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电改系列报告之二:电改后的首个落地政策,促进清洁能源多发满发

发布时间:2015-03-25    研究机构:齐鲁证券

电改9号文之后的首个政策关注清洁能源限电问题:国家发改委、国家能源局下发《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》(简称《指导意见》),包括四项主要内容:一、统筹年度电力电量平衡,积极促进清洁能源消纳;二、加强日常运行调节,充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间;三、加强电力需求侧管理,通过移峰填谷为清洁能源多发满发创造有利条件;四、加强相互配合和监督管理,确保清洁能源多发满发政策落到实处。《指导意见》是《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》发布之后的首个落地政策,剑指清洁能源限电问题,促进清洁能源多发满发。

优先预留清洁能源机组发电空间,鼓励清洁能源发电参与市场:《指导意见》要求在编制年度发电计划时,优先预留水电、风电、光伏发电等清洁能源机组发电空间;鼓励清洁能源发电参与市场,对于已通过直接交易等市场化方式确定的电量,可从发电计划中扣除。对于同一地区同类清洁能源的不同生产主体,在预留空间上应公平公正。风电、光伏发电、生物质发电按照本地区资源条件全额安排发电;水电兼顾资源条件和历史均值确定发电量;核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电;气电根据供热、调峰及平衡需要确定发电量。煤电机组进一步加大差别电量计划力度,确保高效节能环保机组的利用小时数明显高于其他煤电机组,并可在一定期限内增加大气污染物排放浓度接近或达到燃气轮机组排放限值的燃煤发电机组利用小时数。

新增用电需求向清洁能源倾斜,分地区制定消纳政策:《指导意见》要求新增用电需求原则上优先用于安排清洁能源发电和消纳区外清洁能源,以及奖励为保障清洁能源多发满发而调峰的煤电机组发电。能源资源丰富地区、清洁能源装机比重较大地区,新增用电需求如无法满足清洁能源多发满发,应采取市场化方式,鼓励清洁能源优先与用户直接交易,充分挖掘本地区用电潜力,最大限度消纳清洁能源。京津冀、长三角、珠三角以及清洁能源比重较小地区,新增用电需求优先满足清洁能源消纳,明确接受外输电中清洁能源的比例并逐步提高,促进大气环境质量改善。

增加电网调度灵活性,完善跨区送电机制:《指导意见》要求增加电网调度灵活性,统筹考虑配套电源和清洁能源,优先安排清洁能源送出并明确送电比例,提高输电的稳定性和安全性。对于同一地区内同类清洁能源的不同生产主体,在送出安排计划上应公平公正。跨省区送受电各方应统筹电力供需、输电通道能力,充分自主协商确定年度送受电计划,尽可能增加清洁能源送出与消纳,全力避免弃水、弃风、弃光。经协商无法达成一致意见的,由国家发改委协调确定,协调结果抄送国家能源局。国家发改委会同各省(区、市)政府主管部门、电力企业,按照简政放权和规范行政审批事项的要求,健全省级发供电计划和跨省区发供电计划协商机制。

充分运用利益补偿机制,为清洁能源开拓市场空间:《指导意见》要求各省(区、市)政府主管部门在确定年度发电计划和跨省区送受电计划后,电力企业应据此协商签订购售电合同,并通过替代发电(发电权交易)、辅助服务等市场机制,实现不同类型电源的利益调节,促进清洁能源多发满发。具备条件的地区,可跨省区实施。各地应建立完善调峰补偿机制,加大调峰补偿力度,鼓励通过市场化方式确定调峰承担方,鼓励清洁能源直接购买辅助服务。对于煤电机组为避免弃水、弃风、弃光而进行的深度调峰或机组启停,应通过增加发电量等方式进行奖励,所需电量在年度电量计划安排中统筹考虑,年终结清。可再生能源消纳困难的地区,可通过市场化的经济补偿机制激励煤电机组调峰。调峰深度没有达到平均调峰率的,不予补偿;调峰深度超过平均调峰率的,予以递进补偿;实施启停调峰的,予以一次性补偿。补偿所需费用由受益的可再生能源和煤电机组根据程度进行相应分摊。补偿与分摊费用应保持平衡。水电装机比重较大地区应研究制定水火发电互济机制。在明确煤电机组最小开机方式的前提下,组织水电机组、煤电机组进行替代发电,对为保障水电多发满发而减发的煤电机组进行补偿。如产生电网增收,应主要用于煤电机组补偿。并可尝试通过梯级电站流域补偿、冷备用补偿、股权置换等方式实现不同发电主体间的利益调节。

加强电力需求侧管理,通过移峰填谷为清洁能源多发满发创造有利条件:《指导意见》要求各省(区、市)政府主管部门应加强电力需求侧管理,鼓励电力用户优化用电负荷特性、参与调峰调频,加大峰谷电价差,用价格手段引导移峰填谷,缓解发电侧调峰压力,促进多消纳清洁能源。《指导意见》首次提出,各省(区、市)政府主管部门要加快电力需求侧管理平台开发建设,推广在线监测,帮助用户实现用电精细化,为减少电网峰谷差提供技术支持。各省(区、市)政府主管部门要积极尝试开展需求响应试点,以在线监测和互联网技术为支撑,综合运用补贴政策、价格政策等,对在高峰时段主动削减负荷的用户给予经济补偿,或通过与清洁能源开展直接交易给予补偿。各省(区、市)政府主管部门应研究完善配套政策,创新工作思路,督促电网企业落实分布式发电并网政策,促使电网企业多吸纳分布式发电。我们认为,根据《指导意见》的要求,智能电网正逐步向能源互联网升级。

加强相互配合和监督管理,确保清洁能源多发满发政策落到实处:《指导意见》要求清洁能源发电企业应满足并网技术要求,提高出力预测精度,加强生产运行管理,提升电能质量,减轻电网稳定运行的压力。电网企业应统一负责清洁能源发电出力预测,科学安排机组组合,充分挖掘系统调峰潜力,合理调整旋转备用容量,在保证电网安全运行的前提下,促进清洁能源优先上网,落实可再生能源全额保障性收购;加快点对网输电线路改造,提升吸纳可再生能源能力。有条件的电网,可以开展清洁能源优先调度试点,即以最大限度消纳清洁能源上网电量为目标,联合优化调度,灵活安排运行备用容量。电网企业应加强清洁能源富集地区送电通道的建设,发展智能电网技术,改善清洁能源并网条件,扩大资源配置范围。各省(区、市)政府主管部门应会同相应能源监管机构,加强对电力调度、发电运行和年度发电计划实施的监督,定期组织通报电力运行信息,协调清洁能源并网及运行矛盾,切实保障清洁能源多发满发。能源监管机构要对可再生能源全额上网情况进行监管,对未能全额上网的,应查明原因,理清责任,督促相关方限期改正。

新能源战略地位进一步验证,能源互联网正式进入官方视野:此前发布的《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》倡导积极发展分布式能源,全面放开用户侧分布式电源市场,单列分布式验证了我们此前一直强调的“大力发展以分布式光伏为代表的新能源已经上升为国家意志”的逻辑。消纳问题是当前新能源发展的主要障碍,此次《指导意见》是《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》之后的首个政策,足见政府对于新能源消纳的高度重视,进一步验证了新能源的战略地位。同时,我们判断配额制出台预期持续升温。值得一提的是,《指导意见》提及电力需求侧管理平台、在线监测与互联网技术,要求帮助用户实现用电精细化,宣告能源互联网正式进入官方视野。

投资建议:《指导意见》直接利好风光运营企业,整个风光产业链与能源互联网各环节全面受益,而加大峰谷电价差有利于国内储能市场加速启动。从消纳边际改善的角度来看,甘肃等限电严重地区的运营企业受益最大,受益标的包括甘肃电投(000791)等。光伏产业链,我们强烈推荐阳光电源、彩虹精化、江苏旷达、爱康科技、林洋电子、特变电工、中利科技、科华恒盛、隆基股份、东方能源、森源电气等。风电产业链,我们强烈推荐金风科技、福能股份、吉鑫科技、天顺风能等。能源互联网产业链,我们强烈推荐科华恒盛、中恒电气、阳光电源、长园集团、国电南瑞等。储能产业链,我们强烈推荐阳光电源、圣阳股份、比亚迪等。

风险提示:电改推进不达预期;清洁能源限电改善不达预期;能源互联网建设慢于预期。

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