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行业新闻
电改打造售电这片“蓝海” 还有哪些值得关注?
点击量:2795发布时间:2016-02-01

  原文链接:http://news.315.com.cn/20160202/100647906.html

  电改前,在发电侧电网公司是唯一的购买方,在售电侧电网公司是唯一的销售方,因此电网公司作为唯一的电力流通渠道。电改配套文件落地之后,售电侧市场商业模式逐渐清晰,社会资本也纷纷准备涌入市场,据分析,售电市场规模将达14458.97亿。
  售电无疑是一片机遇无限的蓝海,电改最大的红利也将在这里产生,但是关注电改,我们不能只关注售电侧改革,2016年的市场机遇还有很多。
  售电引爆大变革:让买电的和卖电的都多起来
  随着新一轮电改的推进,除了居民用电等保障性服务继续沿用政府定价,过去由电厂发电、电网卖电的格局将彻底改变,这将是一个全新的市场。
  在理想的情形下,整个行业随之将会产生颠覆式发展。在发电侧,风电、页岩气、光伏等新能源发电将更多地上网。在售电侧,除了电网之外,将会有发电企业、民营资本等参与进来。而用户的市场地位将发生逆转,享受到更低廉的电价和多元化的服务。更长远的角度看,中国的能源结构也将发生重大变革。
  电力市场要形成“多买多卖”的格局,首先要核定独立的输配电价。从今年年初开始,深圳、内蒙蒙西相继进行试点,此后又在贵州、云南等五省开始进行综合电改试点。
  从目前已经试点改革的地区来看,普遍出现了电价下降的现象。内蒙古发改委副主任王金豹告诉南方周末记者,对蒙西电网核定输配电价后,核减的成本空间约26亿元,“现在内蒙地区,大工业一年用电量达970亿度,平均摊下来,一度电可降低2.65分”。
  此前针对电网是否可参与竞争性售电业务,有很多博弈。此次的配套文件,明确了电网“可以”参与竞争性售电。
  根据配套文件,发用电计划也将放开,政府定发电量的时代将彻底过去。方正证券的一份报告估计,初步放开后,按照全社会5.5万亿的用电量计算,折合电费三四万亿人民币,初期将有10%的电量得到释放,电能市场的规模将在3300亿左右。
  毫无疑问,这个市场足够大。“电改之后,整个电力行业生态会发生巨大改变,相当于从恐龙时代变成了哺乳动物时代,这里面机会太多了。”信达证券首席能源互联网分析师曹寅说。
  售电新蓝海如何跨进?
  售电侧改革是新一轮深化电力体制改革的重点,也是备受社会关注的一个焦点、热点,有序向社会资本放开配售电业务,是中发9号文明确的一项重点改革任务,在售电侧方面,改革以后,民营资本可以投资或者直接成立售电公司,为民营资本进入电力行业提供了新的领域——创造了一片新蓝海。
  《关于推进售电侧改革的实施意见》从售电侧市场主体及相关业务、主体的准入与退出条件、市场化交易、信用体系建设与风险防范、组织实施等方面对这项改革做了具体的安排和部署。特别是文件将售电公司划分为三类,包括电网企业的售电公司,拥有配电网运营权的售电公司和独立的售电公司,明确了同一供电营业区内可以有多个售电公司,但只能有一家公司拥有该配电网的经营权,并提供保底供电服务,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。明确发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户,供水、供气、供热等公共服务行业,节能服务公司等均可从事市场化售电业务。文件的具体规定使一直悬着的社会资本如何进入,怎么进入售电领域的难题得以明确,社会资本的进入变成了可能,同时售电公司可操作、可落地,这是新一轮电力体制改革的一个重大突破,是本轮电改中最大的难点和亮点。
  值得注意的是,这份文件明确:电网企业可以参加售电业务,此举动大略相当于将石化双雄引入加油站领域。这将使得今后的售电领域出现三类不同的公司,一个供电营业区内,只能有一家公司经营配电网(并且提供保底供电服务),但是售电公司数量不限。
  售电侧改革实施意见规定,独立售电公司“不拥有配电网运营权,不承担保底供电服务”。对售电公司的要求,售电侧改革实施意见中提到“售电公司以服务用户为核心,以经济、优质、安全、环保为经营原则,实行自主经营,自担风险,自负盈亏,自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。”这实际上也明确了售电公司可以以售电为基础,向售电环节微观产业链的上下游进行延伸以获取最大的价值。
  所以,对于那些想要分享售电市场的企业来说,与其他公司相比,他们不仅要拥有“电力业务许可证”,还必须在资产方面达到严格的标准。
  在相关材料准备齐全之后,这些公司就可以向省政府进行“申请→公示→获准”的三步流程,如果全部通过,就可以开始正式卖电了。
  在未来,随着市场的不断演化,可能出现发配售一体化的电力公司;而配电和售电在某些局部领域也可能融合,形成配售一体化的电力公司,如园区类售电公司。而售电侧改革实施意见提出的“拥有分布式电源的用户,供水、供气、供热等公共服务行业,节能服务公司等均可从事市场化售电业务”非电力的能源公司进入电力行业,则为市场的丰富性不断加码,比如气电或者热电一体化,售电与节能服务一体化。
  而互联网+售电则是民间资本最为有希望的领域——售电侧改革实施意见中提到的,“整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术,促进电力生产者和消费者互动,向用户提供智能综合能源服务,提高服务质量和水平”,意味着可以通过信息技术手段,打破原有的生产和消费,消费和服务之间的界限,实现分布式能源+用电设备+储能,涵盖发电、用电、节能并有可能延伸到需求侧服务。
  电改推进打破制度桎梏,能源互联网迎发展机遇
  能源互联网是中国能源革命的发展方向。里夫金在《第三次工业革命》一书中完整的提出了能源互联网的概貌,并了五大支柱:1)能源结构向可再生能源转型;2) 将每栋建筑转化为微型发电厂,以便就近收集可再生能源;3)在每栋建筑或其它基础设施中使用氢或者其它存储技术;4)利用互联网技术将每一大洲的电力转化为能源共享网络,以便能源能在各大洲之间达到供需平衡;5)将运输工具转向插电式及燃料电池电动车。能源互联网是综合运用先进的电力电子技术, 信息技术和智能管理技术, 将大量由分布式能量采集装置, 分布式能量储存装置和各种类型负载构成的新型电力网络、石油网络、天然气网络等能源节点互联起来, 以实现能量双向流动的能量对等交换与共享网络。
  能源互联网最终目的为实现能源的高效、民主、及时响应。我们认为我国能源互联网发展依据的是一条政策主线—电力体制改革。2015 年 3 月,中共中央发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(9 号文),核心思想即是“放开两头、管住中间”,推动发售电侧自由竞争市场建设。与 2002 年的 5 号文相比,本轮电改方案更为务实,暂时未考虑输配分开和电网调度独立,在兼顾电力市场化大方向的同时有利于降低改革阻力,提升了方案的可操作性。此外,文件的发布主体也由 5 号文时的国务院变为中共中央、国务院,进一步增强了本轮电改方案的执行力度。我们认为时隔十三年后中央再推电改,预示着中国能源革命将开启一个新的篇章。
  能源消费方式的进步反映了能源革命的演化路径。具体可划分为三个阶段,我国目前正处于第二阶段向第三阶段升级的过程,即通过电改催生电能服务市场,结合互联网技术扩大服务的范围。从过去单一的节能降耗及信息化用能管理服务,向售电与能源供应、增量配网规划与投资建设、可再生能源规划与投资建设、电能质量与用电安全拓展,建设区域能源智能协调控制系统过渡。
  我们认为电力作为一种商品,其生产和消费具有瞬时发生的特点,天然地具有互联网属性,是能源互联网中能源流的主要部分。互联网的核心在于用户体验,而良好的用户体验需要依靠与消费者互动来逐步改善,国内电力体制因电网企业的垄断地位,使得发电企业和消费者之间的直接沟通渠道被阻隔,导致发电企业无法对用户需求做出及时反应,从而无法实现能源互联网“高效”、“民主”的能源消费属性。而能源互联网的核心目的,就是实现能源流和信息流的双向甚至多向实时交换。因此我们认为,电改政策落地是能源互联网建设中最关键的一环。随着改革推进,体制桎梏将被彻底打破,能源互联网将迎来历史性的发展机遇。能源互联网的建设推进也将重构整个能源供给及消费的模式,实现彻底的能源革命。
  大潮来袭 能源互联网时代真正降临!
  互联网+智慧能源的时代真的来了,能源进入了互联时代。也再次表明未来真的是售电公司(售能公司)的市场。真正的能源互联网应该是多种能源形式通过互联网的大数据及技术创新实现互联互通,最终目的是要达到资源优化利用和配置、能源效率的最佳利用并实现价值最大化。
  能源互联互通首先在消费端体现。煤、电、气、油、水、热最后都是集中到消费端,由消费者实现价值。比如一个家庭,每天要用电、开车要烧油、做饭要烧天然气。能源互联网将来要做的,就是提供系统的能源解决方案,在能源消费端实现各种能源形式的优化配置和互联互通。
  能源互联网时代,就连中石化这样的能源产业寡头也加入了“互联网+”的队伍,我们可以惊奇地发现,曾经总以一副垄断面孔示人的中石化竟然也在努力向互联网+亲近,电商网站、微信公众平台、手机客户端一样都没少。
  在互联网迅速席卷全球的时刻, “连接一切”成为了必要条件,传统行业虽然也在尽力“触网”,可惜距离用户太远,无法真正掌握用户的需求,信息化服务还有巨大的提升空间。这或许也是“微信方案”推出的原因,因为市场实在太大了。我们看到微信所发布的行业解决方案涉及到包括快递、售货机、百货、餐厅、便利店、超市、票务、酒店、景区、医院、停车场等11个线下行业,可见有多少传统行业缺乏适用的信息化解决方案。
  互联网技术的发展,使得个体的地位得以提高,为每个个体提供个性化的能源服务成为可能。互联网长尾效应必将催生新型能源服务的巨大商业蓝海,与能源互联网结合的专业能源服务公司、售能公司(电力、自来水、热力、燃油、燃气、燃煤)等将在未来成为市场巨头。
  当终端用户有降低用能成本、提高用能安全性及便捷度的直接诉求,这将催生新格局下的新型能源服务行业,比如:为用户提供各种个性化的能源套餐、为用户提供基于大数据与云计算技术的优化用能APP增值服务、通过互联网将能源供求与智能家电等联系起来并构造全方位的智慧家居生活系统、为用户提供全面的咨询业务等。
  未来的能源互联网,一家公司不仅仅是卖电,还卖燃气、卖油、水、热力。在终端消费,当消费者有选择权的时候,生产端就变成了一个个的综合性能源服务公司。按照这个方向,就是中石油、中石化、国家电网都变成综合能源服务公司了,如果一个企业能够给消费者提供物美价廉的多种不同形式的能源解决方案,这家公司就是综合性的能源公司,不仅仅局限于卖本行业的产品。
  能源互联网就是要打破行业壁垒和垄断坚墙,所有的能源公司都可以参与这个综合性的能源解决方案。这就是未来的发展方向,不管是发电公司还是石油公司,都会随着互联网技术的发展,变成一个综合的能源服务公司,绝不是一个提供单一产品的生产者。这就是市场要的结果。这样一来,真正地为老百姓服务的能源服务公司就出现了。
  2016年新电改利益再分配 将产生哪些新机遇?
  新电改在能源领域改革中地位十分重要,是能源改革的重要组成部分。
  市场化只是手段,安全、经济地满足全社会的用电需求才是新电改的终极目标。
  特高压突进:实现能源大互联
  12月1日,国家电网公司特高压项目上海庙-山东特高压直流输电工程获国家发改委正式核准建设。该工程是今年国家电网获得核准的第6项特高压工程,标志着大气污染防治行动计划“四交四直”特高压工程全部获得核准。
  截至目前,国家电网公司已建成“三交四直”特高压工程,“四交三直”特高压工程正在建设,“两直”特高压工程获得核准。其中6个直流特高压(宁东-绍兴、酒泉-湖南、山西-江苏、锡盟-泰州、上海庙-临沂、扎鲁特-山东)正在招标,预计到2016年11月,约有8-10个直流特高压项目在建。
  据了解,目前我国在运、在建和核准特高压线路长度超过2.5万公里、变电(换流)容量超过2.7亿千瓦。
  特别是随着“走出去”战略的实施,中国电力企业正相继揽下海外订单。2015年7月18日,国家电网公司成功中标巴西美丽山水电站特高压直流送出二期项目。此外,国家电网公司正在规划与巴基斯坦、蒙古、中亚等国家通过特高压联网,实现能源互联。
  值得一提的是,随着特高压建设的全面加速,电力设备市场也将迎来巨大的市场。浙商证券电力设备与新能源行业首席分析师郑丹丹告诉记者,全球能源互联建设将催生一个万亿元以上的市场,必将大幅增加以特高压为代表的高端电力设备需求。
  输配电改革:电网盈利生质变
  在前述6个电力体制改革配套文件中,《关于推进输配电价改革的实施意见》格外引人瞩目。据其要求,将逐步扩大输配电价改革试点范围至全国。
  自年初深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上,安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等省(区)已经相继启动改革。国家发改委电力体制改革专家咨询组专家、华北电力大学教授曾鸣告诉《中国经济信息》记者,“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”。输配电价的改革基本在“放开两头,监管中间”的改革体制框架内,通过改革实现了电网企业盈利模式的转变。
  特别是贵州与云南两省。今年7月底,贵州省出台《进一步深化电力体制改革工作方案》(以下简称《工作方案》),成为电改9号文发布以来首个出台的省级落实电力体制改革细则。该方案提出单独核定输配电价,分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成,妥善处理电价交叉补贴,稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开售电业务。
  2016年,云、贵两省还有望成为首批综合试点地区。这一改革在输配电价改革外,还将在电力交易、售电侧和跨省跨区电力交易等方面实行试点。中国能源网首席信息官韩晓平认为,云南、贵州两地电力富余需外送,综合改革意愿强烈,阻力也相对较小。
  可再生能源:2016成转折之年
  国家能源局新能源司有关负责人近期指出,新电改9号文件明确提出解决可再生能源保障性收购、新能源和可再生能源发电无歧视无障碍上网问题是当前电力体制改革的重要任务。
  近期出台的6个新电改配套文件也将落实可再生能源全额保障性收购放到了一个比较重要的位置,为从根本上解决弃风、弃光、弃水问题提供了政策基础,是保障今后可再生能源产业持续健康发展的重要措施。
  仅以光伏行业为例,在可预见的未来,该行业将出现以下变化:首先,获得优先上网资格,光伏行业将迎来更大发展空间;其次,在保障优先发电的措施中提到:加强电力外送和消纳。跨省跨区送受电中原则上明确可再生能源发电量的比例。同时,跨省跨地区送受电将逐步放开。西部地区“弃光”问题有望解决;再者,京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂。而这些地区经济发达,用电量大,且土地资源紧张,未来这三个区域将十分适宜发展分布式光伏;最后,在发电准入范围中提到,“火电机组中,超低排放的燃煤发电机组优先参与。”火电厂屋顶配备光伏发电站将有助于保障其所发电力获准参与交易,因此,未来或将会有越来越多的火电厂投建光伏电站。
  他山之石:海外电改后市场模式分析
  海外发达国家已完成电力市场化改革
  全球主要发达国家均已完成电力市场化改革,根据各国的国情及禀赋差异,电力市场开放的程度及改革路径也有所区别。我们从中国的实际情况出发,选择美国和英国作为参照对象进行比较分析。
  我们选择最具代表性的美国模式和英国模式对海外电改及电力市场运营模式进行对比。通过研究可以发现,我国本轮电改的方向选择更类似于美国及英国模式的融合:发售电两端放开,输变电维持垄断,建立统一的电力交易市场和相对独立的电力交易机构。
  美国模式: 大国模型,国土面积辽阔。与我国情况相似,电力供给与需求所在地存在不完全匹配的情况:美国主要电力供给地域在东部及中部,主要电力消费地域在东部与西部。
  英国模式: 小国模型,对我国东部用电集中区域具有参考意义,中央领导曾提出电改借鉴英国模式。
  1) 美国模式:改革核心是放松管制,引入竞争,提高效率,降低电价。其路径是:将输电领域作为自然垄断环节独立出来,同时放开发电领域和配供电零售领域,让购售双方享受平等的输电服务,并建立电力批发市场,实现发售电侧的竞争。电改完成后,多个州的电力市场均形成了不同的模式,其中较典型的有加州模式、德州模式及 PJM 模式。
  实践证明,加州模式的缺陷导致了电力危机,最后通过启动需求侧管理成功应对;PJM模式通过构建强大的电能服务市场,形成完善的需求侧管理模式,实现电力供需的合理匹配。
  2) 英国模式:电改思路是厂网彻底分开、输配分开、用户自由选择供电商,分拆电力系统发、输、配、售电各个环节。分拆完成后,在英格兰及威尔士形成由3 个发电公司、12 个地区配电公司和 1 个高压输电公司组成的国家供电公司。苏格兰则组成 2 个发、输、配电纵向兼并的一体化公司及 1 个苏格兰核电公司。经过市场整合,至今形成了输电环节垄断,其他环节全部放开的电力市场结构。
  英国电力市场对价格的放松规制主要通过建立开放的电力批发和零售市场、引入竞争机制展开,在改革的过程中逐渐形成 POOL、NETA和 BETTA三种不同的市场运营模式。