20170711-东北证券-电力设备行业2017年中期投资策略：配售电、储能持续推进，把握转型机会

[Table_MainInfo] [Table_Title] 证券研究报告 / 行业深度 报告 配售电、储能持续推进，把握转型机会 —— 电力设备行业 2017 年中期投资策略 报告摘要 ： [Table_Summary] 核心观点 传统电力设备子行业中， 配售电 及储能 有望快速开展。 储能政策推进， 应用方向逐步明晰，配售电格局逐步落定，电改释放配售电行业利润。 2017 年下半年重点关注储能及配售电领域的投资机会。 报告摘要： 储能 ： 产业指导意见出台 ，储能正由示范项目走向商业化应用。 可再 生能源装机规模持 续增长和分布式能源不断推进给储能带来了巨大 潜在市场。 储能产业指导意见征求意见稿于 2017 年 3 月出台，明确 了储能的应用领域和发展方向，储能产业的发展有望走上快车道。 短 期来看铅炭电池性价比高，储能商业化应用正在拓展之中，重点推荐 拥有铅炭电池核心技术的南都电源和圣阳股份。中长期来看，锂电池 成本持续下降，锂电池储能路线适用范围广，最具发展潜力。推荐提 供锂电储能系统解决方案的科陆电子与阳光电源。 配售电： 随着售电侧改革不断深化，售电行业迎来持续利好。 目前全 国成立的售电公司超过 2000 家， 售电公司盈利模式将由单一的报价 策略制胜转为综合实力制胜 。 长期来看，具备微电网、分布式光伏及 储能运营能力的售电公司，在积累用户资源后能够带动分布式能源的 建设、或者分布式能源设备销售更具有优势。 具备工程总包资质，能 够参与到配网 PPP 建设的电气设备公司有望进行包括售电、运维等 后续服务的公司 也能占据优势。推荐具有客户优势，能够提供综合、 多样化服务的合纵科技、双杰电气、福能股份、科陆电子 。 投资建议： 电网投资不断向下游倾斜，电改持续深化，看好拥有客户资 源和综 合运营能力的配售电服务商。储能成本不断下降， 政策陆续推进， 看好储能市场的爆发 。 2017 年下 半年重点推荐标的合纵科技、科陆电子、 福能股份 、 双杰电气 。 风险因素： 电改后续改革速度不及预期 ，储能政策 推进不及预期。 重点 公司主要财务数据 重点公司 现价 7-10 EPS PE 评级 2016A 2017E 2018E 2016A 2017E 2018E 合纵科技 20.91 0.31 0.49 1.00 59.69 38.54 18.69 买入 双杰电气 23.11 0.34 0.48 0.77 65.29 46.07 28.89 买入 福能股份 10.12 0.65 0.75 0.85 15.86 13.85 12.17 买入 科陆电子 8.86 0.23 0.29 0.41 39.07 31.20 21.68 增持 [Table_Invest] 优于大势 上次评级： 优于大势 [Table_PicQuote] 历史收益率曲线 -16% -10% -4% 2% 8% 14% 2016/ 7 2016/ 8 2016/ 9 2016/ 10 2016/ 11 2016/ 12 2017/ 1 2017/ 2 2017/ 3 2017/ 4 2017/ 5 2017/ 6 电气设备 沪深300 [Table_Trend] 涨跌 幅（ %） 1M 3M 12M 绝对 收益 5.73% -10.18% -10.11% 相对 收益 2.28% -14.12% -24.01% [Table_Market] 重点公司 投资评级 合纵科技 买入 双杰电气 买入 福能股份 买入 科陆电子 增持 [Table_Report] 相关报告 《储能政策推进，商业化将加速》 2017-03-27 《电新动态点评：电价调整落地 ,关注分布式 及海上风电》 2016-12-27 《电改持续推进，新热点新方向涌现 —— 电 力设备与新能源行业 2017 年度投资策略》 2016-11-27 《电新周报：光热电价出台，产业化将加速》 2016-09-05 [Table_Author] 证券分析师：龚斯闻 执业证书编号： S0550513050002 (021)20361173 gongsw@nesc.cn 研究助理：顾一弘 执业证书编号： S0550115100012 (021)20361163 guyh@nesc.cn 研究助理：孙树明 执业证书编号： S0550115120052 (010)63210897 sunsm@nesc.cn 电气设备 发布时间： 2017-07-11 目 录 1. 储能市场步入发展快车道 . 3 1.1. 储能应用贯穿电力系统 .3 1.2. 化学储能前景广阔 .4 1.3. 国内储能装机稳定增长，下游增长强劲 .4 1.4. 储能商业化大门即将开启 .6 1.5. 国外政策先行，期待国内政策推进 .7 1.6. 投资策略 .9 2. 在电改中配售电存在长期投资机会 9 2.1. 本轮电改目前推进应属较快 .9 2.2. 售电公司竞争格局 . 11 2.2.1. 电力交易市场准入门槛 . 11 2.2.2. 不同资质售电公司各有优势 12 2.2.3. 2018 年售电市场格局将确定 . 13 2.3. 电改释放利润空间中配售电企业盈利模式 .14 2.3.1. 广东新规看售电公司不再有 “一锤子买卖 ” . 14 2.3.2. 配网 PPP 模式开启，运营空间超万亿 . 15 2.3.3. 配网运营商电力电量平衡能力提出高要求，布局者能力需提升 . 16 2.4. 不同售电公司资质评 价 .17 3. 推荐标的 . 18 3.1. 合纵科技 .18 3.2. 科陆电子 .19 3.3. 福能股份 .19 3.4. 双杰电气 .20 1. 储能 市场步入发展快车道 2017 年储能市场已经步入发展快车道，化学储能的成本持续下降 。 国内化学储 能主要包括铅炭和锂电两条技术路线。目前铅炭电池储能成本已经降至商业化应用 的范 围，正处于项目陆续开拓阶段。受益于新能源汽车的发展，锂电的技术进步与 成本下降加速，锂电储能正向商业化应用迈进。 2017 年 3 月 发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）》， 第一次明确了储能在我国能源产业中的战略定位，并提出未来储能的发展阶段目标 及 4 个重点发展方向。 指导意见提出将分应用场景出台针对性补偿政策，部分领域 的补偿政策有望率先落地，激发储能产业投资与发展速度。 1.1. 储能应用贯穿电力系统 （ 1） 发、配、用电环节 削峰填谷 发电端：稳定 设备输出，调节峰谷负荷，提高利用效率。 发电厂机组根据用电 负 荷需要进行实时调整出力，拉高发电的平均成本。配臵储能系统在低谷储电，高 峰时段释放，可以稳定发电设备运行 ，提高设备利用率。 配电端：减少配电网容量需求，减缓电网阻塞，延缓配电网升级压力。 在用电 区域内电力负荷高峰持续时间 短，而整体的电力负荷增长又较为缓慢时，对电网进 行升级 改造 会造成负荷的闲臵 ，经济性较低 。通过在配电端构建储能系统，在高峰 负荷时接入储能装臵供电，可以延缓配电网的升级压力。 用电端：利用峰谷电价合理分配用电。 对于峰谷电价 差较大的地区，在波谷电 价进行存储电能，在波峰时期使用以及出售电能。随着储能成本的 逐步下降， 储能 系统 套利 空间正在逐步出现 。 （ 2）可再生能源发电波动平滑与跟踪计划出力 可再生能源发电的波动性和随机性在并网时会对电网造成冲击。安装储能设备 来平滑电能输出，可以削弱冲击，有利于大规模并网 。 储能系统 还 能够确保可再生能源电站按照 发电 计划进行出力，与区域内的其它 发电设备能够更好的协调，减少电能的损耗和浪费。可再生能源主要建设于 西北和 东北地区，当地电力消纳与输出能力有限，造成了 弃风弃光率 居高不下，接入储能 系统给电能的输出提供 缓冲 ，提高可再生能源的发电质量和效率 。 图 1： 储能在电网应用领域 数据来源：东北证券 1.2. 化学储能前景广阔 储能技术主要有物理储能、化学储能、电磁储能三种。物理储能建设需要一定 的自然条件，建设周期较长。电磁储能尚处于实验室研发阶段，实际应用较少。化 学储能由于技术相对成熟，应用空间最为广泛，随着持续投入研发以及应用领域的 扩展，成本还有很大的下行空间，未来有可能成为 最 具发展前景的储能路线。 表 1：储能技术比较 储能技术 技术路线 比容量 （ Wh/kg） 比功率 （ w/kg） 配臵成本 （元 /kwh） 循环次数 物理储能 抽水储能 — 200~300 3000~5000（元 /kw） 10000 压缩空气储能 — 300~500 4000（元 /kw） 10000 飞轮储能 5~50 180~1800 3500（元 /kw） 10000 化学储能 铅酸电池 30~200 100~300 500~1000 500~1500 铅炭电池 30~200 200~500 500~1500 2000~5000 锂离子电池 150~300 200~300 3000~6000 2000~5000 钒电池 80~130 100~200 3000~6000 10000 钠硫电池 100~200 100~200 1500~3000 5000 电磁储能 超级电容 2~5 7000~20000 — 10000 超导 10000 数据来源：东北证券 从技术发展与成熟度考虑，适合国内储能装机的主要为铅炭电池和锂电池。 与 传统 铅酸电池相比，铅炭电池循环次数是铅酸电池 3 倍以上，而成本仅仅增 加 10%左右，单位使用成本下降，性价比较高。铅炭电池技术成熟，目前由示范项 目向商业应用领域不断拓展，在国内率先打开储能市场空间 。 从技术特点考虑， 锂电池具有 存储密度 高，循环次数多，快速充放电等优点， 是最适合用户侧储能装机的 。 新能源车的发展快速推动锂电技术进步和价格下降， 给发展锂电储能带来机遇，长期来看锂电储能适用范围广，潜力更强。 1.3. 国内储能装机稳定增长，下游增长强劲 截至 2016 年底，全球投运电化学储能 项目 累计装机规模为 1769.9MW，同比增 长 56%。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机占比最大，比重为 65%， 同比增长 89%。 储能技术分布中， 2016 年 全球新增投运的电化学储能项目主要采用 锂离子电池、钠硫电池和铅蓄电池等储能技术，三种技术的新增装机规模共占全 部 新增项目装机规模的 99%以上；其中，锂离子电池的装机规模最大，比重为 85%。 2016 年新增规划、在建中的储能项目装机规模为 1667.6MW，预计短期内全球电化 学储能装机规模还将保持高速增长。 中国的储能于 2011 年起步，近几年保持着强劲的增长态势， 截至 2016 年底， 中国投运 电 化学储能 项目 累计装机规模为 243.0MW，同比增长 72%，新增装机呈现 加速增长的状态。 自 2012 年起，中国投运的电化学储能项目的累计装机规模处于 稳步增长阶段，年复合增长率（ 2012-2016） 54%。 2016 年，中国新增投运电化学储 能 项目的装机规模为 101.4MW，同比增长 299%。 2016 年新增规划、在建中的电化 学储能项目的装机规模为 845.6MW，预计短期内中国电化学储能装机规模还将保持 高速增长。 在国内储能技术的分布中，锂电池的装机比例达到了 59%，占据了主导地位。 2016 年，中国新增投运的电化学储能项目几乎全部使用锂离子电池和铅蓄电池，两 类技术的新增装机占比分别为 62%和 37%。 在所有储能技术中，锂离子电池的新增 投运装机规模的同比增速最大，达到了 256%。 未来在成本下降和技术进步的驱动 下，锂离子电池储能装机还将持续大规模增长。 在 2016 年新增投运的电化学储能项目的 应用分布中， 可再生能源并网领域的 新增装机规模最大，为 56.1MW，所占比重为 55%。 在所有应用领域中，分布式发 电及微网 领域的新增投运规模的同比增速最大，为 727%，其次是可再生能源并网 领域，同比增速为 523%。 从短期来看，储能下游中可再生能源并网与分布式发电 受国家政策重点支持，处于快速发展期， 未来几年内装机规模 有望 持续 增长， 对于 储能的配套需求将不断提升， 助力储能市场打开。 用户侧工商业 分布式 储能 应用有良好的应用价值和 发展 机遇 ， 目前部分峰谷电 价差较大地区的储能项目已经能够 实现一定经济性 。 我国有 约 350 家 国家级工业园 区，超 1000 家 省级工业园区 ，这些 工业园区为 用户侧分布式储能的发展提供了土 壤 。在峰谷电价 差较大的地区，工业园区配套储能能够产生可观的经济效益 ，为用 户侧分布式储能提供了巨大的市场 。 图 2： 全球储能累计装机与同比 单位： MW、 % 图 3： 国内储能累计装机与同比 单位： MW、 % 数据来源：东北证券 ， CNESA 数据来源：东北证券 ， CNESA 图 4： 国内储能装机类型占比 数据来源：东北证券 ， CNESA 1.4. 储能商业化大门即将开启 （ 1）电改打开储能应用空间 。 电改的核心在于放开下游配售电业务。我们认为随 着经营性电价和售电业务的放开，工商业的峰谷电价差存在继续扩大的可能 ，给储 能的商业化展开了空间。 园区配售电业务的放开，可以实现储能商业模式的多样化， 售电商通过配臵储能系统，为用户提供多样化的售电形式，达到双方的共赢。 （ 2）国内化学储能的发展日渐成熟，储能成本持续下降。 目前 国内 铅 炭电池度电 成本有望降至低于 0.5 元，已经能够覆盖 较多地区的 峰谷电价差，循环寿命也已经 达到 3000 次，对于工商业企业来说，利用储能进行削峰填谷已经存在一定的套利 空间，储能的经济性在用户侧的领域即将得到实现，储能由示范项目向商业化应用 发展的大门已经打开。 （ 3）配套政策将带来产业启动。 储能项目发展较快 的国家都是由政策扶持补贴起 步，国内目前对储能尚无特定的政策扶持， 2017 年初 发布的《关于促进储能技术与 产业发展的指导意见（征求意见稿）》 ， 在 储能各个重点发展方向中均提出了价格机 制和补偿机制的设定， 市场对储能政策的近 期出台有着很高的预期，如能在近期推 出扶持补贴政策，会成为储能发展的爆发 时点 。 （ 4） 商业化储能项目陆续落地中，产业热度快速提升。 铅炭电池较低的度电成本 使其在部分峰谷电价差较大地区已能够不依靠补贴就实现商业化应用。目前，国内 南都电源已经在峰谷电价差 较大的地区 布局 储能项目， 推动公司 的 商业化 储能项目 快速发展。 公司 自 2015 年 以来， 通过“投资 +运营”的模式快速推动工商业用户侧 储能业务的拓展，目前已投运的储能电站容量超过 100MWh，在建容量约 300MWh， 至 2017 年底累计投运项目有望达到 1GWh。 表 2：南都 电源储能项目 序号 落地项目 项目名称 电站规模（ MWh） 1 与中恒电气股份有限公司签订《战略合作协议》 390 落地项目 辉腾电子（苏州）有限公司电力储能电站项目 12 落地项目 苏州中恒普瑞电力储能应用电站项目 68.64 2 中能硅业储能电站工程实施项目 12 3 镇江能源互联网平台建设项目 600 落地项目 威凡智能、天工国际智慧型储能电站项目 100 4 无锡星洲科苑电力储能电站项目 120 数据来源：东北证券 ，公司公告 除了电池厂商积极布局储能领域外，诸多光伏厂 商及电力设备厂商也已纷纷响应。 表 3：参与储能投资企业 企业 技术路线 产能 阳光电源 锂电 阳光三星 2000MWh 科陆电子 锂电 与 LG 合资公司 400MWh，与国能合资公司 4 亿 Ah 协鑫集成 锂电 500MWh 融科储能 全钒液流 与大连热电签订 200MW/800MWh 储能调峰项目协议 数据来源：东北证券 可再生能源储能市场容量预测可达千亿 根据张北风光示范项目的实际测算，储能装机量达到 10%，对风光发电的波动 率平滑才有较好 效果。 2020 年国内风光的装机规模有望达到 320GW 以上 ，如按照 10%的储能装机规模进行配臵，储能装机能达到 32GW 的规模。如果能达到德国目 前光伏系统与储能系统 3： 1 的配比，储能装机能达到 100GW 以上。根据张北示范 项目企业中标情况来看，锂电池储能每兆瓦时的平均成本约为 500 万元，每兆瓦的 平均成本为 2000 万元， 铅炭电池每兆瓦时成本大约为 100 万至 150 万。 预计未来 铅炭电池的成本将稳中有降，但锂电池的储能成本将持续下降，目前锂电储能每兆 瓦时的平均成本已经降至 300 万元左右，已经较张北示范项目的锂电储能成本降低 约 40%，未来仍有稳定的下降空间。 2016 年国内风电弃风量为 497 亿 kwh。光伏电站装机量快速增长后弃光量也在 迅速增加， 2016 年国内弃光量为 69 亿 kwh。如按照风电电价 0.5 元 /kwh，光伏电 价 0.8 元 /kwh 进行测算， 2016 年风电光伏弃电量的损失合计约为 300 亿元。如果未 来在输电能力加强后，储能能够充分发挥作用来减少可再生能源弃电问题， 预计 至 2020 年由可再生能源带动的储能需求至少在千亿级别。 1.5. 国 外政策先行， 期待国内政策 推进 （ 1） 海外储能补贴先行，民用市场开启 美国在储能方面处于较为领先的地位 美国自 2009 年起每年推出《可再生与绿色能源存储技术法案》，对 可再生能源 并网与分布式储能提供投资税收减免和财政补贴。 2013 年的法案中提供了投资税减 免 20%的优惠，每个项目封顶额度为 4000 万美元。 2015 年的法案对储能项目的贷 款提供了支持。在加州，德州等地区也有各自对储能的支持方案。 美国加州公共事业委员会 (CPUC)于 2013 年通过“储能采购框架与设计项目”， 确立了三大电力公司到 2020 年完成 1.325GW 储能采购项目。美国加州的 SGIP 补 贴是美国最成功的分布式发电扶持政策，为储能系统提供最高 60%的成本补贴，其 中 1MW 以下的储能系统，补贴标准为 1.46 美元 /W， 每年的预算金额 8300 万美元。 德国由光伏补贴转向储能补贴 德国光伏发电量占总发电量的比重已经达到 5%左右，在峰值时期光伏出力量 超越 50%，且德国绝大部分光伏为屋顶分布式光伏，给电网的运营和调度带来了较 大的压力。通过加大储能配比降低冲击，提高电网对光伏的接纳能力。 自 2009 年以来，德国逐渐退出光伏并网补贴，由 2004 年 0.57 欧元 /KWh 下调 到 2014 年 0.12 欧元 /KWh， 2017 年之后将取消固定上网补贴。 2014 年起，政府通 过国家复兴信贷银行（ Kfw）对小于 30kW 的光伏设施及配套储能设备进行补贴， 规 定给予新安装光伏发电同步建设的储能设施最高不超过 600 欧元的补贴，既有光 伏发电加装储能设施给予每千瓦最高不超过 660 欧元的补贴。 日本研发与补贴并重 日本通过前端支持企业研发，后端对用户提供高额补贴，在两端进行支持来提 高储能的应用。自 90 年代以来，日本投入大量资金支持储能设备的研发，示范项 目建设及商业化运作。其中 NGK 集团在研发钠硫电池的过程中得到了 NEDO（新 能源产业技术开发机构）的大额支持。 2011 年 3 月日本大地震后，日本政府加大对 可再生能源开发和存储的支持，政府拨款 15.1 亿日元，用于研发包括燃料电 池、能 源交易体系、蓄电池等在内的储能相关技术，用以提高能源自消费率。 2014 年 3 月，日本经产省发起了新一轮针对锂离子电池储能系统的补贴计划， 共划拨了 100 亿日元，给予购买者购买系统价格 2/3 的资金补贴。个人和工商业申 请者最高可以获得 100 万日元和 1 亿日元的补贴。 日本政府还制定了到 2020 年，日本厂商生产的储能电池产量占据全球 50%市 场份额的发展目标。为了达到该目标，日本在电力系统发、输、配、用各个环节的 实际应用中全面落实电池储能补贴和激励计划 部分国家储能系统已实现经济性，分布式光伏 +储能爆发在即 对于 像 德国、澳洲等电价较高的地区，居民和商用储能系统已经可以实现经济 性。以德国为例，目前德国的居民电价在 0.28€/kwh，同时每年价格涨幅在 3%-5% 左右，安装分布式光伏 +储能系统之后在满足日常应用的同时还可以将多余的电向 电网出售。在目前的电价和补贴之下，德国分布式光伏 +储能系统的回报周期在 7 年左右，随着锂电成本的不断下降，回报周期有望进一步缩短，市场爆发在即。 海外分布式光伏 +储能的爆发在即对于储能企业而言是发展良机，目前不少国 内企业在切入海外储能市场。国内储能企业沃太能源自 2012 年成立以来就专注定 位于海 外储能市场，目前在德国，澳洲等地已经建立销售网络，占据了海外储能爆 发的先发优势。在高补贴 +高电价的驱动下，海外储能市场将先于国内爆发，公司 团队成员大部分具有海外背景且深耕光伏及锂电行业，能够充分抓住市场需求，我 们认为海外储能市场的启动将带动公司进入快速发展的阶段，将是在储能爆发中率 先受益的标的。 （ 2）国内储能政策有所推进 ， 产业投资加速 在 2017 年 3 月 发布的 《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见 稿）》 中， 提出了 储能的发展阶段目标 ，并 对支撑可再生能源利用水平提升、促进 电力系统灵活性稳定性提升、推 动用能智能化水平提升和支撑能源互联网发展这 4 个 重点发展 方向进行了机制设计。 指导意见提出将分应用场景出台针对性补偿政 策，部分领域的补偿政策有望率先落地，激发储能产业投资与发展速度。 表 4：国内储能相关主要政策 政策名称 储能相关主要内容 时间 《可再生能源产业发展指导目录》 加快储能电池技术开发与项目示范 2005.11 《中华人民共和国可再生能源法及修正案》 电网企业应加强发展应用储能技术 2009.12 《国家电网公司“十二五”电网智能化规划》 智能电网建设 2010.9 《南方电网公司支持新 能源发展若干意见》 新能源与储能技术应用 2010.12 《国家能源科技“十二五”规划》 各类储能电池研究内容与时间布局 2011.12 《 关于做好 2012 年金太阳示范工作的通知 》 考虑储能装臵适当增加补助 2012.1 《能源发展战略行动计划（ 2014~2020 年）》 作为创新领域和重点创新方向 2014.11 《 关于深化电力体制改革若干意见 》 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 2015.3 《 关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见 》 储能 系统是 新能源 微电网的重点建 设对象 2015.7 《“十三五” 规划纲要 》 储能 与分布式能源被列为 战略性 新 兴产业， 受 国家政策支持 2016.3 《 关于在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式 的通 知》 储能 项目 适用于 能源领域推广 ppp 2016.3 《能源 技术革命创新行动计划（ 2016-2030 年 ） 》 先进 储能技术创新 被 列为重点任务 之一 ， 储热 /储冷 、物理储能、化学 储能是战略方向 2016.4 《 关于促进电储能参与“三北”地区电力 促进 发电侧和 用户 侧 的电储能设 施 2016.6 辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知 》 参与 调峰 调频 辅助 服务 《 电力发展“十三五”规划（ 2016-2020 年） 》 开展 风光储多元化技术综合应用示 范 ，积极 推进大容量 和 分布式储能技 术的示范应用 与 推广 2016.11 《 《关于促进储能技术与产业发展的指导意见 （征求意见稿）》 》 对储能的发展阶段目标及重点发展 方向进行了布臵 2017.3 数据来源：东北证券 表 5：储能政策指导意见提出发展方向 发展方向 具体内容 支撑可再生能源利用水平提升 鼓励可再生能源场站合理配臵储能系统 推动储能系统与可再生能源协调运行 研究建立可再生能 源场站侧储能补偿机制 支持应用多种储能促进可再生能源消纳 促进电力系统灵活性稳定性提升 支持储能系统直接接入电网 建立健全储能参与辅助服务市场机制 探索建立储能容量市场 推动用能智能化水平提升 鼓励在用户侧建设分布式储能系统 完善用户侧储能系统支持政策 支持微电网和离网地区配臵储能 支撑能源互联网发展 提升储能系统的信息化和管控水平 鼓励基于多种储能实现能源互联网多能互补、多源互动 拓展电动汽车等分散电池资源的储能化应用 数据来源：东北证券 ，国家能源局 1.6. 投资策略 可再生能源装机规模的持续增长和分布 式能源的不断推进给储能带来了潜在 的市场空间 ，储能成本的下降使得工商业削峰填谷的储能应用得以实现 。从短期 来 看，铅炭电池性价比高，成本相对较低，无需补贴成本的情况下已经能够在部分峰 谷电价差大的地区实现商业化应用，推广进程将不断加快 ， 补贴政策如能在近期出 台，铅炭电池具备经济性的区域将快速扩大， 有望最先打开 储能市场， 重点推荐拥 有铅炭电池核心技术的 南都电源 和 圣阳股份 。 电改和分布式的政策不断推进，锂电 产业扩张带来锂电储能成本的持续下降，锂电储能适用范围最广，中长期来看市场 空间最为广阔，重点推荐布局储能锂电及产业链的 阳光 电源 与 科陆电子 。 2. 在电改中配售电存在长期投资机会 2.1. 本轮电改目前推进应属较快 电改 9 号文发布以来，地方电力体制改革试点方案加快批复。 2015 年，深圳、 云南、贵州、重庆、广东电改先行试验。今年以来，山西、广西、北京、甘肃、海 南、河南、新疆、山东、湖北、四川、辽宁、陕西、安徽、宁夏、上海内蒙古的电 力改革综合试点方案，和福建、黑龙江、浙江、吉林、江西、河北的售电侧改革方 案相继获批，截至目前已覆盖 26 个省 (区、市 )和新疆生产建设兵团。 11 月 16 日， 发改委发布《省级电网输配电定价办法 (试行 )征求意见稿》，明确了输配电 业务的固 定资产范围、电网权益成本收益率以及交叉补贴等一系列问题。在 11 月 7 日发布的 《电力发展 “十三五 ”规划》中，更是对售电改革列出了边角明确的执行时间表。 表 6： 9 号文以来电改核心政策文件 发布时间 全国性核心政策文件 2015.3 《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》 《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》 2015.4 《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》 《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》 《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》 2015.6 《输配电价成本监审办法》 2015.11 《关于推进输配电价改革的实施意见》 《关于推进电力市场建设的实施意见》 《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》 《关于有序放开发用电计划的实施意见》 《关于推进售电侧改革的实施意见》 《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》 《电力市场运营基本规则》 《电力市场监管办法》 《电力中长期交易基本规则》 2016.3 《关于扩大输配电价改革试点 范围有关事项的通知》 《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知（征求意见稿）意见的函》 2016.7 《关于有序放开发用电计划的工作的通知（征求意见稿）》 2016.10 《售电公司准入及退出管理办法》 《有序放开配电业务管理办法》 2016.11 《省级电网输配电价定价办法 (试行 )》 (征求意见稿 ) 《电力发展 “十三五 ”规划》 数据来源：东北证券 随着售电侧改革不断深化，售电行业迎来持续利好。不同于传统的电网以高卖 低买的盈利模式，新电改要求单独核定输配电价，并妥善处理电价交叉补贴。明确 提 出：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，建立相对独立的电力交易机构，有序向社会资本放开售电业务。 鼓励社会资本投资配电业务，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。我们重点关注其中的 “三放开 ”：有序放开输 配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调 节性以外的发用电计划。在实践层面上也是主要围绕 “三放开 ”的角度进行推进： 一是大用户直购电改革，建立多买多卖的电力市场，用电企业和发电企业绕过 电网自主 交易，并拥有自主选择权。 核心是电价的市场化，其最终目的都是打破电 网公司在电力交易中对发电公司的单一买家地位和对电力用户的单一卖家地位，实 现电力交易市场化，打破省间壁垒，保障清洁能源优先上网，实现能源资源的最优 配臵，逐步形成发电和售电价格由市场决定、输配电价由政府制定的价格机制。直 购电量份额逐步由增量电过渡到存量电，到 2018 年实现工业电量全部放开， 2020 年实现商用电量全部放开，电网公司承担公益性及居民生活用电的兜底业务。推进 发电权交易和省间电力交易。通过发电权交易引导鼓励和促使发电成本高的机组将 其计划合同 电量的部分或全部出售给发电成本低的机组替代其发电。通过建立交易 制度，完善跨省电力交易，进一步优化东西部资源配臵。 二是放开增量配电网业务、成立独立的售电公司，引入社会资本参与投资与电 网公司共享售电环节的利润。 允许多元化市场主体参与售电市场竞争，更好地服务 工商业用户用电需求，从而让电力市场化改革的红利惠及用户。目前发改委已核准 广东、重庆作为售电侧改革试点。 2016 年 3 月，广东正式批准售电公司作为新市场 主体参与直接交易市场，目前全国成立的售电公司已经超过两千家。 在公益性和调节性以外的发用电计划上，由于涉及到电 网运行的稳定性，目前 仍然比较慎重。 国家电网区域内大多开展双边协商 +集中竞价 +挂牌，多省电改试点获批，并探 索综合能源服务体系建设。 国家电网区域关于售电改革方面仍存在激烈博弈，部分 省电改试点中允许社会资本投资增量配网、成立售电公司，但在实践层面上进展尚 需时日。 2016 年 2 月 3 日，作为重庆首批挂牌的 3 家售电试点公司之一的重庆两江 长兴电力公司和两江新区内 12 家用户签署了售电协议。 2016 年协议售电量 1.3 亿 千瓦时，平均签约电价 0.6 元 /千瓦时。该区域企业平均用电价格为每度电 0.8 元左 右，降幅超过 25%。可以预期， 随着竞价购电业务向售电公司的逐步放开，市场体 量会进一步加大。 2.2. 售电公司竞争格局 2.2.1. 电力交易市场准入门槛 2.2.1.1. 售电公司准入门槛 售电公司分三类，第一类是电网企业的售电公司。第二类是社会资本投资增量 配电网，拥有配电网运营权的售电公司。第三类是独立的售电公司，不拥有配电网 运营权，不承担保底供电服务。根据发改委《关于推进售电侧改革的实施意见》， 成立售电公司需要满足以下基本条件： 1.按照《中华人民共和国公司法》，进行工商注册，具有独立法人资格。 2.资产要求。 (1)资产总额在 2 千万元至 1 亿元人民币的，可以从事年售电量不 超过 6 至 30 亿千瓦时的售电业务。 (2)资产总额在 1 亿元至 2 亿元人民币的，可以 从事年售电量不超过 30 至 60 亿千瓦时的售电业务。 (3)资产总额在 2 亿元人民币以 上的，不限制其售电量。 (4)拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资 产的 20%。 3.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、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，有关要求另行制定。 4.拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证 (供电类 )。 2.2.1.2. 参与直接电力交易的发电企业准入门槛 各省情况不同，以广东为例，可参与市场交易的发电企业为广东省内单机容量 30 万千瓦及以上的燃煤发电厂，合计装机容量约 5090 万千瓦。云南电力市场参与 售电主体则包括全部火电厂以及 2004 年 1 月 1 日后投产且 220kV 及以上电压等级 并网的水电厂（不含跨境电厂、溪洛渡电厂）。贵州目前在逐步放开火电发电计划， 直接参与市场交易， 2016 年放开的比例达到 30-40%。广西则要求参与试点的发电 企业，为符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证的火力发电企业和水力 发电企业。其中，火力发电 企业为单机容量 15 万千瓦及以上的企业，水力发电企 业为单机容量 5 万千瓦及以上的企业。 2.2.1.3. 参与直接电力交易的用户准入门槛 根据《关于推进售电侧改革的实施意见》，参与直接交易的用户需要满足以下 政策性要求： 1.符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均应达到国家标准。 2.拥有自备电源的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与 产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。 3.微电网用户应满足微电网接入系统的条件。 从目前各地区的执行情况来看，用户准入门槛在逐步降低，逐步由大的工业用 户向普通用户过度。仍以广东 电网为例，目前要求参与大用户直购电的准入门槛为 年用电量 8000 万千瓦时以上的省内大型工业企业；列入《广东省主题功能区开发 产业发展指导目录》的园区内年用电量 800 万千瓦时以上的企业； 2015 年用电量 5000 万千瓦时以上的商业用户；另一类是部分省级产业转移园区内的工商业用户。 此批园区内电力用户，必须通过售电公司代理进行购电。广西则要求电力直接交易 的执行对象为 6～ 12 月用电增量在 1000 万度及以上的广西电网公司用户。云南目 前批准用电侧为月生产用电量超过 500 万千瓦时的电解铝、黄磷、铁合金、工业硅、 钢铁、水泥、电石 、烧碱、铜、锡、铅锌等行业 198 家重点工业企业参与直购电交 易。贵州则要求 2016 年先行允许报装容量 1000 千伏安及以上用户进入市场交易， 视市场交易情况逐步放开其他工业用户，全面放开大工业用户用电计划。 2.2.2. 不同资质售电公司各有优势 九号文中表述，售电公司分三类：第一类是电网企业的售电公司；第二类是社 会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；第三类是独立的售电公司， 不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。 目前国内成立售电公司按照不同的资源禀赋，其中能够有所作为的，我们认为 实际可以划分为三种类型：掌握电源 资产的售电公司、掌握电网资产的售电公司、 掌握大量用户资源的售电公司。其中，很多售电公司具有多重属性，在各自区域和 领域内具有不同优势，其中具备属性越多的售电公司，在市场主体培育和市场竞争 中，将获得越多的资源，拥有更强的谈判筹码。 图 1：九号文中的三类售电公司 图 2：掌握三种资源的售电公司及其交叉 数据来源：东北证券， “九号文 ” 数据来源：东北证券 2.2.2.1. 掌握电源资产的售电公司 发电厂商抢占先机，成立自有的售电 公司是大趋势。随着电改的不断深化，单 一发电商直接参与直购电竞价，会导致整体售电量变化不大，竞价部分利润压缩， 整体利润下滑，因此势必会成立自己的售电公司或参与控股其他售电公司，这样虽 然发电侧整体利润压缩，售电商可以赚取其他发电侧利润，整体提升。广州交易中 心第一批参与集中竞价 13 家售电公司中，以粤电力、华能、华润电力、中电投等 8 家国有发电企业成立的售电公司为主，成交电量占据售电公司总成交量的半壁江 山，另有一家民营发电企业成立的售电公司。该类