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电改新方向:输配不分离,价格市场化
2014年4月8日09:04 8  来源:中国证券报

《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》拉开电改新序幕:

  《决定》要求:国有资本继续控股经营的自然垄断行业,实行以政企分开、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革,根据不同行业特点实行网运分开、放开竞争性业务,推进公共资源配置市场化。

  《决定》提出:完善主要由市场决定价格的机制。凡是能由市场形成价格的都交给市场,政府不进行不当干预。推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革,放开竞争性环节价格。政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节,提高透明度,接受社会监督。

  1.1国外电改最新动态:电网具有天然垄断性

  从发输配售环节的关系看,世界电力体制主要有四种模式:(1)一体化公司。目前欧洲和美国的大部分电力公司保持这种状态,只在集团内部根据市场化的要求实行了业务独立,成立分公司或子公司。

  (2)输配分开。输电从其他业务中分离出来,成立独立的输电公司,包括英国、北欧、意大利、西班牙及东欧一些国家,其中英国是实行了彻底分拆后,在市场作用下发电和配售电又重新实现了合并,采用内部业务独立模式。

  (3)厂网分开。也就是发电分离、输电和配电保持一体化,如韩国、新加坡和加拿大第一水电等公司。

  (4)发电、输电、配电、售电完全拆分。分别建立独立企业,主要是阿根廷、俄罗斯,通过分拆实现私有化是这两个国家改革的共同点,而俄罗斯在2012年又重归输配合一。

  从调度、交易和电网运营机构的关系看,存在两种模式:(1)电网和调度一体化,欧洲所有国家都采用这种模式。(2)电网和调度分开模式,美国独立运行机构采取了这种模式,这与美国多年来电网企业较为分散的特点相适应。

  1.2国内电改分析:形成可传导的价格机制是改革重点

  我国目前的电力市场结构如下:发电侧垄断竞争,由五大发电集团及地方电力集团组成;输电、配电、售电一体化经营,分为国家电网、南方电网两大主要电网企业,以及内蒙古电网、陕西电网等若干地方电网企业。

  这种电力市场结构有两个弊端:(1)最大的弊端在于电价不能有效传导。发电企业的上网电价、对用户的销售电价均由政府定价,发电企业成本变化无法及时传到到用户侧,造成发电企业要么巨亏、要么非正常盈利。(2)由于销售电价、上网电价均为固定电价,不利于促进发电企业、电网企业改进经营效率。

  通过国网公司、南网公司的会议精神,我们提炼出新电价改革的几个方向:(1)电网具有天然垄断性,仍是垄断经营,输配不会分离。(2)特高压、智能电网、配电网依然要投资。(3)产业资本不会从国网分开。(4)逐步建立竞争性电力市场,可行的手段是:①先实施大用户直购电,为全国放开售电积累经验;②放开售电侧,每个区域成立多个售电公司,发电侧、售电侧市场化交易;③建立统一开放的全国电力市场,让消费者能够在更广阔的范围内选择电力供应商,如同上淘宝网购物。

  无论电改与否,配电网投资都是重点

  我们认为,不管是否电力改革,配电改造力度加强是比较确定的事件。

  如果不电改,配电投资加快毫无疑问。

  成熟国家输电:配电投资比例大约为4:6,而我国刚刚达到5:5,配电网较为落后,配电网是“十二五”投资的重点。国家电网计划“十二五”配电网总投资6000亿以上,其中配电网自动化投资400亿以上。考虑到南方电网,保守预计“十二五”配电网总投资8000亿元以上,其中配电网自动化投资500亿元以上,年均100亿元。

  2011年配电网总投资1245亿元左右,预计2013-2015年配电网投资复合增长率15%以上,其中配电网自动化投资复合增长率50%以上。根据2013年配电设备招标情况,预计2013年配电网投资下降30%以上,我们预计2014年配网投资反弹幅度将超过30%。

  如果电改,配电网改造为当务之急。

  电改后电网的收益主要来源于固定的输配电价,则电网势必想办法降低运营成本、提高利润水平。降低运营成本两个办法:减少损耗和减少人员。

  损耗分为线路损耗和变压器损耗。据统计,在电网损耗中,10KV配电网损耗占比70%以上。其中,10KV配电网中80%损耗来自于变压器损耗、20%来自于线路损耗。减少损耗就是要加快配电网改造,尤其是加快高耗能变压器更换。减少人员就是要用智能化代替人工。

  重点关注配电网相关公司

  我们重点跟踪电网设备类公司平均估值(按照2013年11月15日收盘价计算)对应13年25.6X、14年18.6X,远远低于行业净利润平均增长速度。我们认为市场对于此次电价改革过于悲观,维持行业“增持”的投资评级。

  我们依然首推配电设备类相关公司,重点关注置信电气、北京科锐、许继电气、四方股份、积成电子等公司。其次,特高压相关公司也可关注。

  风险提示。电力改革慢于预期的风险,电网投资低于预期的风险。