1.1、新一輪電改，直指交易市場化

2002年啟動的第一輪電力體制改革在前期“政企分離”的基礎上，進一步實現了廠網分離，并初步實現了“主輔分離”，破除了獨家辦電的體制束縛，從根本上改變了指令性計劃體制和政企不分、廠網不分等問題，初步形成了電力市場主體多元化競爭格局。但同時，電力交易市場化不足，新能源開發和并網困難等問題依然存在。

2014年4月，李克強總理在新一屆國家能源委員會首次會議提出要大力推進包括電力體制改革在內的能源體制改革。2015年3月，國務院下發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(以下簡稱“電改9號文”)，正式開啟新一輪電力體改革，旨在降低電力成本，調整產業結構，提高能源利用率，提高電力系統安全可靠性，促進節能環保體，建立一個“有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、監管有效”的電力市場體制。

1.2、改革紅利釋放：售電側市場

本輪電力體制改革的最終目的是構建充分競爭的電力市場，還原電力的商品屬性，從而提高電能生產效率，降低電力成本。核心內容是“放開兩頭，管住中間”，即放開發電、售電等屬于競爭性環節的價格，管住輸電、配電等屬于自然壟斷環節的價格。相應的，電價的組成機制、電力系統中各個環節的業務結構和盈利模式也發生變化。

此次電改最大亮點在于對售電端市場的放開，包括市場準入的放開和可直接交易電量放開，進一步促進電力行業的市場化發展。一方面，除了傳統電網公司，售電公司作為一種全新的市場主體，被允許進入售電端市場，代理用戶與發電企業進行電力交易。另一方面，電改配套文件《關于有序放開發用電計劃的實施意見》中明確提出在保障無議價能力的用戶用電的基礎上，通過直接交易、電力市場等市場化交易方式，逐步放開其他的發用電計劃。可直接交易電量的放開，為電力市場化交易開啟更大空間。

中國電監會披露的《電價監管報告》顯示，2015年全年，我國社會用電總量約為5.6萬億千瓦時，按照全國平均銷售電價0.492元/千瓦時計算，全國售電市場總容量達到近全國售電市場總容量達到近3萬億元。根據中電聯發用電數據，2010年至2015年，發電設備平均利用小時數總體逐年下降，電力行業明顯供大于求，發電端競爭將促使發電企業控制運行機組運營成本，降低上網電價。發電價格的降低將通過市場化的電力交易模式傳導到售電端，由售電公司和電力用戶分享。售電公司這一新興主體成為改革紅利釋放的直接受益者。

廣東：競爭性電力市場的先行者

2.1、售電市場逐步放開，售電公司主體呈現多元化

本次電改的主要目的是形成競爭性的電力市場，還原電力產品的商品屬性。售電側的開放實現了終端電力產品的市場化定價，是核心改革措施之一。廣東省是最早納入電力改革售電側試點的地區。從2006年起，廣東開始試行直購電交易，并陸續推出了一系列相關指導文件，極大地促進電力用戶和發電企業直接展開電力交易，為售電側電力改革奠定了堅實的基礎。近年來廣東直接電力交易的規模不斷擴大，近三年復合增長率高達160%。

電改9號文明確提出有序向社會資本開放售電業務，多途徑培養市場主體，并在配套文件中再次提出產業園區、公共服務行業公司等7類主體可成立售電公司，從事售電業務。售電市場廣闊的前景和盈利空間，吸引不同背景企業以獨資或者參股的形式設立售電公司，參與市場交易。截止2016年6月，全國31個省市范圍內已成立超過559家售電公司。

廣東省經信委在今年1月和6月先后批復了67家售電公司，準許參與廣東省電力集中競價交易，其中既有發電企業投資設立的售電公司，也有第三方獨立售電公司，各類售電公司競爭優勢和發展趨勢有其自身特點。

2.2、市場主體設立準入門檻

由于電力生產、消費必須實時平衡的特點，電力市場一旦運轉失效，將直接影響電網安全。從國外電改的經驗來看，在電力用戶的準入方面，大部分國家參考電力用戶接入電壓和用電量，從大型工業用戶開始，逐步放寬參與直接交易電力用戶的交易資格。隨著電力市場市場化水平的逐步完善，市場化價格形成機制的逐漸成熟，開放電力直接交易給越來越多的用戶，最終使得所有的電力用戶都能夠自主選擇符合自己要求的電力供應商。廣東也不例外，通過相關文件，對電力交易中的市場主體包括發電企業、售電公司和電力用戶的準入設立了門檻。

在直購電交易中，市場主體可以選擇兩種交易模式：雙邊協商交易和集中競價交易。2016年廣東省直接交易電量年度目標為420億千瓦時，其中雙邊協議交易電量為280億千瓦時，競爭交易電量為140億千瓦時，不同類型的市場主體間可以采用不同交易模式。

2.3、競價規則：價差對撮合，差額按比例返還

電力集中競價交易的主要流程為：交易主體報價、形成價差對、排序成交、差額返還。由于相關交易規則文件中的表述較為晦澀，下面我們以具體示例說明競價過程和價格形成機制。

假定某月集中競價電量規模上限為2000萬千瓦時，發電側有四家發電企業參與，總申報電量2400萬千瓦時，用戶側有四家用戶(售電公司或電力大用戶)參與，總申報電量2300萬千瓦時。用戶側申報與現行目錄電價中電量電價的價差，發電側申報與上網電價的價差，形成的價差對(發電企業申報價差-大用戶申報價差)按照從小到大的順序排列，依次成交。

最終撮合結果統計：發電企業側，發電企業A、B申報電量全部成交，C成交500萬千瓦時，D無成交；售電公司側，售電公司1、2、3申報電量全部成交，4成交200萬千瓦時。

成交的發電企業平均申報價差為-457.5厘/kWh，成交的用戶平均申報價差為-24.3厘/kWh，雙方申報的價差電費總量存在差額，這部分差額按照交易中心事先規定的比例分別返還給發電企業和用戶。發電企業獲得的總返還差額在各個發電企業間按其申報價差電費占發電企業總申報價差電費的比例分配，用戶獲得的總返還差額在各個用戶間按其申報價差電費占用戶總申報價差電費的比例分配。若按照廣東省今年前三批集中競價交易的規則，差額按照75%和25%的比例分別返還給發電企業和電力用戶。

發電側血拼，售電公司獲得暴利

3.1、報價策略發電側簡單粗暴，用戶側技術要求高

3-5月份廣東電力交易中心集中競價分別成交10.5億kWh、14.5億kWh和14億kWh。申報價差差額按發電企業75%、用戶25%的比例分別返還給發電企業和電力用戶，結算均價分別為-125.6、-147.9和-133.3厘/kWh。

發電側競價僅考慮邊際成本，以價換量。廣東省2016年放開的直接交易電量規模為420億千瓦時，預計僅占全年用電量的8%左右。由于計劃分配電量已經在盈虧平衡小時數以上，發電企業在集中競價交易時僅需要考慮發電的邊際成本。以火電為例，根據機組規模的區別，度電耗煤量為270-340g，考慮水費和環保費用等其它費用，邊際成本約為0.2元/kWh。

75%：25%的返還機制使得發電企業報價簡單粗暴。3-5月的電力交易中，發電企業和用戶的返還比例為75%：25%。發電企業即使報-500厘/kWh的最低限價，經過返還后最終的結算價也僅為-150厘/kWh左右。廣東省煤電上網標桿電價為0.45元/kWh，這樣發電企業可以獲得0.3元/kWh的收入，由于僅需考慮0.2元/kWh的邊際成本，每度電仍有0.1元的凈利潤，十分可觀。越來越多的發電企業報價主動向地板價靠近以獲得更多的發電量，申報均價不斷降低。

與發電側相比，用戶側報價中標區間更窄。發電側三月份的中標區間(中標的最高報價-最低報價)高達260厘/kWh，顯著高于用戶側中標區間，此后發電、用戶側中標區間比逐步縮窄，但到五月仍高達1.4。中標區間的大小反映出對申報價格精準度的要求，由此看來用戶側對申報價格的精準度要求要顯著高于發電側。

用戶側申報價差對其結算價差的影響更大。從結算價差對其申報價差的敏感程度來看，發電企業申報價差每變動1厘/kWh帶來其結算價差的變化幅度為0.3-0.6厘/kWh，而用戶申報價差每變動1厘/kWh帶來其結算價差的變化幅度為3-10厘/kWh。用戶側申報價差對其結算價差帶來的影響十分顯著，對報價策略的要求更高。

3.2、售電公司技術優勢顯著，獲得“暴利”

從競價結果看，售電公司與電力大用戶相比優勢顯著，反映在中標率和結算價差方面。

除三月份以外參與競價的售電公司均全部成交，而電力大用戶缺乏對報價機制的深入了解以及對競價形勢的主動預測能力。在5月份交易中預計有不少大用戶是參照4月份的用戶成交最低價進行報價，結果未能取得成交，電力大用戶成交率僅為40%，而售電公司成交率仍然保持為100%。

售電公司有效的報價策略在確保成交的同時還能保證盈利能力。用戶的報價策略需要在報高價保證中標和報低價保證盈利能力之間進行權衡。報得過低，有可能無法競得電量，而如果報得過高，如3月交易中有用戶報-0.1厘/kWh，雖然能夠競得電量，但最終結算價格僅為-0.5厘/kWh，經濟效益并不顯著。售電公司以70%左右的中標電量分享了90%左右的發電企業讓利，實現了量與價的兼得。

售電企業在參與競爭性報價前，與被代理用戶首先簽訂了協議，明確了降價額度。我們認為集中競價交易中用戶成交的最低報價可代表用戶降價預期的上限，按照5月份交易數據來看，用戶降價預期的上限在0.03元/kWh左右。實際上大部分用戶對降價幅度的預期是參照的以往的大客戶直購電的情況，通常在0.01元/kWh左右，從行業層面了解的情況來看，用戶與售電公司簽訂的長期代理協議中要求的降價幅度為0.01元/kWh左右。3-5月份平均結算降價幅度均在0.13元/kWh以上，也就是說售電公司每度電的利潤在0.1元以上，在電力交易市場放開初期獲得暴利。

售電前景：初期暴利模式難持續，長期競爭力靠差異化

4.1、上下游變化將影響售電公司盈利能力

返還比例變化導致發電企業報價提升。在廣東3-5月的電力集中競價交易中，由于發電企業和用戶之間75%：25%的返還比例，發電企業報價時基本按接近-500厘/度電的地板價報價以確保成交，而按照75%的返還系數最終結算的價差基本在-150厘/度電左右，按照邊際成本考慮的話仍有可觀收益。6月份開始返還比例調整為50%，若發電企業仍報地板價，則至少讓利250厘/kWh，大部分發電企業應該無法接受這一虧本價。這就迫使發電企業放棄地板價，回歸理性報價。實際上，6月集中競價中，報價-500厘/kWh的發電企業最終結算價差為-289.6厘/kWh，廣東煤電上網標桿電價為0.45元/kWh，也就是說該發電企業此次集中競價電量的最終上網電價為0.16元/kWh，即使是邊際成本也無法覆蓋。6月份發電側最高申報價差為-60.6厘/kWh，平均結算價差為-93.6厘/kWh，較前幾月顯著提高，也就意味著售電公司利潤的壓縮。

用戶降價預期發生變化。用戶委托售電公司代理，此前由于無經驗可循，參照的是大用戶直購電的降價幅度。以廣東為例，2015年共有207家用戶和35家電廠參與電力直接交易，交易電量達到229億千瓦時，用戶電費支出減少超過了1.6億元，平均電價降幅為7厘/千瓦時。初期由于信息不對稱以及售電公司資源的稀缺性，用戶要求的降價幅度僅為每度電1分左右。隨著前幾批電力集中競價交易披露出售電公司暴利的信息，同時售電公司大幅擴容，新簽用戶必然會要求增大降幅。

4.2、直接交易電量占比的提升將降低發電側降價幅度

前面分析的發電企業以覆蓋邊際成本為底線的報價策略，是基于目前發電計劃只是放開了一小部分，大部分發電小時數還是統一分配。由于統一分配的部分已經在盈虧平衡小時數以上，作為增量部分的集中競價交易市場只需要考慮邊際成本即可。隨著未來發電市場的進一步放開，集中競價交易的規模越來越大，統一分配的發電小時數在盈虧平衡小時數以下，降價中的度電成本不僅要覆蓋邊際成本，還要分攤部分固定成本。

以火電為例，對不同發電計劃放開比例場景下發電企業的降價空間進行近似測算，主要參考廣東相關數據。上網電價按0.45元/kWh(含稅)考慮，2015年廣東火電機組平均利用小時數4028小時，同比下降550小時，我們認為隨著新增機組的投運，平均利用小時數還會進一步下降，按照3800小時考慮。假定盈虧平衡小時數為3300小時，參與集中競價的發電企業通過降價可獲得更多的發電小時數，達到4000小時。

測算中可以看到，當分配的發電小時數在盈虧平衡小時數以上時，發電企業集中競價價格只需要能夠覆蓋邊際成本(主要是燃料費用)即可，此時有較大的降價空間。隨著發電計劃逐步放開，分配的發電小時數低于盈虧平衡小時數，競價時除了邊際成本，還要考慮分攤固定成本。根據我們的測算，當放開比例達到50%時，降價空間最大為6分/kWh，超過的話發電企業將出現虧損。

4.3、長期競爭靠差異化獲取用戶

準入門檻和售電復雜性提升售電公司價值。電力市場是逐步放開的過程，中短期內準入門檻的設立使得大部分普通工商業用戶不滿足年用電量的要求，對售電公司有依賴。即使是滿足準入條件的工業大用戶，由于電力交易的復雜性，往往對交易規則的理解不透徹、對變化的響應不及時，后期可能還會承受多買和少買的懲罰性措施，權衡自身參與競價交易的投入和產出后，很多還是會選擇售電公司代理。

發電計劃的放開是漸進過程，根據國家能源局日前下發《關于征求做好電力市場建設有關工作的通知(征求意見稿)意見的函》，2016年我國力爭直接交易電量比例達到本地工業用電量的30%，2018年實現工業用電量100%放開，2020年實現商業用電量的全部放開。隨著直接交易電量的比重的逐漸增大放開，電力交易的盈利市場空間將進一步被打開。結合實際推進進度，預計1-2年內發電計劃放開程度為20-30%，發電企業可以接受65-6分的降價，售電公司和用戶分享這部分紅利，售電公司每度電掙，售電公司和用戶分享這部分紅利，售電公司每度電掙32-3分，對應0200億左右的行業利潤空間；中長期來看，發電企業可以接受的降價幅度億左右的行業利潤空間；中長期來看，發電企業可以接受的降價幅度43-4分，售電公司每度電掙分，售電公司每度電掙21-2分，對應0300-400億的行業利潤空間。

在電力交易產業鏈中，由于供大于求的客觀現狀，用戶將是核心主體，如何獲取用戶將是售電公司經營制勝的關鍵。在各類售電公司中，我們認為最有競爭力的是能夠直接接觸客戶并通過差異化服務綁定客戶的主體，具體來看，主要是從事用電服務、需求側響應及配網運營的公司。

4.4、用電服務充分挖潛

在電改前，由于電網公司的絕對強勢，用戶處于被動接受的地位，無論是電力業務還是相關的電力服務，都受到電網公司的束縛，沒有選擇權。以用戶受電工程為例，用戶受電工程是指由用戶出資建設、屬客戶資產的新裝、增容、變更用電等電力工程。盡管電監會開展了多次專項治理，電網公司在用戶受電工程中直接、間接或變相指定設計、施工和設備材料供應單位的“三指定”行為仍然普遍存在，如采取直接或者變相指定的方式要求用戶選擇關聯企業、授意關聯企業提前介入用戶業擴報裝工作、采取區別對待或者增加審查環節等方式影響用戶的選擇權等。

電改去除了電網公司對用戶的束縛，用戶成為電力市場的中心主體，用戶對能源以及能源服務的各種需求得以釋放。目前全國工商業專變用戶在300萬戶以上。對于專變用戶，其企業內部的配電設施由企業自己負責運維。電改前，由于電網公司的束縛，用戶并沒有選擇權，多為自己雇傭電工進行設備運維，按照電工安全規程，至少應配備兩名電工，年投入在10萬以上。測算用戶側運維市場空間高達3000億。電改后，工商業用戶將擁有自主選擇權，電力用戶用電將更加便利，工商業用戶的用電運行維護管理將向市場開放。

智光電氣是以用電服務切入售電市場的代表。公司提供的基礎運維根據用戶的廠內電力設備規模以及廠外電纜長度考慮，平均每戶每年為4~5萬左右，可以完全替代用戶聘用的電工。對于公司而言，平均每名人員可負責起10戶用戶設備的運維，集約化運作保證高盈利能力。對于用戶而言，每年的基礎運維費用由10萬下降至5萬，成本降低的同時獲得的反而是更為專業的全方位“電力設備托管”服務。目前公司已有用電服務客戶2000戶以上，預計今年將達到5000戶，3-4年內有望達到近4萬戶。其用電服務客戶變電容量平均專變容量為630kVA左右，接入電壓多為10kV，年用電量在500萬度以下，本身有很強的降低電費成本的需求，但又不具備參與直接交易的資格，從售電公司購電將是唯一可行的選擇。不斷發展的用電服務將為公司提供巨大的潛在售電客戶群體，同時用電服務建立起的粘性將有效綁定客戶。

4.5、需求側響應：掌握用戶需求占得先機

需求側響應(DemandResponse，DR)，是指電力用戶根據電力價格、電力政策的動態改變而暫時改變其固有的習慣用電模式，達到減少或推移某時段的用電負荷而響應電力供應，從而保證電網系統的穩定性。按照用戶不同的響應方式將電力市場下的需求響應分為兩類：基于價格和基于激勵。

需求側響應服務的典型代表是英國KiwiPower，其與英國國家電力供應公司展開合作，從城市照明系統、空調系統和空氣循環系統等切入，實現電力系統的峰值調控。KiwiPower目前的客戶有萬豪酒店集團、數家已被納入NHS(英國國家醫療服務體系)的大型公立醫院以及英國本土的大型工業集團，以電能采集系統介入客戶電力系統，不僅能夠幫助客戶實時追蹤用電情況，還能夠在客戶允許的情況下，通過直接負荷控制的方式來配合完成電網的峰谷調配需求，可以做到迅速為電網完成近200MW的電力調配，且持續時間可以長達1個小時。

KiwiPower為英國領先的紙質及數字雜志出版商TimeInc.設計了一套一鍵式管理流程以允許樓宇管理系統減少用電負荷，安裝了需求響應所需的冷卻及空氣調節單元。同時，還將原有的30分鐘記錄儀表替換成KiwiPower的1分鐘實時記錄儀表，能夠以更短的時間間隔和準確度來記錄用電負荷情況，通過其控制中心，數據能夠從儀表直接傳輸到國家電網。通過KiwiPower的系統和服務，TimeInc.不僅能對用電情況準確掌握實現管理節能，還能在國家電網的短期運行備用項目中獲取需求側響應的獎勵收益。

與智能電表業務主要面向電網公司不同，需求側響應服務能直接面對工商業用戶，從而具有開展售電業務的客戶基礎。按照電力交易規則，將對售電公司的每月實際用電量與月度交易電量的偏差進行考核，因此準確預測用戶用電負荷對于售電公司十分重要，通過需求側響應服務可有效掌握用戶的用電情況，從而做出準確預測。同時，通過需求側響應服務可了解用戶的具體需求，從而提供更有針對性的電力套餐，形成電力產品的差異化。

國內上市公司中，炬華科技以原有能源計量與采集的技術優勢為依托，通過外延并購和投資，需求側響應業務布局已形成：收購上海納宇電氣，涉足用戶端智能電力儀表和能源管理系統，獲取用戶資源；與蘇州太谷電力合作，儲備能源需求側管理平臺技術；參股杭州經緯信息，可為用戶端能源提供設計、安裝、能源監測和節能等提供全面服務。公司已成立浙江炬能售電公司，待浙江電力交易市場放開后，依托需求側響應服務的基礎，有望在售電領域取得較大突破。

4.6、增量配電網運營：享受電網的權利

電改配套文件《關于推進售電側改革的實施意見》中，“鼓勵以混合所有制方式發展配電業務，向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務”，并規定“社會資本投資增量配電網絕對控股的，即擁有配電網運營權，同時擁有供電營業區內與電網企業相同的權利

擁有供電營業區內與電網企業相同的權利，并切實履行相同的責任和義務”。盡管電改后電網的權利被大幅削弱，但僅用戶用電信息的掌握、用戶受電工程的審核以及電費的結算這三項權利就對于售電公司具有巨大的吸引力，前者可以為用戶負荷預測提供支撐，而后兩者直接提供了與用戶接觸的機會，而且一定程度上對用戶有束縛力。

深圳前海蛇口供電公司由深圳供電局、招商地產、中廣核集團能之匯投資、文山電力、前海控股共同出資組建，采用220千伏直降20千伏的供電體系，規劃了11座變電站，負責前海和蛇口區域28.2平方公里的電力供應，預計未來最大負荷會達到160萬kVA。由于招商地產和云南文山電力股份有限公司均系上市公司，其擁有“引入社會資本”投資的屬性。

北京科銳參股了第一家真正意義上的混合所有制配售電公司——貴安新區配售電有限公司。貴州為第一批電力體制綜合改革試點，電改推進進度較快，公司有望以此為契機，與公司原有的配電設備制造、用電服務業務協同，在增量配電網建設、運營、售電及用電服務市場中占得先機。貴安新區配售電有限公司投資、規劃、建設、經營和管理貴安新區直管區470平方公里范圍內110kV及以下電網的相關配售電業務，股東中北京科銳、泰豪科技均為民營企業。

韶能股份與廣東匯譽合資成立韶能匯譽，規劃在劃定的售電區域內利用新建、租用或收購配網設施，發展工業園和大規模寫字樓的電力銷售用戶，并逐步過渡到向其他所有類型用戶的電力銷售。公司在湖南耒陽擁有配電網資產，市場份額約為50%，具有十余年的輸配電網運營經驗和深厚的人才儲備。公司定增完成后寶能集團將成為實際控制人，旗下的商業和地產項目有望助力公司售電業務的發展。

投資建議

5.1、智光電氣：潛在客戶充足，用電服務與售電協同

◆節能服務業務開花結果

由設備提供向下游延伸，公司節能服務業務迅速發展，目前合同能源管理項目陸續進入節能收益分享階段，近三年收入均保持60%以上的增長，已成為行業龍頭之一。與南網合作、管理層股權激勵、深耕發電企業客戶等舉措將保障公司節能服務業務的持續增長，預計增速在30%以上。

◆進軍用電服務市場，先發優勢和共享模式保障快速發展

用電服務市場空間達到3000億以上。公司通過集約化運維與用戶實現雙贏的盈利途徑清晰，僅廣州的用電服務公司2015年就已拓展800戶用戶，凈利潤達到1000萬元。未來以電力設施運維為基礎的“1+N”模式將在深度挖掘用戶潛在價值的同時，進一步增強用戶粘性。公司最早開展用電服務布局，通過切實可行的商業模式和有競爭力的股權激勵機制吸引電網內人才及專業隊伍加入共同開拓用電服務業務，憑借雙方的資源互補，能夠實現快速異地復制。

◆售電業務將取得突破

公司已獲得廣東省經信委頒發的售電交易席位申請，將立足廣東開展售電業務具有顯著的地理優勢。由于用戶的相同屬性，現有的近2000戶和未來規劃的3.7萬戶用電服務客戶將是公司開展售電業務的核心競爭力，同時大股東的實力將有助于盡快打開售電局面。

◆投資建議

預計公司2016年-2018年EPS分別為0.58元、0.77元、1.09元，對應PE分別為37、29、20倍。目標價25元，對應2016年PE為43倍，維持買入評級。

◆風險提示

公司用電服務業務客戶拓展不達預期；合同能源管理客戶出現經營風險導致節能收益分享減少；電改進度低于預期導致售電業務拓展緩慢。

5.2、建議重點關注

建議重點關注炬華科技、北京科銳、韶能股份。

風險提示

(1)售電側改革擴容推進進度不達預期；

(2)增量配網建設放開進度不達預期。