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电改行业分析报告

2017年电改行业分析报告

2017年6月

自新电改“9”号文开始，我国面临历史上第二次大的电力体制改革。

2002年，国务院下发“5”号文件，核心是厂网分开，竞价上网；重组发电和电网企业，至此，组建了五大发电集团和两大电网公司。

第一次电改后，十五期间，电力装机几乎翻倍，国网公司的利润增加了五倍，期间，电力设备价格上涨15%，电厂基础建设所有的材料价格上涨了40%。

从大趋势上看，第一次电改就是为了满足日益增长的社会用电量的需求而做出的重大改革。

此轮新电改的主要目标是“放开两头，管住中间”，主体改革政策：

发+输配+售。

我们必须认识到，此轮电改是在社会用电量下滑以及电源总体过剩的大背景下进行，所以第二次电改实质是做减法，这与第一轮电改是截然不同的。

虽然是减法，但不乏投资机会。

这轮电改对于运营效率高的主体是极好的机会，而对成本高昂运营效率低下的主体则是倒逼淘汰。

我们将从发-输-配-售四个环节逐一梳理投资机会。

发电侧存在多样化投资良机——辅助服务市场机会众多，亟待有心人采摘的市场机会包括：

调频、深度调峰（辽宁某60MW火电机组16年火电深度调峰辅助服务盈利数亿元，超过主能量市场盈利）、绿证、容量市场、备用、调相和黑启动等。

具备参与各类辅助服务能力且率先抢占相应市场的发电企业业绩将得到巨大提升。

增量配网机会看涨，附加节能等增值服务有待进一步挖掘。

市场机会包括：

存量配网以自动化升级、装备升级为主，增量配网以农配网建设为主，有望获益的是可从增量配网建设中获益的工程总包商和配网运营商。

其中拥有优质工业园区资源或配套能力强的公司可作为优质工程总包商得到关注，而具有国网背景的设备企业公司优势明显。

售电侧机会众多，资本相继涌入。

市场机会包括：

需求侧资源进入市场有助于增加需求侧弹性，削减高峰负荷，且调节方式灵活，响应速度快，缓解受端电网调频调峰严峻形势。

随着政策及市场制度的推进，率先整合负荷侧需求响应资源的售电公司将收获可观回报。

储能商业化邻近，巨量市场启动在即。

市场机会包括：

储能浸润电网多环节运转，潜在市场体量巨大。

能够降低储能成本的储能上下游企业将迎来实质的商业化突破，业绩具备爆发式增长机会。

一、新电改大潮下的投资机会

自新电改“9”号文开始，我国面临历史上第二次大的电力体制改革。

2002年，国务院下发“5”号文件，核心是厂网分开，竞价上网；重组发电和电网企业，至此，组建了五大发电集团和两大电网公司。

第一次电改后，十五期间，电力装机几乎翻倍，国网公司的利润增加了五倍，期间，电力设备价格上涨15%，电厂基础建设所有的材料价格上涨了40%。

从大的趋势上看，第一次电改就是为了满足日益增长的社会用电量的需求而做出的重大改革，也取得了重大成果。

此轮新电改的主要目标是“放开两头，管住中间”，主体改革政策：

发+输配+售。

我们必须认识到，此轮电改是在社会用电量下滑以及电源总体过剩的大背景下进行，所以第二次电改实质是做减法，这与第一轮电改是截然不同的。

虽然是减法，但不乏投资机会。

这轮电改对与运营效率高的主体是极好的机会，而对成本高昂运营效率低下的主体则是倒逼淘汰。

我们将从发-输-配-售四个环节逐一梳理投资机会：

1、发电侧存在多样化投资良机：

辅助服务市场机会众多，亟待有心人采摘

我国电力行业市场化空间巨大，不同地区面临的问题不尽相同，但当前特高压环境下各地区电网对优质辅助服务资源需求增多。

此外，跨区现货交易的逐步开展，有助于拥有风电、光伏等新能源发电资源的发电企业提升盈利水平。

市场机会包括：

调频、深度调峰（辽宁某60MW火电机组16年火电深度调峰辅助服务盈利数亿元，超过主能量市场盈利）、绿证、容量市场、备用、调相和黑启动等。

具备参与各类辅助服务能力的发电企业且率先抢占相应市场的发电企业业绩将得到巨大提升。

2、增量配网机会看涨，附加节能等增值服务有待进一步挖掘

“十三五”期间配网投资建设目标已有明确指示，随后的“一带一路”战略又为优质电力设备企业打开了新的增长空间。

市场机会包括：

存量配网以自动化升级、装备升级为主，增量配网以农配网建设为主，有望获益的是可从增量配网建设中获益的工程总包商和配网运营商。

其中拥有优质工业园区资源或配套能力强的公司可作为优质工程总包商得到关注，而具有国网背景的设备企业公司优势明显。

3、售电侧机会众多，资本相继涌入

售电公司竞争性售电基本业务市场体量巨大，但考虑到电力资源属同质性商品，竞争性售电业务增长主要靠价格竞争力及渠道资源，在售电公司数量众多背景下，纯售电市场预计今后一片红海，盈利空间有待验证；而需求侧资源则存在巨大的潜在红利有待开发。

市场机会包括：

需求侧资源进入市场有助于增加需求侧弹性，削减高峰负荷，且调节方式灵活，响应速度快，缓解受端电网调频调峰严峻形势。

随着政策及市场制度的推进，率先整合负荷侧需求响应资源的售电公司将收获可观回报。

4、储能商业化邻近，巨量市场启动在即

电力系统长久以来都是严格执行“发多少用多少”的发用电实时平衡原则运行，这是由于电力系统输配网环节仅仅具备传输电能的功能而无法对电能进行大容量的储存。

储能技术的出现与发展，在很大程度上对电力系统的各个环节带来了巨大的影响，随着储能政策催化剂的不断落地，巨量市场空间逐步打开。

市场机会包括：

储能浸润电网多环节运转，潜在市场体量巨大。

能够降低储能成本的储能上下游企业将迎来实质的商业化突破，业绩具备爆发式增长机会。

二、辅助服务市场：

利润空间巨大，只欠政策东风

我国电力行业市场化空间巨大，不同地区面临的问题不尽相同，但当前特高压环境下各地区电网对优质辅助服务资源需求增多，市场化手段在调整资源配置同时，存在巨大利润空间。

我们将各个地区电网特征分列如下：

我国东北电网的电源结构特点是：

多煤、多风、少水、少（燃）气。

东北电网调峰电源总装机严重不足。

东北电网风电健康发展遇到的最大困难是供热与电力调峰之间的矛盾，其实质是风电与火电争夺有限的发电空间。

东北每年有着长达5~8个月的供暖期。

而冬季供暖期也正好是东北的大风期，要同时完成风电大发与居民供热的双重任务困难重重。

随着近年供热面积及热电机组容量的持续上升，全网火电机组最低技术出力也持续上升，其增速超过电力负荷增速，导致电力调峰能力日益不足，风电发电空间日益受限，弃风限电问题日益突出。

东北电力调峰辅助服务市场便是针对这一突出问题应运而生。

17年1月1日起，《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》开始施行，旨在建立辅助服务分担共享新机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障东北地区电力系统安全、稳定、经济运行，促进风电、核电等清洁能源消纳。

此次东北电力辅助服务市场改革主要聚焦于可中断负荷、电储能、跨省、火电应急备用等形式参与深度调峰。

区别于东北电网特征，华东作为经济高度发达地区，负荷密集，其电网属于大型受端电网，具体的突出问题主要包括两点：

1）省市间机组发电利用小时数差异大，存在发电资源优化空间：

华东省市间同类机组最大发电利用小时数差异达1000小时以上；全网煤耗率水平存在较大差异。

2）省市间调峰压力分布不均衡，存在调峰互济空间：

目前上海、浙江、福建调峰问题较为突出，江苏、安徽暂不突出；预估未来几年，上海调峰形势不再继续恶化，江苏区外来电大幅增加、福建核电增多，调峰形势严峻。

西北、华北大部与东北地区相似，同属我国供暖区域，每年有4-6个月的供暖期，在西北地区风电集中的环境下，供热与电力调峰之间的矛盾，依然是风电与火电对有限的发电空间的争夺。

在风电投资南移的趋势下，华北地区新能源消纳与调峰压力也将进一步加大。

与三北地区及华东地区不同的是，包含四川在内的华中地区水电富集，同样在风电南移趋势明确的前提下，将形成大量优质水电、火电与风电共同抢夺发电资源的局面，可以预计在负荷增速回升的背景下未来新能源消纳和调峰问题严峻。

总体而言，我国电网特点决定了对调峰等辅助服务的需求愈发明确，潜在市场空间巨大，在政策机制不断完善的过程中，存在相当可观的投资机会。

1、调峰市场作用及形式

在国外，调峰并不是一个典型的辅助服务类型，系统的调峰问题实际上是通过现货市场的分时电价来引导市场成员在负荷高峰和负荷低谷时段进行出力调整而解决。

“东北电力调峰辅助服务市场”设计的核心目的在于通过“胡萝卜加大棒”式的经济杠杆作用，促使区内热电企业进行技术改造，实现热电机组供热与发电解耦，在不影响供热的前提下，恢复甚至进一步加大火电机组的调峰能力，从而逐步改善东北电网的电源结构，通过市场化手段，将东北电网调峰问题的“死棋盘活”，从而实现东北电网及地区清洁能源消纳健康可持续发展。

东北电网的电源结构特点是：

多煤、多风、少水、少（燃）气。

东北电网调峰电源总装机严重不足。

截至2016年底，在东北电网1.2亿千瓦总装机中，火电8515万千瓦，占比70%（在全部火电装机中，热电机组占比64%；风电2467万千瓦，占比20%；水电804万千瓦，占比6.56%；核电335万千瓦，占比2.7%。

2016年，东北电网风电发电量388亿千瓦时，约占全网总发电量的9.4%。

东北电网风电装机容量占比，风电发电量占比在中国各区域电网中都是最高的（风电装机比重与西北持平，发电量比重高于西北）。

在快速发展的同时，自2012年起，东北电网风电发展也遇到了严重“弃风限电”的问题。

东北电网风电机组利用小时数普遍达不到设计指标。

东北电网风电健康发展遇到的最大困难是供热与电力调峰之间的矛盾，其实质是风电与火电争夺有限的发电空间。

东北每年有着长达5~8个月的供暖期。

而冬季供暖期也正好是东北的大风期，要同时完成风电大发与居民供热的双重任务困难重重。

随着近年供热面积及热电机组容量的持续上升，全网火电机组最低技术出力也持续上升，其增速超过电力负荷增速，导致电力调峰能力日益不足，风电发电空间日益受限，弃风限电问题日益突出。

东北电力调峰辅助服务市场便是针对这一突出问题应运而生。

东北电力调峰辅助服务市场的主体范围共包含六种类型，在现有的火电厂、风电场（包含光伏电场）、核电厂的基础上，增加了“可中断负荷电力用户”、“电储能用户”、“抽水蓄能电站”。

火电机组、生物质发电机组（100MW及以上容量）能够提供基本及有偿调峰辅助服务，参与市场化管理；风电场、光伏电站作为间歇性电源不具备提供调峰辅助服务能力，参与市场化管理；核电目前暂按不提供日内调峰辅助服务考虑，参与市场化管理；抽水蓄能机组暂认为能够提供100%的基本调峰能力，参与市场化管理；可中断负荷主要在电网低谷负荷时段用电，可在负荷侧为电网提供调峰辅助服务的用电负荷，参与市场化管理；电储能指蓄电设施通过在低谷或弃风弃核时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰辅助服务，参与市场化管理。

调峰辅助服务分为基本（无偿）调峰辅助服务以及有偿调峰辅助服务。

基本调峰辅助服务指平均负荷率大于有偿调峰补偿基准时所提供的辅助服务。

有偿调峰辅助服务指平均负荷率小于等于有偿调峰补偿基准时所提供的辅助服务。

发电企业须在日前提交有偿调峰辅助服务报价，《监管办法》暂对报价设置区间限制，通过报价的高低来确定次日各电厂提供有偿调峰辅助服务的先后顺序。

2、东北调峰辅助服务费用总体情况

东北电力辅助服务市场运营两年来（2014年四季度至2016年三季度），全网有偿调峰辅助31.58亿千瓦时，合计补偿费用13.47亿元。

有偿调峰辅助服务平均价格0.426元/千瓦时，实际最高出清价格0.800元/千瓦时，最低出清价格0.200元/千瓦时。

机组应急启停调峰52台次，补偿金额6390.00万元。

具体的电厂层面情况，2014年四季度至2016年三季度：

（1）全网共31座火电厂盈利，平均盈利金额2865.46万元，最高盈利金额：

20950.36万元（庄河厂）。

（2）全网共54座火电厂亏损，平均亏损金额775.79万元，最高亏损