一、電改成為降低實體經(jīng)濟成本關鍵一環(huán)
降低實體經(jīng)濟成本受高度重視、電改成關鍵一環(huán)。在經(jīng)濟“新常態(tài)”的大背景下，國務院印發(fā)《降低實體經(jīng)濟企業(yè)成本工作方案》將降低企業(yè)用電成本作為降低企業(yè)用能成本最直接有效的手段，要求進一步深化電力體制改革，推動電力價格下降。我們初步預計今年市場大用戶直接交易電量可達到1.2萬億kWh，直接交易平均降低用戶購電價格5.1分/kWh，可降低企業(yè)用電支出 612億元。
9號文+6個配套文件彰顯推廣力度。2015年3月國務院發(fā)布的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(電改9號文)至今，國家已出臺4個配套政策，分別就清潔能源、需求側管理、輸配電價試點、跨省區(qū)交易機制等問題做出了更詳細的指引。各地交易中心相繼成立，其響應速度和規(guī)?？涨?。
二、售電放開已推出試點
售電放開是大勢所趨。我們介紹過美國、英國、德國的售電市場格局以及電改的不同規(guī)則，從國外既行的電力市場中可以看出，成熟的售電市場中，“輸配分離”、“競價放開”是電力市場化的必由之路。我國廣東省作為試點先驅走在前面，隨后京津冀地區(qū)也將試點售電放開。
廣東、京津冀先行，單純差價盈利難。2016年廣東計劃直接交易電量420億kWh，然而今年3月以來，集中競價交易成交的平均價差逐月降低。而京津冀電改重點則是大用戶向電廠直購電，化解火電過剩問題。我們預計2016年將放開的直接交易規(guī)模將達1.2萬億度，2018年有望達4萬億度以上，售電市場利潤規(guī)模屆時可達400億元左右。但由于售電商眾多，而穩(wěn)定的大工業(yè)用戶幾乎并無增長，未來售電服務商將需要強有力的增值服務、豐富的硬件產(chǎn)品贏得客戶，單憑電費差價難以形成有效的競爭力。
三、儲能借力電改實現(xiàn)商業(yè)化
儲能借力電改實現(xiàn)商業(yè)化。儲能已被視為電力系統(tǒng)中重要組成部分，峰谷電價差和價格波動為儲能應用帶來發(fā)展空間。電改9號文配套文件中明確提出的“加大峰谷電價差”，將為工商業(yè)側經(jīng)濟性分時用電帶來更多的市場機會。如今與儲能相結合的售電模式已有范例，未來商業(yè)化指日可待。
配網(wǎng)PPP是民營資本介入新模式。今年8月，國家發(fā)改委、能源局近期發(fā)布了《關于請報送增量配電業(yè)務試點項目》的通知，掀開了配網(wǎng)投資新模式的篇章。近年來電力領域投資不斷向電網(wǎng)工程傾斜，“配售一體”可能成為新投資方向，智能化、與客戶的深度綁定將成為配售電企業(yè)的核心競爭力，同時，園區(qū)售電模式更易實施。
四、投資策略
配網(wǎng)領域，我們建議關注提前布局配售一體化，并有充分業(yè)績彈性的標的：北京科銳、置信電氣、智光電氣；儲能領域，我們看好擁有豐富客戶資源，和具備成本優(yōu)勢的南都電源、中恒電氣。 風險因素。電改推進過程中電網(wǎng)公司過度參與競爭，配電設備商參與售電受阻，儲能廠商成本下降不達預期等。
