一、發電側供給過剩傳統能源：利潤大幅下滑

2016年，化石能源的成本端受壓。從今年年初開始，伴隨著煤炭企業的供給側改革，國內煤價開始一路走高，開始了一波波瀾壯闊的升勢，這給其直接下游的電力行業帶來極大的成本壓力。尤其是進入今年三季度以后，更是呈現出一波加速上漲態勢。與煤價一路向上的同時，國內用電量卻是增長緩慢，機組利用小時數一降再降。上游煤價上漲，下游用電量下滑，電價維持不變，造成煤電企業利潤大幅下滑。

2016年煤炭去產能主要政策一覽

從煤炭行業去產能政策的執行力度可以看出，年初去產能態度堅決，成效明顯，去產能結果遠超預期，尤其進入三季度以來，煤價一路飆升，因此收緊政策也從9月份開始逐步放寬，并啟動煤炭一級響應機制抑制煤價上漲。以往在每年12月份簽訂的第二年電煤中長期合同，在今年提前至11月份簽訂，可見下游對漲價心存芥蒂。

2016年我國原煤產量

 

2016年秦皇島5500大卡動力煤價格

　

通常煤電企業的盈利情況取決于兩個條件，一是利用小時數，二是煤價。煤電聯動機制將煤價對發電企業業績的影響降到了最低，所以發電企業更關心的是發電利用小時數，但是隨著發電利用小時數隨宏觀經濟持續下滑，而煤電聯動的電價上漲又違背了降成本，提振經濟的國家大方向，因此，煤價對發電企業的影響越來越大，煤價的攀升造成煤電企業度電成本大幅提升。以百萬超超臨界火電機組為例，一臺百萬超超臨界機組的平均造價在3900~4300元/千瓦，供電煤耗280克/度，按照年初煤價370元/噸計算，平均度電成本0.20元左右,11月底煤價為600元/噸，上漲了62.2%，假設機組運行方式維持不變，平均度電成本也相應達到0.32元，若考慮機組壓負荷增大煤耗，實際度電成本上漲近70%，火電企業利潤大幅降低。

光伏：再現搶裝潮

我國光伏發電主要依靠政府政策補貼發展，隨著發改委電價調整政策的出臺，2016年6月30日之后投運的光伏電站開始執行新的上網標桿電價。由于2016年的標桿電價下調幅度較大，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源地區光伏標桿電價分別下調了10分錢、7分錢和2分錢，因此全國各地今年上半年掀起了一股光伏電站搶裝潮，國家能源局公布16年一季度我國新增光伏裝機量達到7.14GW，其中地面光伏電站6.17GW，分布式光伏970MW，截止16年一季度末我國累計光伏裝機量已經達到50.31GW。據規劃，2016年除光伏扶貧以外的光伏裝機量指標為18.1GW，第一批光伏扶貧項目裝機總量為5.16GW，總計今年能源局的下發的光伏裝機量目標為23.26GW，預計到2016年底我國光伏累計裝機總量將達到66GW以上。

9月29日出臺的新能源電價征求意見稿

 

在上半年光伏搶裝潮的拉動下，多晶硅料價格上半年穩步上升，多晶硅料價格漲幅達到19%。630之后，隨著下游需求的收縮，多晶硅料價格出現斷崖式下跌，到9月29日出臺的電價征求意見稿大大超出市場預期，引發市場新一輪恐慌，光伏搶裝趨勢有所抬頭，拉動多晶硅料價格快速反彈，10月以來國產多晶硅均價反彈幅度超過30%。

多晶硅片和單晶硅片價格走勢

多晶硅料價格走勢

　　

今年以來，隨著國內光伏單晶產品產能擴張和生產技術提高，其價格持續下降，2016年初至今，單晶硅電池片價格下跌近40%，組件價格下跌35%~40%，下降幅度遠超多晶硅產品，目前單多晶電池片和組件的價差都已經縮小至0.2元/瓦以內。929的征求意見稿間接對光伏電站的建造成本和發電效率提出了更高的要求，這將激勵光伏行業降低成本、提高轉化效率，認為，可再生能源的降價趨勢已經確立，最終實現平價上網。未來將是效率為王，單晶硅產品市場份額將穩步上升。

風電 ：與限電同在

我國風電初具規模，截至2015年我國累計風電裝機量已經達到143GW，同比增長27%;2016年上半年國內新增風電裝機量7.74GW，國家能源局規劃2016年國內風電建設總規模為30.83GW，預計到2016年底，我國將形成176GW的風電累計裝機量，風電規模全球第一。隨著風電裝機量的不斷增長，我國風電發電量也持續增加，今年上半年我國風電發電量占全社會發電總量比例達到4%以上，8、9月份受季節性因素影響，我國風電發電量占比小幅下滑，總體維持在4%左右。

2016風電政策一覽

 

我國風電資源集中在三北地區，致使大量的風電場建在了三北地區，而這部分區域消納能力有限，又遠離電力負荷中心，從而造成棄風限電。2015 年我國風電棄風率達到15%，其中甘肅、新疆和吉林地區的棄風率超過30%，2016年一季度我國風電棄風率26%，其中甘肅、寧夏、新疆、內蒙古、黑龍江、吉林和遼寧地區棄風率超過30%，部分地區甚至達到40%以上。針對三北地區嚴峻的棄風現象，國家出臺相關政策，叫停棄風限電嚴重地區的新建風電項目，同時出臺新能源保障性收購小時數，2016二季度棄風現象略有好轉，全國二季度單季度棄風率下降至16.82%。

二、電網側售電改革

2015年電改9號文下發以來，新一輪電力體制改革迅速展開，售電側放開、電價定價機制改革、售電主體準入制等政策逐步推廣。伴隨著電力體制改革進一步深化，兩大電網公司主帥也發生了變化，彰顯國家對改革的決心與信心。

從技術層面看，電改的核心在于改革配售，一是改革現行的交易機制，二是改革配網主體。在交易機制上，可以概括為“三放開、一獨立、三加強”。簡單說就是“管住中間，放開兩端”。即，電網企業一分為二，一是管理和服務輸配電網，承擔保底服務;一是組建競爭性售電公司參與售電。同時引入社會資本，參與競爭性售電，參與增量配電網建設和運營。意在通過電力需求側(電力用戶)的參與，讓需求側(電力用戶)倒逼此次被電力體制改革所分割出去的售電側(售電公司)為需求側(電力用戶)開展專業化的用電服務。從而使得需求側(電力用戶)最終實現電能的清潔、高效、安全、可持續發展。

在配網主體上，核心是引入社會資本，升級改造提高運營效率。國家對于配網建設的政策扶持力度逐漸增加，先后針對農網、城網、微電網建設提出多項指導意見，配網升級改造將成為十三五電網建設的重點投資方向。

近兩年出臺配網政策一覽

 

從“切蛋糕”的角度看，9號文以前是將電力市場一分為三，分別是發電、電網和用戶。電網最強，發電次之，用戶相對弱勢。現在規則改變，不再一分為三，而是一分為六，依次為發電、電網、用戶、交易中心、售電和售電運營。按規則，現在電網公司部分固定，即：輸配電價=(準許成本+有效資產*核準收益率)/輸電量，可暫且按照15分/kWh計算，剩余部分則由發電、售電公司、電力交易中心、售電運營公司、用戶切分。其中，電力交易中心部分比例與成交電量總量有關，長期看是固定的，售電公司部分比例與成交電量總量也相關，因此從長期看也應該是固定的。因為電改是利用市場化手段，降低用戶用電成本，一方面提高發電效率，淘汰落后產能，另一方面降低工業生產成本，提振經濟。因此，電改后電網部分節約出的電價價差大部分讓渡給了電力工業用戶。

電改2.0前的分配模式

　　電改2.0后的分配模式

　　

計算一下全國的售電市場規模，如果全國工業用電市場全部放開，參考 2015年全國工業用電量39348億kWh，按照長協交易電量與集中競價交易電量之間2:1的關系，則用于長協交易電量和集中競價交易電量分別為26232億kWh和13116億kWh，假設每度電可以讓利8分錢，則全國全年的售電市場規模超過1000億。