华创：大象起舞：江苏配售电改革调研纪要

事件：近期，我们组织机构投资者赴江苏进行电改区域调研，以江苏为样本，真实了解当前电改生态，发现投资机会。江苏调研机构包括江苏能监办、江苏经信委、江苏镇江高新技术开发区、宿迁港产业园区、华润售电公司等。 一．为什么选择调研江苏？之所以将调研形成选择在江苏，一是江苏是全国经济大省、用电大省，2015年GDP突破7万亿元，社会用电总量5114亿千瓦时，仅次于广东，江苏推进电改如同大象起舞，将为全国改革提供示范。二是区域内工业园区林立，仅国家级高新技术开发区就有38个，工商业企业密集、经济活跃度高，企业对供电可靠性、经济性敏感，且园区内配网资产产权清晰，属于增量配网改革范畴，园区配售电改革具备基础。三是江苏自2012年即开始推进大用户直购电，电力交易规模占比逐年提升，由2012年的13亿度电增长至2016年的595亿度电。目前直接交易电量占社会用电总量比例超过10%。预计明年电力直接交易规模会继续扩大，将超过1200亿千瓦时，并将引入售电公司参与市场。基于此，江苏也被视为国内最具有条件开展配售电改革、推进现货市场建设的区域。二.江苏电改做了什么？新一轮电改启动以来，电力改革试点在全国铺开，20余省综改方案或专项改革方案获批。但江苏不在上述名录之内，江苏采取稳中有进、不偏激不冒进的策略，尽可能减少电改对市场的波动，尽可能使改革红利向工业用户转移。目前，江苏省发改委、经信委、能监办、物价局四个部门主导本地交易规则的制定、交易市场建立、发用电计划和市场电价的管理。江苏省发改委正在修订售电侧改革方案，等待省政府审批通过后提交国家发改委，以启动更大范围的电力市场化改革；国家发改委同时催促江苏加快改革进程。2016年4月18日，江苏电力交易中心成立，交易机构为国网全资子公司。不过，监管机构提出四个约束条件：1、交易机构经过2到3年过渡期后进行股份制改造；2、交易系统不使用国网原有信息系统；3、交易中心市场管理委员会主要负责人由国网之外的人担任；4、交易中心作为国网全资子公司期间，电网售电公司不能从事竞争性售电业务。最为外界关注的是，2016年9月江苏启动以集中竞价为主要方式的大用户直购电交易，一次性交易电量50亿千瓦时，交易规模创全国之最，备受关注。与广东价差对竞价交易方式不同，江苏采取边际统一出清、价差对高低匹配两种竞价方法，交易中心在交易执行前3个工作日确定交易日期、集中竞价电量规模、电力用户及发电企业申报电量上限、交易集中竞价交易电量规模、出清方式等。与广东、云南、重庆等地不同，江苏省并未允许售电公司参与竞价交易，交易平台仅允许发电企业、用户自由报价，省内已经成立的60余家售电公司仍未有实质交易行动。这与广东形成鲜明对比，广东已经公布第五批售电公司目录，如果第五批售电公司公示通过，那么广东省内获得售电牌照的公司将达210家。三.全产业链对电改的态度如何？ 从产业链调研情况看，江苏省内发电、电网公司、用户对于电改的态度并不相同。（1）发电企业被动参与改革。电改初期改革意味着降价，尤其是在煤价大幅回升的背景下，发电企业让利的幅度不断被压缩。当市场化交易电量规模大幅增加时，发电企业面临的压力将被放大。目前，省内100万千瓦燃煤装机煤耗在300克/千瓦时左右，5500大卡动力煤到厂价在700元/吨左右，按照0.378元/千瓦时（含脱硫脱硝除尘电价）的标杆上网电价测算，100万千瓦煤电装机度电盈利在0.1元/千瓦时，这是江苏发电企业让价的底线。对于30万千瓦高成本燃煤机组而言，由于煤价上涨可能面临亏损。江苏工业销售电价拆分：220kv及以上工业电价0.6151元／千瓦时=燃煤上网电价（0.351）+脱硫脱硝除尘电价（0.027）+政府代收基金及可再生能源附加（0.0425）+电网购销差价（0.194） （2）电网企业对于改革持审慎态度。一方面电改对电网企业重新定位，由吃购销差价向收取过路费转变，电网公司同是面临出让配网和售电市场的改革压力。基于此，电网公司一方面在巩固存量市场，另一方面加紧收购非国网配网资产，同时筹划成立独立售电公司。这一点国家电网公司董事长舒印彪近期已经对外披露相关工作计划。根据国家电网公司总部要求，各省市电力公司需集中拜访本地客户。其中，省级电力公司负责售电公司、各类园区、220千伏以上符合市场交易准入条件的用户；地市公司负责110千伏及以下符合市场交易准入条件的用户。（3）用户在电改中直接受益。江苏2016年直接交易用电总量为595亿千瓦时，按照度电下降2分钱测算，用户端降低成本规模在12亿元左右。镇江高新区某化工企业，年用电规模2亿千瓦时，营业收入20亿元，其直购电规模为8000万千瓦时，用电成本下降带来160万元的收益。当然，不同用户对于用电价格敏感程度不同，高新技术、新材料企业对于电能可靠性的要求要高于经济性。 四.江苏园区增量配网改革怎么推？电改9号文提出“放开增量配电投资业务”，这为江苏境内高新技术开发区、工业园区参与配售电提供基础。基于各方面原因，一些工业园区配网及变电站为园区管委会政府或用户自建，与公共输变电网资产分界明确，属于非电网企业资产，是增量配网改革的主要区域。今年8月底，国家发改委、国家能源局联合发布《关于请报送增量配电网业务试点项目的通知》，国家拟以增量配电设施为基本单元，在全国确定100个左右吸引社会资本投资增量配电业务的试点项目。目前，各省均上报增量配网试点项目，上报项目规模超过100个，预计年底前发改委将完成项目筛选，批复100个增量配网试点项目。根据我们调研了解，江苏省上报国家发改委5个增量配网改革示范项目，其中包括：南京江宁开发区、南通通州湾、宿迁港园区、连云港徐圩新区、扬中开发区。园区管委会政府的支持是增量配售电项目推进的基础。以上述某园区增量配网示范项目为例，该项目以政府控股ppp模式组建，管委 会政府所属城投公司出资50%，当地热电公司出资25%，一家电力设备公司出资25%，其余15%待定（拟邀请电网公司入股）。园区内计划新建两座110KV变电站、120-150公里配电线路，估计投资金额3.8亿（低投资方案）、8.9亿（高投资方案）。从配售电公司出资结构可以看出，地方政府+热电企业+设备公司（+电网企业）是最为理想的组织架构，政府控股为配售电牌照的获取提供保障，热电公司是稳定的售电来源，设备公司则在用户的开拓上有先天优势，电网企业的进入既可以为配电提供保底服务，又可以调动原有的存量客户资产。从投资的层面看，完全新建配网项目投资规模大，回报周期长，没有稳定且有竞争力的融资渠道，撬动配网资产具有极大的不确定性。 五.增量配售电主体如何赚钱？从配售电公司商业模式看，收入来源主要包括：配网费、代理电费价差、节能等增值服务、金融资产服务、交易竞价服务。（1）配网费。初步测算，江苏输配电价水平在0.15元/千瓦时，配网费按照0.1元/千瓦时核定。按照0.1元/千瓦时的价格核算，上述园区增量配售电公司规划3年内售电量达3亿千瓦时，配网费3000万，足以维持配售电公司的运营和日常管理。（2）代理电费价差。在市场培育初期，预计配售电公司代理电费价差为0.1元/千瓦时，一年之后价差降至0.05元/千瓦时，仍有较高的利润空间。基于配售电公司的自然垄断属性，在发展初期可以依靠垄断和政策红利赚取高额利润。配售电公司也有动力做大售电规模，通过配网资产投入、维护等牢牢锁定客户。（3）电费金融。配售电公司通过分析重点用户用能数据，为用户提供包括电费垫付（解决电费支付）、电费保险（解决电费坏账）等金融服务，以及融资租赁服务（用能数据与经营状况挂钩）。（4）节能、竞价等增值服务。在电力市场放开后，对没有竞价能力的中小型或有需求的大工业用户，代理电价报价，收取代理服务费；为用户提供能效管理、负荷预测、用能诊断等增值服务。（5）其他政策性收入。对于申请新装及增加用电容量的两路以及多回路供电（含备用电源、保安电源）用电户，一次性收取可靠性供电费用；电网容量电费（园区电力负荷20万千伏安，每月基本电费按照26元/千伏安计算，每月相应收入达520万元）；园区化工、钢铁等用户超容罚款。