 建立市场主体准入和退出机制 根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况, 按照国家界定的符合技术 安全 环保 节能和社会责任要求等售电主体的准入条件, 按年度公布售电主体目录 售电主体必须具备独立法人资格 业务独立 信用良好 拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的注册资本 设备 经营场所, 以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员 售电主体退出市场, 需提前 12 个月向政府有关部门 监管机构和电力交易机构提出申请, 经批准后, 方可有序退出 ; 当售电主体终止经营或无力提供售电服务时, 由电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下, 按照规定程序 内容和质量要求向相关用户供电, 确保电力用户安全可靠用电 监管部门要加强供电监管, 依法维护电力投资者 经营者 使用者的合法权益和社会公共利益 电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供报装 计量 抄表 维修等各类供电服务, 按约定履行保底供应商义务, 确保无议价能力用户有电可用 (3) 多途径培育市场主体 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 ; 鼓励社会资本投资成立售电主体, 允许其从发电企业购买电量向用户销售 ; 允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易 ; 鼓励供水 供气 供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务 ; 允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场, 从事售电业务 (4) 赋予市场主体相应的权责 售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电, 包括向发电企业购电 通过集中竞价购电 向其他售电商购电等 售电主体 用户 其他相关方依法签订合同, 明确相应的权利义务, 约定交易 服务 收费 结算等事项 鼓励售电主体创新服务, 向用户提供包括合同能源管理 综合节能和用能咨询等增值服务 各种电力生产方式都要严格按照国家有关规定承担政府性基金 政 15 / 31

16 策性交叉补贴 普遍服务和社会责任等义务 专题研究 电气设备 6 开放电网公平接入, 建立分布式电源发展新机制 (1) 积极发展分布式电源 分布式电源主要采用 自发自用 余量上网 电网调节 的运营模式, 在确保安全的前提下, 积极发展融合先进储能技术 信息技术的微电网和智能电网技术, 提高系统消纳能力和能源利用效率 (2) 完善并网运行服务 严格执行国家及省政府制定的接入电网的技术标准 工程规范和相关管理办法, 支持新能源 可再生能源 节能降耗和资源综合利用机组上网, 积极推进新能源和可再生能源发电与其他电源 电网的有效衔接, 依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度, 解决好无歧视 无障碍上网问题 (3) 加强和规范自备电厂监督管理 规范自备电厂准入标准, 自备电厂的建设和运行应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求, 严格执行国家节能和环保排放标准, 公平承担社会责任, 履行相应的调峰义务 拥有自备电厂的企业应按照规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金 政策性交叉补贴和系统备用费 落实余热 余压 余气 瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂相关支持政策 规范现有自备电厂成为合格市场主体, 允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易 (4) 全面放开用户侧分布式电源市场 积极开展分布式电源项目的各类试点和示范 放开用户侧分布式电源建设, 支持企业 机构 社区和家庭根据各自条件, 因地制宜投资建设太阳能 风能 生物质能发电以及燃气 热电冷 联产等各类分布式电源, 准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统 鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以 合同能源管理 模式建设分布式电源 7 加强电力统筹规划和科学监管, 提高电力安全可靠水平 (1) 切实加强电力行业特别是电网的统筹规划 政府有关部门要认真履行电力规划职责, 优化电源与电网布局, 加强电力规划与能源等规划之间 地方性电力规划与全国电力规划之间的有效衔接 提升规划的覆盖面 权威性和科学性, 增强规划的透明度和公众参与度, 各种电源建设和电网布局要严格按规划有序组织实施 电力规划应充分考虑资源环境承载力, 依法开展规划的环境影响评价 电力规划经法定程序审核后, 要向社会公开 建立规划实施检查 监督 评估 考核工作机制, 保障电力规划的有效执行 (2) 切实加强电力行业及相关领域科学监管 完善电力监管组织体系, 创新监管措施和手段, 有效开展电力交易 调度 供电服务和安全监管, 加强电网公平接入 电网投资行为 成本及投资运行效率监管, 切实保障新能源并网接入, 促进节能减排, 保障居民供电和电网安全可靠运行 加强和完善行业协会自律 协调 监督 服务的功能, 充分发挥其在政府 用户和企业之间的桥梁纽带作用 (3) 减少和规范电力行业的行政审批 进一步转变政府职能 简政放权, 取消 下放电力项目审批权限, 有效落实电力规划, 明确审核条件和标准, 规范简化审批程序, 完善市场规则, 保障电力发展战略 政策和标准有效落实 除法律法规有明确规定的外, 电力企业不得对其他公民和法人设定接入电网和输配电服务方面的附加条件, 确保电网对发电企业 售电主体和用户无歧视开放 (4) 建立健全市场主体信用体系 加强市场主体诚信建设, 规范市场秩序 在 16 / 31

17 专题研究 电气设备发电企业和售电主体间建立第三方信用保证制度 ( 或双方在交易时结清电费 ) 有关部门要建立企业法人及其负责人 从业人员信用记录, 将其纳入统一的信用信息平台, 使各类企业的信用状况透明 可追溯 可核查 加大监管力度, 对企业和个人的违法失信行为予以公开, 违法失信行为严重且影响电力安全的, 要实行严格的行业禁入措施 (5) 抓紧修订地方电力法规 根据改革总体要求和进程, 严格执行新修订的电力法, 抓紧完成相关地方电力法规的修订及相关地方政府规章的研究起草工作, 充分发挥立法对改革的引导 推动 规范 保障作用 加强电力依法行政 加大可再生能源法的实施力度 加快省级能源监管地方性法规制定工作, 适应依法监管 有效监管的要求 ( 三 ) 贵州电改综合试点 贵州省电力体制改革综合试点方案 中的改革任务如下: 1 有序推进电价改革, 理顺电价形成机制 (1) 单独核定输配电价 政府定价的范围主要限定在重要公用事业 公益性服务和网络自然垄断环节 政府主要核定输配电价, 并向社会公布, 接受社会监督 输配电价逐步过渡到按 准许成本加合理收益 原则, 分电压等级核定 用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用 (2) 分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成 放开竞争性环节电力价格, 把输配电价与发售电价在形成机制上分开 参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商 市场竞价等方式自主确定 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 其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量, 以及居民 农业 重要公用事业和公益性服务用电, 继续执行政府定价 (3) 妥善处理电价交叉补贴 结合电价改革进程, 配套改革不同种类电价之间的交叉补贴 过渡期间, 由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额, 通过输配电价回收 2 推进电力交易体制改革, 完善市场化交易机制 (1) 规范市场主体准入标准 按照接入电压等级, 能耗水平 排放水平 产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业 售电主体和用户准入标准 按电压等级分期分批放开用户参与直接交易, 参与直接交易企业的单位能耗 环保排放均应达到国家标准, 不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易 进一步完善和创新制度, 支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电 准入标准确定后, 省政府按年公布当地符合标准的发电企业和售电主体目录, 对用户目录实施动态监管, 进入目录的发电企业 售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场主体 (2) 引导市场主体开展多方直接交易 有序探索对符合标准的发电企业 售电主体和用户赋予自主选择权, 确定交易对象 电量和价格, 按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费, 直接洽谈合同, 实现多方直接交易, 短期和即时 17 / 31

18 专题研究 电气设备交易通过调度和交易机构实现, 为工商业企业等各类用户提供更加经济 优质的电力保障 (3) 鼓励建立长期稳定的交易机制 构建体现市场主体意愿 长期稳定的双边市场模式, 任何部门和单位不得干预市场主体的合法交易行为 直接交易双方通过自主协商决定交易事项, 依法依规签订电网企业参与的三方合同 鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同, 建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制 (4) 建立辅助服务分担共享新机制 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 根据电网可靠性和服务质量, 按照谁受益 谁承担的原则, 建立用户参与的辅助服务分担共享机制 用户可以结合自身负荷特性, 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, 约定各自的辅助服务权利与义务, 承担必要的辅助服务费用, 或按照贡献获得相应的经济补偿 (5) 完善跨省跨区电力交易机制 按照国家能源战略和经济 节能 环保 安全的原则, 采取中长期交易为主 临时交易为补充的交易模式, 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 积极开展跨省跨区辅助服务交易 待时机成熟时, 探索开展电力期货和电力场外衍生品交易, 为发电企业 售电主体和用户提供远期价格基准和风险管理手段 3 建立相对独立的电力交易机构, 形成公平规范的市场交易平台 (1) 遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能 改变电网企业集电力输送 电力统购统销 调度交易为一体的状况, 电网企业主要从事电网投资运行 电力传输配送, 负责电网系统安全, 保障电网公平无歧视开放, 按国家规定履行电力普遍服务义务 继续完善主辅分离 (2) 改革和规范电网企业运营模式 电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源, 按照政府核定的输配电价收取过网费 确保电网企业稳定的收入来源和收益水平 规范电网企业投资和资产管理行为 (3) 组建和规范运行电力交易机构 将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开, 实现交易机构相对独立运行 电力交易机构按照政府批准的章程和规则为电力市场交易提供服务 相关政府部门依据职责对电力交易机构实施有效监管 (4) 完善电力交易机构的市场功能 电力交易机构主要负责市场交易平台的建设 运营和管理, 负责市场交易组织, 提供结算依据和服务, 汇总用户与发电企业自主签订的双边合同, 负责市场主体的注册和相应管理, 披露和发布市场信息等 4 推进发用电计划改革, 更多发挥市场机制的作用 (1) 有序缩减发用电计划 根据市场发育程度, 直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划 鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易, 其电量尽快实现以市场交易为主 (2) 完善政府公益性调节性服务功能 政府保留必要的公益性调节性发用电计划, 以确保居民 农业 重要公用事业和公益性服务等用电, 确保维护电网调峰调 18 / 31

19 专题研究 电气设备频和安全运行, 确保可再生能源发电依照规划保障性收购 积极开展电力需求侧管理和能效管理, 通过运用现代信息技术 培育电能服务 实施需求响应等, 促进供需平衡和节能减排 加强老少边穷地区电力供应保障, 确保无电人口用电全覆盖 (3) 进一步提升以需求侧管理为主的供需平衡保障水平 政府有关部门要按照市场化的方向, 从需求侧和供应侧两方面入手, 搞好电力电量整体平衡 提高电力供应的安全可靠水平 常态化 精细化开展有序用电工作, 有效保障供需紧张下居民等重点用电需求不受影响 加强电力应急能力建设, 提升应急响应水平, 确保紧急状态下社会秩序稳定 5 稳步推进售电侧改革, 有序向社会资本放开售电业务 (1) 鼓励社会资本投资配电业务 按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求, 探索社会资本投资配电业务的有效途径 逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务, 鼓励以混合所有制方式发展配电业务 (2) 建立市场主体准入和退出机制 根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况, 科学界定符合技术 安全 环保 节能和社会责任要求的售电主体条件 明确售电主体的市场准入 退出规则, 加强监管, 切实保障各相关方的合法权益 电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供报装 计量 抄表 维修等各类供电服务, 按约定履行保底供应商义务, 确保无议价能力用户有电可用 (3) 多途径培育市场主体 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 ; 鼓励社会资本投资成立售电主体, 允许其从发电企业购买电量向用户销售 ; 允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易 ; 鼓励供水 供气 供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务 ; 允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场, 从事售电业务 (4) 赋予市场主体相应的权责 售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电, 包括向发电企业购电 通过集中竞价购电 向其他售电商购电等 售电主体 用户 其他相关方依法签订合同, 明确相应的权利义务, 约定交易 服务 收费 结算等事项 鼓励售电主体创新服务, 向用户提供包括合同能源管理 综合节能和用能咨询等增值服务 各种电力生产方式都要严格按照国家有关规定承担电力基金 政策性交叉补贴 普遍服务 社会责任等义务 6 开放电网公平接入, 建立分布式电源发展新机制 (1) 积极发展分布式电源 分布式电源主要采用 自发自用 余量上网 电网调节 的运营模式, 在确保安全的前提下, 积极发展融合先进储能技术 信息技术的微电网和智能电网技术, 提高系统消纳能力和能源利用效率 (2) 完善并网运行服务 加快修订和完善接入电网的技术标准 工程规范和相关管理办法, 支持新能源 可再生能源 节能降耗和资源综合利用机组上网, 积极推进新能源和可再生能源发电与其他电源 电网的有效衔接, 依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度, 解决好无歧视 无障碍上网问题 加快制定完善新能源和可再生能源研发 制造 组装 并网 维护 改造等环节的国家技术标准 (4) 加强和规范自备电厂监督管理 规范自备电厂准入标准, 自备电厂的建设和运行应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求, 严格执行国家节能和环保排放标准, 公平承担社会责任, 履行相应的调峰义务 拥有自备电厂的企业应按规定 19 / 31

20 专题研究 电气设备承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金 政策性交叉补贴和系统备用费 完善和规范余热 余压 余气 瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂支持政策 规范现有自备电厂成为合格市场主体, 允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易 (5) 全面放开用户侧分布式电源市场 积极开展分布式电源项目的各类试点和示范 放开用户侧分布式电源建设, 支持企业 机构 社区和家庭根据各自条件, 因地制宜投资建设太阳能 风能 生物质能发电以及燃气 热电冷 联产等各类分布式电源, 准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统 鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以 合同能源管理 模式建设分布式电源 7 加强电力统筹规划和科学监管, 提高电力安全可靠水平 (1) 切实加强电力行业特别是电网的统筹规划 政府有关部门要认真履行电力规划职责, 优化电源与电网布局, 加强电力规划与能源等规划之间 与国家电力规划的有效衔接 提升规划的覆盖面 权威性和科学性, 增强规划的透明度和公众参与度, 各种电源建设和电网布局要严格规划, 有序组织实施 电力规划应充分考虑资源环境承载力, 依法开展规划的环境影响评价 规划经法定程序审核后, 要向社会公开 建立规划实施检查 监督 评估 考核工作机制, 保障电力规划的有效执行 (2) 切实加强电力行业及相关领域科学监督 完善电力监管组织体系, 创新监管措施和手段, 有效开展电力交易 调度 供电服务和安全监管, 加强电网公平接入 电网投资行为 成本及投资运行效率监管, 切实保障新能源并网接入, 促进节能减排, 保障居民供电和电网安全可靠运行 加强和完善行业协会自律 协调 监督 服务的功能, 充分发挥其在政府 用户和企业之间的桥梁纽带作用 (3) 减少和规范电力行业的行政审批 进一步转变政府职能 简政放权, 取消 下放电力项目审批权限, 有效落实规划, 明确审核条件和标准, 规范简化审批程序, 完善市场规划, 保障电力发展战略 政策和标准有效落实 (4) 建立健全市场主体信用体系 加强市场主体诚信建设, 规范市场秩序 有关部门要建立企业法人及其负责人 从业人员信用记录, 将其纳入统一的信用信息平台, 使各类企业的信用状况透明 可追溯 可核查 加大监管力度, 对企业和个人的违法失信行为予以公开, 违法失信行为严重且影响电力安全的, 要实行严格的行业禁入措施 (5) 加强电力依法行政 加大可再生能源法的实施力度 加快能源监管地方性法规制定工作, 适应依法监管 有效监管的要求, 及时制定和修订电力领域相关法规 规章 ( 四 ) 广西电改综合试点 1 推进电价改革 (1) 积极稳妥推进输配电价改革 充分体现广西多张电网并存的实际, 按照 准许成本加合理收益 原则, 以自治区境内各家电网有效资产为基础, 分别核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价, 分类推进交叉补贴改革, 建立规则明晰 20 / 31

21 专题研究 电气设备水平合理 监管有力 科学透明的输配电价体系 电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费, 不再以购销差价作为主要收入来源 建立对电网企业电网投资 成本控制 服务质量的激励和约束机制, 完善监管制度, 落实电网企业责任和义务 (2) 输配电价核定前的过渡期, 试点建立过渡期电价随购电成本联动调整机制 输配电价改革完成之前, 根据水电出力情况, 动态测算电网企业购电成本变化, 当电网企业平均购电成本降低或上升到一定幅度时, 对销售电价进行联动调整 为突出调价效果, 价格调整仅限于工商业, 居民和农业用电价格维持不变 (3) 逐步减少电网之间趸售电量 输配电价改革完成之前, 继续通过趸售方式向地方电网提供电量, 但要严格核定趸售价格, 减少购销差价空间 同时, 鼓励地方电网企业通过电力直接交易方式向发电企业直接购电, 地方电网向主电网支付过网费, 逐步减少趸售电量比例 2 推进电力市场建设 (1) 完善电力直接交易制度 修订广西电力直接交易指导意见, 规范市场主体准入标准, 允许符合条件的发电企业与用电企业 售电企业 配售电企业 地方电网等市场主体参与直接交易, 由交易双方自主定价, 逐步建立起电价市场形成机制 根据市场发育程度, 直接交易电量和容量不再纳入发用电计划 建立线上 线下电力交易撮合机制以及中长期交易 现货交易的交易机制, 形成双边协商 集中竞争等交易模式, 实现从点对点交易向多点对多点交易过渡, 加快启动现货电力市场 鼓励交易双方建立长期稳定的交易机制 在输配电价改革完成之前, 采用价差传导方式开展直接交易, 即发电企业价格调整多少, 用户侧相应调整多少, 电网环节暂时保持不变 ; 地方电网范围内符合条件的企业跨网参加直接交易, 采取发电企业价格调整多少, 用户用电价格相应调整多少的方式进行 输配电价改革完成之后, 电网企业按电压等级收取输配电费, 交易价格由交易双方自主确定 (2) 有序扩大电力直接交易规模 在确保电力供应安全的前提下, 逐年加大直接交易电量规模,2016 年直接交易电量不低于当年全区用电量的 20%,2017 年以后根据市场发育程度, 逐步放开全部工商业用电计划 (3) 组建相对独立的电力交易机构 剥离原由主电网企业承担的电力交易业务, 按照政府批准的章程和规则, 组建相对独立的 开放的 不以盈利为目的的广西电力交易中心, 实行独立核算 近期, 交易中心由主电网企业相对控股, 地方电网 发电企业 部分电力用户 第三方机构参股, 接受自治区人民政府及其有关部门和国家能源局南方监管局的监管 建立由电网企业 发电企业 售电企业 电力用户等组成的市场管理委员会, 按类别选派代表组成, 负责研究讨论交易机构章程 交易和运营规则, 协调电力市场相关事项等 市场管理委员会实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制, 国家能源局南方监管局和自治区发展改革委 ( 能源局 ) 工业和信息化委 物价局等有关部门可以派员参加市场管理委员会有关会议 市场管理委员会审议结果经审定后执行, 国家能源局南方监管局和自治区人民政府指定的相关部门可以行使否决权 交易机构经批准可向市场主体合理收费 3 稳步推进售电侧改革, 加快培育多元售电主体 (1) 放开售电侧市场 按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求, 逐步向符合条件的市场主体放开售电业务和城市拓展区 工业园区等增量配电投资业务, 鼓励社会资本或以混合所有制方式投资配电业务, 广西电网公司外的 21 / 31

22 专题研究 电气设备存量配网视为增量配电业务 加强售电侧市场监管, 规范售电侧市场主体条件 责任和义务, 明确售电侧市场主体的市场准入 退出规则, 建立售电侧市场主体信用体系, 切实保障各相关方的合法权益 电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供报装 计量 抄表 维修等各类供电服务, 按约定履行保底供应商义务 (2) 多途径培育售电主体 鼓励社会资本投资成立售电主体, 允许其从发电企业购买电量向用户销售 允许拥有分布式电源的用户参与电力交易 鼓励供水 供气 供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务 允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场, 从事售电业务 支持来宾市河南工业园区组建配售电主体, 先行开展售电侧市场改革试点, 并逐步扩大到河池市大任产业园 粤桂合作特别试验区 贺州市信都工业园区等园区以及部分城市拓展区 4 推进发用电计划改革 (1) 有序放开发用电计划 在不影响电力系统安全 供需平衡以及保障优先购电 优先发电的前提下, 逐步放开一定比例发用电计划, 参与直接交易, 促进电力市场建设 2016 年发电计划不超过区内发电量的 80%,2017 年以后, 根据电力市场成熟程度, 进一步缩减发用电指导计划 鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易, 其电量尽快实现以市场交易为主 (2) 强化电力 三公调度 严格执行优先购电 优先发电制度 建立年度发用电主体参与调度计划协商的工作机制, 公开计划编制过程及编制原则, 加强对调度计划执行的监督, 建立电力调度第三方评估制度, 每年度由国家能源局派出机构会同自治区人民政府有关部门委托第三方评估机构进行评估并提交评估报告 5 积极稳妥推进电网改革 (1) 推进电网企业厂网分开 主辅分开 电网企业所属发电企业与电网脱钩, 各类非电辅业全部与电网企业分离, 进一步厘清电网资产, 剥离与输配电无关的资产 (2) 推动地方电网企业转型 按照国家推进售电侧改革的有关要求, 遵循市场化原则, 推动主电网和地方电网相关资产整合, 在保持现有营业范围的基础上, 推动地方电网企业转型为配售电企业 6 加强电网电源规划建设管理 (1) 加强电网规划建设管理 加快制定广西电网建设管理办法, 明确各级政府 电网企业在电网规划建设中的职责, 规范电网规划及项目建设前期工作的程序及内容 强化各级政府对电网规划管理职能, 建立规划审批 实施 修订和后评价各项制度 建立自治区和设区市的分级规划建设管理体制, 自治区负责 110 千伏及以上的规划管理, 设区市负责所辖区域 110 千伏以下的规划管理 有序放开增量配电业务, 通过竞争性方式公开 择优确定增量配电投资主体 制定风电等新能源发电项目送出工程规划, 切实保障新能源公平并网接入, 鼓励风电等送出工程由项目业主建设或代建, 项目业主依法依规享受可再生能源接网工程补贴 (2) 推进电源项目投资体制改革 加快制定中长期电源发展规划, 并依法开展环境影响评价, 优化电源布局, 统筹核电 火电 水电 风电 光伏和生物质等各类电源建设规模和时序 按照环保优先 电价优先的原则, 加强能源资源管理, 将电源项目特别是水电 风电等资源类项目的业主选择引入竞争机制, 公开择优选择 22 / 31

23 专题研究 电气设备项目业主 改革电源项目审批制度, 在国家实行火电容量审批制度的情况下, 深入推进火电项目评优制度, 按照排序先后审批项目 (3) 严格企业自备电源管理 制定企业自备电厂管理办法, 将自备电厂建设和管理纳入全区电力发展规划 按照国家资源综合利用 热电联产 自发自用的政策要求, 严格遵循节能减排等环保标准, 科学有序推进自备电厂建设, 维护电力市场秩序 加强对自备电厂的运行监管, 并要求其承担相应的社会责任 四 售电侧改革试点地区 ( 一 ) 广东 重庆售电侧改革试点 2015 年 12 月 9 日, 发改委 能源局批复同意重庆市 广东省开展售电侧改革试点 1 培育更多市场主体 坚持市场化方向和安全高效 节能减排原则, 积极推动电力体制改革创新, 着力构建主体多元 竞争有序的电力交易格局 按照 管住中间 放开两头 的要求, 在试点区域内向社会资本开放售电业务, 培育售电侧市场竞争主体, 让更多的用户拥有选择权 2 重庆: 用电价格下降 重庆 :2 月 3 日在电力供应领域内的供给侧改革浮出水面 重庆市首批 12 家企业与重庆两江长兴电力有限公司签订售电协议, 达成 2016 年度售电量 1.3 亿千瓦时, 用电企业平均签约电价 0.6 元 / 千瓦时, 至少降低企业用电成本 2600 万元 根据新的电改方案,220 千伏企业用户电价可降至 0.55 元 / 千瓦时 3 输配电价考虑交叉补贴 4 允许有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易 ( 二 ) 新疆生产建设兵团售电侧改革试点 2016 年 4 月 26 日, 国家发展改革委 国家能源局发布关于同意新疆生产建设兵团开展售电侧改革试点的复函, 原则同意新疆生产建设兵团对试点工作的总体考虑 修改后的 新疆生产建设兵团售电侧改革试点实施方案 内容如下 : 1 主要内容 第一阶段 : 十三师作为示范区制定详细方案推动电力供应从传统方式向现代交易模式转变 ; 在新疆区域单独核定输配电价之前的过渡时期参照 新疆大用户直供输配电价 确定输电环节电价 逐步完成配电价格核定, 保证输 配电业务健康发展, 提高供电可靠性 ; 对于历史形成的国网公司以外的存量配电资产, 均视同为增量配电业务, 鼓励以混合所有制发展试点区域配电业务, 社会资本投资增量配电网绝对控 23 / 31

24 专题研究 电气设备股的即拥有配电网运营权, 并切实履行相同的责任和义务 ; 依托国网新疆电力公司现有交易中心完成市场化的交易组织和实施 ; 公平无歧视开放输配电服务, 多途径培育独立的售电侧竞争主体参与市场化交易 ; 制定详细的交易规则, 确定匹配实际情况的交易模式, 逐步完善交易机制, 保障合同电量等多元交易品种在内的合理 合法交易 ; 理顺交易机构同调度机构关系, 确保交易电量形成调度计划并予以执行 ; 确立合理的发用电计划, 优先保障民生用电, 优先保障清洁能源 调节性电源并网发电 ; 完善电力市场监管机构及规则, 确定市场监管主体和职责, 保证市场统一 开放 竞争 有序运行 第二阶段 : 在售电侧改革试点市场化体系建立并不断完善的基础上,, 逐步执行新疆分电压等级单独核定的输配电价, 并组建相对独立交易机构, 探索完善电力市场体系, 规范扩大电力直接交易, 实现市场交易规范化运行 2 价格形成机制 参与电力市场交易的到户用电价格, 分两类 : 第一类为配电网外购电, 到户价格由发电企业的交易价格 + 对应配电网电压等级的输电价格 ( 含交叉补贴 )+ 配电价格 + 售电公司合理成本及回报 + 政府性基金等五部分组成 第二类为配电网内购电, 到户价格由发电企业的交易价格 + 配电价格 + 售电公司合理成本及回报 + 政策性交叉补贴 + 政府性基金等五部分组成 3 配电业务 鼓励社会资本投资运营增量配电网, 促进配电网建设发展, 加强配电网统筹规划, 提高配电网运营效率, 兵团有关部门将根据国家电力体制改革政策, 结合自身电力系统实际情况, 探索增量配电业务建设 运营新途径 4 发用电计划 按政策要求鼓励符合条件的发电主体和用户参与市场化交易, 逐步扩大市场化用电比例 在发用电计划形成机制上坚持民生用电供给, 建立优先购电制度, 保障居民 农业 重要公用事业和公益性服务用电计划 ; 建立优先发电制度, 坚持节能减排和清洁能源优先发电上网, 有序实施电力电量平衡从计划手段向市场手段平稳过渡 5 监管机制 根据国家电力体制改革相关政策要求, 国家能源局及兵团电力管理部门主要负责兵团售电侧改革试点市场主体和交易机构的市场行为监管, 逐步建立健全监管机制, 编制完善兵团售电侧改革试点监管办法, 报国家发展改革委 国家能源局备案 其中, 重点加强市场信息公开 主体信用评价 违约风险防范和科学监管等方面内容 五 电改相关标的 ( 一 ) 穗恒运 A: 紧抓电改机遇, 提早谋划布局售电业务 24 / 31

25 (1) 投资设立售电, 积极参与广东售电侧改革 专题研究 电气设备 2015 年 10 月 30 日, 公司公告称投资成立了能源销售公司, 注册资金 2.2 亿元, 公司持股 100%, 且已于 2016 年 2 月份完成首期入资 2200 万元 主要经营范围包括 : 以电力购买 销售业务为核心经营内容, 提供合同能源管理 综合节能 用电咨询等增值服务, 条件成熟时研究开展电力期货等金融服务产品 该公司已被省经信委列入具备电力销售资格的企业之一, 积极参与广东售电侧改革, 以扩大供热量为支撑, 争取电力市场份额 (2) 公司切入售电领域水到渠成, 获取售电超额利润从当前公开信息看, 公司 3 4 两月通过成立售电公司分别成交了 亿度电, 度电分别降低 毛 / 度电, 前两次公司共获得发电端让利 万 公司有供热业务, 可以将供热用户合理的转化为自己的售电用户, 因此这部分用户售电获取的利润非常高 在不影响公司本身发电利润的前提下, 赚取售电端的超额利润 (3) 公司获取用户能力强, 有望成为电改龙头公司控股股东背景为广州开发区管理委员会, 有很好的渠道能力, 预计能够在园区未来获得更多大工业用户 从公开信息看, 公司 3 4 月售电占竞价规模电量比例分别为 18.09%,13.74% 总售电电量占竞争售电总量的 15.57%, 售电占比排名第 1 广东地区电改将进一步放开, 预计明年售电市场规模会有成倍的增长 公司有望获得更多的电改售电红利 ( 二 ) 炬华科技 : 计量仪表主业稳步增长, 能源互联网布局全面扩张 (1) 并购纳宇股份和入股经纬信息, 能源互联网布局全面扩张公司 100% 收购纳宇股份股权, 将利用其在电表和电力信息采集系统方面积累的客户基础, 布局综合用电服务, 并为售电做准备 公司入股经纬信息 10% 股权, 有利于公司快速切入用电需求侧管理及能源互联网服务领域, 加快推进公司现有产品的市场推广和应用 公司还合资成立的炬能售电望将积极抓住市场机会, 逐步开展售电相关业务 随电改推进, 尤其在用电大省的浙江, 公司将加快在能源互联网和综合用电服务的布局 (2) 传统仪表业务稳定增长, 海外市场和四表合一成为新的增长点公司 2015 年单相智能电能表实现收入 4.34 亿元, 收入占比达 40.1%, 同比增长 32.37% 国内市场仍将稳步发展, 海外市场和四表集采业务将成为新增长点 海外方面, 目前公司外销产品已由低档产品向电子化 智能化的中高档产品发展,2015 年公司收购 Logarex 100% 股权的决策显示公司拓展海外的决心 ; 四表集采方面, 公 25 / 31

26 专题研究 电气设备 司于 2015 年 9 月收购杭州炬源智能 100% 股权, 拓展水表 燃气表及四表集采业务, 并积极在浙江省开展试点布局 ( 三 ) 中恒电气 : 加速布局能源互联网, 切入用电侧服务 (1) 依托云平台, 线上线下联动构建能源互联网立足基础, 打造能源互联网 公司依托电力信息化 电力电子制造行业近 20 年的技术 市场积累的优势, 开展了从新能源发电 储能 新能源汽车 主动配电网到智能微网 能源综合服务的全产业布局, 为电力市场的开放做好了技术储备 建立能源互联网云平台, 线上线下联动 公司拟通过募资建设能源互联网云平台, 打通线上线下服务 能源互联网云平台将从如下四个方面发挥作用, 帮助构建线上线下联动的能源互联网体系 :1) 构造用户为中心的移动平台, 让用户可以方便的通过移动 APP 的方式获取公司的相关服务 ;2) 通过云平台, 采集和分析大数据, 为公司业务升级和精准服务提供可靠的支撑 ;3) 打造一体化的运营服务平台, 包括电能监测平台 运维调度服务平台 在线客户服务平台 需求响应 / 负荷互济平台 电能交易平台和电力资源 - 电子商务平台, 给用户提供一站式的服务体验 ;4) 构建服务体系, 联结公司的能源审计 工程设计咨询 智能化改造 设备持续监测 电能质量分析 企业优化运行 安全保障 ( 设备保险 ) 节能降耗的相关服务, 从而实现范围经济 图 1: 中恒电气业务架构 数据来源 : 公司公告 广发证券发展研究中心 (2) 非公开发行获得通过, 募资拥抱能源互联网 表 4: 中恒电气非公开发行募投方向 序号项目名称项目总投资额 ( 万元 ) 拟投入募集资金 ( 万元 ) 26 / 31

27 专题研究 电气设备 1 能源互联网云平台建设项目 68,861 68,861 2 能源互联网研究院建设项目 6,091 6,091 3 补充流动资金项目 25,048 25,048 合计 100, ,000 数据来源 : 广发证券发展研究中心 根据公司发布调整后的非公开发行股票预案, 公司拟向包括实际控制人朱国锭在内的不超过 10 名特定投资者非公开发行股份筹集资金总额不超过 10 亿元, 拟分别投入募集资金 6.89 亿元 0.61 亿元 2.50 亿元用于能源互联网云平台建设 能源互联网研究院建设 补充流动资金 2016 年 3 月 3 日公告称此次公司非公开发行股票申请获得证监会审核通过, 公司后续能源互联网云平台建设将持续推进, 未来将在能源互联网领域持续发力 (3) 加速布局能源互联网, 切入用电侧服务全方位布局能源互联网产业, 募资 10 亿元用于能源互联网云平台建设, 拟出资 1 亿元设全资子公司中恒云能源互联网, 提供能源互联网领域技术 服务 保障平台 此外, 公司子公司与苏州工业园区拟合资设立苏州中鑫服务公 (47.37%), 全面布局苏州工业园区售电及相关业务, 抢占市场先机 公司与南都电源的合作, 通过用户侧储能的方式切入用户侧服务 随着电改持续深入, 能源互联网 售电 用户侧服务, 将成为公司新的利润增长点 公司的用户侧业务目前以中恒普瑞为核心 中恒普瑞目前在苏州本地具备了良好的客户基础, 目前已经掌握了上千家企事业单位用户, 在当地建立了一定的口碑 根据公司规划,2016 年公司力争在北京 上海 深圳 成都 天津 西安等重点城市发展区域技术支撑中心, 力争发展协议客户 家 (4) 与苏州工业园区合资成立售电公司 2016 年 3 月, 公司与苏州工业园区共同投资设立苏州工业园区中鑫能源综合服务有限公司, 公司出资 1800 万, 占股 47% 中鑫能源未来除开展基本的电能出售业务外, 还将电力的交易和调度, 以及基本的电力设备运维 此外还将开展多项能源互联网业务, 包括 : 投资和运营分布式能源站 充电桩和储能设施 ; 提供合同能源管理和节能改造服务 ; 投资 建设并运营区域能源互联网 我们认为与此次与苏州工业园区合资成立售电公司意义重大, 第一可以借此分享售电放开的改革红利 ; 第二可以以售电作为入口, 促进苏州地区的用户侧业务 ; 第三, 可以以售电公司作为平台, 依托苏州有关政府部门, 积极尝试 开拓其他的能源互联网服务 ( 四 ) 积成电子 : 积极布局能源互联网, 打造智慧能源平台 (1) 公司具有成功的智慧能源云平台运作经验 掌握全国 户高耗能企业能耗数据, 水表省会级市场占有率排名第一 已 27 / 31

28 专题研究 电气设备经建立了燃气需求侧应用云平台服务, 成功搭建了能源互联网云平台, 已经获取了第三方支付牌照, 有成功的园区微网经验, 有望将这一模式扩展到山东, 进而复制到全国 图 2: 积成电子能源互联网重要项目 2013 年 11 月 19 日, 青岛积成电子承建的 山东省节能信息系 统平台建设项目 在山东省节能监察总队进行了整体验收 2015 年 2 月 11 日积成电子投资山东城联一卡通涉足支付环节 公司于 2015 年 3 月 25 日使用自有资金一亿元设立全资子公司积 成能源有限公司, 继续完善能源互联网闭环布局 2015 年 6 月, 公司联合中国移动 联想集团一起打造的智慧能 源公共服务云平台正式发布 数据来源 : 公司公告 广发证券发展研究中心 (2) 募投加速能源互联网布局面向需求侧的微能源网运营与服务项目, 快速复制推广微能源网建设 公司多年在智能电网 智慧公用事业 微能源网等领域深耕布局, 为了满足产业园区 高耗能企业 公共建筑等用户群体的迫切需求, 开展面向需求侧的微能源网建设 运营和服务 ; 在条件具备的区域构建微能源网群和区域能源互联网, 开展电力市场 虚拟电厂等应用 ; 探索微能源网的运营和服务新模式 项目建设内容主要包含能源互联网云平台研发及建设 微能源网能量管理与控制系统研制和推广 微能源网试点项目建设等三部分 表 5: 积成电子能源互联网募投项目 类别 投资金额 ( 万元 ) 能源互联网云平台研发及建设 4858 微能源网能量管理与控制系统研制和推广 6519 微能源网试点项目建设 铺底流动资金 751 合计 数据来源 : 公司公告 广发证券发展研究中心 ( 五 ) 新联电子 : 业绩稳定增长, 智能云平台业务正式起航 (1) 公司营收快速增长, 净利保持稳定 28 / 31

29 专题研究 电气设备公司 2015 年实现营业收入 7.77 亿元, 同比增长 33.88%; 归属母公司净利润 1.56 亿元, 同比增长 1.96%; 扣非后归属母公司净利润 1.47 亿元, 同比增长 15.3% 营收快速增长主要受益于瑞特电子新增 10 个月的并表 ; 净利增速低于营收源于公司转型开展云服务项目, 销售费用及管理费用大幅提升 盈利能力看,15 年公司综合毛利率 40.58%, 较 14 年基本保持不变 (2) 存量业务树茂根深, 稳定发展公司是用电采集行业龙头, 全业务链布局 一方面, 受益于存量设备的替换需求, 未来 5 年内公司主营业务将保持稳健, 为公司业绩提供强有力的支撑 ; 另一方面, 基于自身专利技术和信息采集的技术积累, 新联电子累计安装终端数达到 40 万户左右, 是行业领先的龙头企业, 具备快速推广的用户基础 (3) 定增转型智能用电, 迈向能源互联网龙头十三五是电力体制改革落实年, 售用电侧逐步放开, 节能改造服务需求将扩大 公司募资 13.5 亿元打造智能用电云服务平台, 转型智能用电管理服务商 通过 免费模式 政府推进 地方公司合作等方式快速导流客户抢占市场, 目前公司已经成为此领域的龙头公司, 平台拥有工商业用户 1600 户左右,2016 年底计划实现 1 万户 未来基于智能云平台, 为用户提供配用电监测与管理系统, 并进一步开发运维 节能改造等增值服务, 实现数据变现 ( 六 ) 涪陵电力 : 国家电网背景, 积极布局综合能源供应商 (1) 新巨头浮现, 涪陵电力供 售 配电节能用电服务全布局涪陵电力拟通过向国网节能支付现金的方式购买其配电网节能业务, 交易对价 37, 万元 涪陵电力主要从事电力供应 销售, 属于电力生产供应行业 通过收购国网节能配电节能业务, 布局节能服务领域, 转型综合能源服务商 (2) 国网背景, 资产注入预期强烈国网节能公司是国家电网的全资子公司, 国家电网同时做出了 避免同业竞争承诺, 因此未来国网节能公司将有可能逐步整合系统内部的 26 家省级节能公司的相关业务 国网节能同时还包括其他业务板块, 未来都存在注入预期 同时, 国网节能 2016 年度 2017 年度和 2018 年度经审计的扣除非经常性损益后的净利润合计承诺分别不低于 3, 万元 3, 万元和 3, 万元 ( 七 ) 京运通 : 光伏电站持续扩张, 全国性售电公司 (1) 电站规模持续扩张, 售电公司助力缓解限电问题 29 / 31

30 专题研究 电气设备公司 2013 年 9 月进入光伏电站运营后装机容量迅速放量, 一季度已并网装机容量达到 MW, 发电量达 1.06 亿度, 若已签约项目全部并网将晋身 GW 级光伏运营商, 并借力嘉兴模式发展分布式光伏 公司参与成立北京融和晟源售电公司, 公司参与设立售电公司, 树立以混合所有制推进电改的标杆 或是第一家全国性售电公司, 目标锁定东部及东南沿海等经济较发达地区, 有利于保障清洁能源发电优先上网, 缓解公司限电现象 (2) 外延并购进入节能环保领域公司 2013 年 7 月并购山东天璨进入节能环保行业的脱硝催化剂领域 山东天璨是国内首家也是唯一一家从事新型高效无毒烟气脱硝催化剂的企业 2015 年环保收入增长近 3 倍以上, 随着销售渠道扩张和工程项目开展, 环保板块业绩将显著提升 六 风险提示 电改力度低于预期的风险 ; 售电侧放开推进缓慢 30 / 31

31 专题研究 电气设备 广发电力设备与新能源研究小组 陈子坤 : 首席分析师, 理学学士, 四年中国有色金属工业协会再生金属分会工作经历,2013 年加入广发证券发展研究中心 广发证券 行业投资评级说明 买入 : 预期未来 12 个月内, 股价表现强于大盘 10% 以上 持有 : 预期未来 12 个月内, 股价相对大盘的变动幅度介于 -10%~+10% 卖出 : 预期未来 12 个月内, 股价表现弱于大盘 10% 以上 广发证券 公司投资评级说明 买入 : 预期未来 12 个月内, 股价表现强于大盘 15% 以上 谨慎增持 : 预期未来 12 个月内, 股价表现强于大盘 5%-15% 持有 : 预期未来 12 个月内, 股价相对大盘的变动幅度介于 -5%~+5% 卖出 : 预期未来 12 个月内, 股价表现弱于大盘 5% 以上 联系我们广州市深圳市北京市上海市 地址 广州市天河区林和西路 9 号耀中广场 A 座 1401 深圳市福田区福华一路 6 号免税商务大厦 17 楼 北京市西城区月坛北街 2 号月坛大厦 18 层 上海市浦东新区富城路 99 号震旦大厦 18 楼 邮政编码 客服邮箱 gfyf@gf.com.cn 服务热线 免责声明 广发证券股份有限公司具备证券投资咨询业务资格 本报告只发送给广发证券重点客户, 不对外公开发布 本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券股份有限公司认为可靠, 但广发证券不对其准确性或完整性做出任何保证 报告内容仅供参考, 报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价 广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任, 除非法律法规有明确规定 客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策 广发证券可发出其它与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告 本报告反映研究人员的不同观点 见解及分析方法, 并不代表广发证券或其附属机构的立场 报告所载资料 意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断, 可随时更改且不予通告 本报告旨在发送给广发证券的特定客户及其它专业人士 未经广发证券事先书面许可, 任何机构或个人不得以任何形式翻版 复制 刊登 转载和引用, 否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版 复制 刊登 转载和引用者承担 31 / 31