電力體制改革之前，我國的電力體制即為高度集中的計劃經(jīng)濟電力體制，即國家以垂直一體化的模式對電力行業(yè)嚴格管制，發(fā)電、輸電、配電和售電一體化，從初始勘測設計、資金籌劃、工程建設、電站電網(wǎng)搭建到末端電力銷售，均由國家管控。計劃經(jīng)濟電力體制缺乏創(chuàng)新和活力，成為工業(yè)發(fā)展的桎梏。

我國的電力體制改革從1985年至今已近30年，大致歷經(jīng)四個階段：一是1985年之前政企合一國家壟斷階段，這一時期的突出矛盾是體制性問題造成電力供應嚴重短缺；二是1985~1997年，為了解決電力供應嚴重短缺的問題，發(fā)電市場部分開放以鼓勵社會投資，政企合一和垂直一體化壟斷問題突出；三是1997~2000年，政企合一問題成為改革中心，國家電力公司應運而生，政府的行業(yè)管理職能變更至經(jīng)濟綜合部門(經(jīng)貿委)，垂直一體化壟斷成為下一階段的主要矛盾；四是2002 年4 月12 日，國務院下發(fā)《電力體制改革方案》（“5 號文”），成為電改的一個標志。該電改方案的四個核心要素是廠網(wǎng)分離、主輔分離、輸配分離、競價上網(wǎng)。隨后按“廠網(wǎng)分開”原則原國家電力公司拆分為五大集團、四大輔業(yè)以及兩大電網(wǎng)，廠網(wǎng)分離與主輔分離得以實現(xiàn)。

2003年7月，國家發(fā)改委出臺《電價改革方案》，電價劃分為上網(wǎng)電價、輸配電價、銷售電價，實行了兩部制電價，然2003年以來連續(xù)3年電荒，加上煤炭價格的迅速上漲，“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)”模式失效，隨后電力體制改革一直停滯不前。

電改歷史變革的主線是各時期的主要矛盾。電力體制歷史改革看起來雜亂無章，其實質就是圍繞各個階段電力能源的主要矛盾展開的，從保障供應到節(jié)約優(yōu)先，反映了電力改革背后所暗含的經(jīng)濟發(fā)展方向，新電改的重啟也就是新常態(tài)經(jīng)濟下經(jīng)濟發(fā)展方式轉型過程中所必須要解決的問題。

緣何要繼續(xù)推進電改

新一輪電改需要解決上一輪電改的遺留問題。為解決當時電力體制垂直一體化壟斷、政企合一的低運轉效率問題，2002年電改5號文推出廠網(wǎng)分離與主輔分開等措施，成立五大發(fā)電集團與兩大電網(wǎng)，電力行業(yè)一體化壟斷狀況有所緩解。

但是新的問題又出現(xiàn)，電網(wǎng)公司(國網(wǎng)與南網(wǎng))接替原國家電力公司(囊括全國所有電網(wǎng)和發(fā)電廠)的超級壟斷地位：一是獨掌行業(yè)公共權力，既當裁判員負責輸配調度，又當運動員負責電力銷售；二是壟斷輸配售環(huán)節(jié)全國范圍的業(yè)務規(guī)模，已達到“規(guī)模經(jīng)濟”的上限；三是獨掌電網(wǎng)設備業(yè)務鏈條，既是主要供應商，又是獨家采購商，既是批發(fā)商，又是龍頭零售商。如此大壟斷拆分為小壟斷，供給端電企與需求端用戶之間相互傳導信息的通道被強行阻斷，電力價格難以發(fā)揮調節(jié)作用，電力體系的市場化仍然遙遙無期……

電改真正目的是建立節(jié)能環(huán)保、安全可靠、優(yōu)化配置的市場化電力系統(tǒng)。電力體制目前最突出的矛盾是電網(wǎng)企業(yè)擁有獨家買賣電的特權，加之所有電價均由政府管制，使電力市場中兩個最重要的主體即發(fā)電企業(yè)(生產(chǎn)者)和電力用戶(消費者)被制度性“隔離”。從而發(fā)電市場的供給、成本變動和價格信號不能及時傳導到用戶，用戶的需求信息也不能直接反饋給發(fā)電企業(yè)，市場機制發(fā)揮不了作用，上網(wǎng)電價和銷售電價均不能及時調整到位，電價水平及上下游產(chǎn)品比價關系被人為扭曲。

我國目前電價形成主要是政府部門核定，需要改革實現(xiàn)市場化。價格形成是電價體系的核心內容，我國電價主要劃分為上網(wǎng)電價、輸電價格、配電價格和銷售電價，目前這些電價主要是由國家發(fā)改委等部門核定形成，上網(wǎng)電價和銷售電價均不能及時調整到位，2004~2010年，我國銷售電價共調整6 次，累計每千瓦時上調13.43 分錢，年均上漲約4%，而歐洲各國2003 ~2009 年期間工業(yè)電價年均上漲約10.47%，居民電價年均上漲約8.05%。我國電價水平及上下游產(chǎn)品比價關系被人為扭曲，價格的調節(jié)功能受限，這與2002年電改方案提出的“競價上網(wǎng)”以及2003年《電價改革方案》提出的“上網(wǎng)電價競爭形成，銷售電價與上網(wǎng)電價聯(lián)動”尚有較大差距，所以新電改必然要適時推出，建立合理的價格形成機制。

我國用電終端電價水平發(fā)展不均衡，形成交叉補貼。工業(yè)大用戶電價偏高（電價成本敏感，電壓等級與負荷率高，用電量大，電價成本降低的效應明顯），居民電價較低（供電環(huán)節(jié)末端，電壓等級與負荷率最低，供電成本較高，用電量較少，對電價成本不太敏感，電力浪費較為嚴重），居民電價與工業(yè)電價的比價小于1，遠低于歐美發(fā)達國家2.0 的平均水平。

我國電能供需失衡，供需雙方很難直接交易，電能資源未充分利用。直購電試點之外地區(qū)的普通工業(yè)用戶都不能與電力供給方直接交易，這種供需未打通的體制下，電力資源寬松、能源資源富集的地區(qū)發(fā)電企業(yè)按計劃上網(wǎng)，造成大量電能資源未能得到充分利用；且跨區(qū)輸電通道不暢，電力資源在區(qū)域間調劑余缺能力較差，東北、內蒙古電力富余，常年供過于求，發(fā)電設備平均利用小時低于缺電的華北和廣東地區(qū)。

此外，盡管我國輸配電網(wǎng)投資建設逐年增加，但是區(qū)域間輸配效率較低。近年來輸配電網(wǎng)建設穩(wěn)步增加，電網(wǎng)累計投資逐漸超過電源投資，但是在當前供需失衡的電力體制下，輸配效率仍然較低，跨區(qū)輸配通道項目上馬迅速，未考慮地區(qū)之間的電力資源供需情況，“山西—湖北100萬伏交流特高壓試驗示范工程”運行以來并未提高輸配效率(山西省與湖北省均無多余的電可供外送)；又如“連接內蒙古呼倫貝爾和遼寧的±500千伏直流工程”，投資60多億元，2010 年竣工投運以來每年可向東北地區(qū)的負荷中心輸送180億千瓦時的電量，但是內蒙古與東北電力市場均供大于求，發(fā)電機組年利用小時數(shù)逐年降低。

近年來，我國光伏、風電裝機容量總量較大，增速較高。2013年我國光伏新增裝機容量達12.92GW，占全球年裝機量的30.5%，其中光伏電站裝機12.12GW，分布式光伏0.8GW，2010~2013年均增長278%；風電累計裝機容量 91.4GW，同比增長 21.4%，居世界第一。

這也導致了我國新能源豐富地區(qū)并網(wǎng)消納問題嚴峻。一般來說，新能源豐富的地區(qū)用電負荷較小，外送通道容量有限，系統(tǒng)調峰能力嚴重不足，無法滿足大規(guī)模的新能源送出與消納要求，若新能源大規(guī)模并網(wǎng)，其電量在省內消納必然會擠壓其他電源的市場空間，導致火電企業(yè)全面減產(chǎn)虧損，所以我國一直存在新能源并網(wǎng)消納問題。

數(shù)據(jù)顯示，在風電資源消納方面，2013年西北電網(wǎng)和東北電網(wǎng)風電利用小時數(shù)均低于華中電網(wǎng)和華東電網(wǎng)，東三省仍是“棄風”問題最突出的地區(qū)，其中吉林省“棄風”率居全國之首，“棄風”率近50%；光伏資源消納方面，截至2014年8月，局部地區(qū)“棄光”限電仍然較為嚴重，除江蘇省外，西北地區(qū)幾個光伏大省中，甘肅省近年8月份利用小時數(shù)最低，個別電站棄電量達40%。

新一輪電改正當其時

新一輪電改時點與2002年類似，整體環(huán)境較為寬松穩(wěn)定，對電力行業(yè)震動較小。2002年我國剛剛加入WTO 組織，固定資產(chǎn)投資與進出口貿易發(fā)展較快，且電力行業(yè)盈利狀況整體保持平穩(wěn)，故2002年推出電力改革不會對當時經(jīng)濟與電力行業(yè)產(chǎn)生較大震動，于是2002年“廠網(wǎng)分離、主輔分離”等改革措施有較為寬松的改革大環(huán)境。

當前時點與2002年類似，行業(yè)未出現(xiàn)大起大落，電力供需環(huán)境寬松，且近年來煤炭價格下跌使得行業(yè)盈利狀況好轉，此時切入電力改革對電力行業(yè)產(chǎn)生震動相對較小。另外，在新常態(tài)經(jīng)濟結構轉型以及十八大以來各壟斷行業(yè)掀起的改革浪潮背景下，新一輪電改處在較好的政治環(huán)境和政策環(huán)境中。

2014年10月23日，國家發(fā)改委下發(fā)《關于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》，新一輪輸配電價改革試點逐漸升溫。11月24日，國務院印發(fā)《關于取消和調整一批行政審批項目等事項的決定》，明確取消跨區(qū)域電網(wǎng)輸配電價審核。

深圳試行獨立輸配電價，電網(wǎng)盈利模式改變。我國現(xiàn)有輸配電價的定價模式為國家發(fā)改委按水、火、核、風等分類確定上網(wǎng)電價，銷售電價由國家發(fā)改委審核價格范圍，地方政府明確具體電價，中間的輸配電價實際上是由銷售電價和上網(wǎng)電價倒推確定。深圳試點新電價機制2015年1月1日起運行，此次試點主要是將現(xiàn)行電網(wǎng)依靠買賣電價差盈利模式，改為對電網(wǎng)企業(yè)實行總收入監(jiān)管（準許成本+準許收益+稅金之和），電網(wǎng)企業(yè)按照發(fā)改委核定的輸配電價收取過網(wǎng)費。繼深圳之后，西南、東北等電力寬裕地區(qū)也有望陸續(xù)推進輸配電價改革試點。此外，試點方案還提出將逐步取消深圳市不同電壓等級、不同用戶類別銷售電價之間的交叉補貼。

對于新一輪電改，目前主要存在幾個主要的爭論點，其一，輸配要不要分開。按照2002 年電改方案，輸配分離即電網(wǎng)僅保留輸電功能，同時配電端引入市場化競爭。

時至今日輸配分離仍難成行，筆者認為原因主要有：電網(wǎng)的自然壟斷是其客觀屬性，而電網(wǎng)自然壟斷屬性背后的行政壟斷權力，如市場準入許可權力、標準制定權力、獨家電力買賣權力等，才是改革的主要矛盾；輸配一體加深，特高壓工程使地區(qū)之間的電力日益緊密，削弱了區(qū)域獨立性，強化了國網(wǎng)的壟斷控制和統(tǒng)一調度；利益分配，輸配分離涉及到兩大電網(wǎng)集團的屬性定位和職能劃分的根本問題，直接關系電網(wǎng)公司及眾多單位的核心利益；財務核算，在當前兩網(wǎng)輸配電一體化和三集五大的電力體系下，各區(qū)域之間的輸配電業(yè)務難以拆分厘清，財務核算工作難度高，輸配成本與價格如何定、定多少都是較難解決的問題；輸配一體化模式與輸配分開模式相比，在電網(wǎng)安全運行、均等化服務、扶持可再生能源、公平競爭等方面優(yōu)勢明顯，有助于輸配電網(wǎng)融合與堅強智能電網(wǎng)建設，是現(xiàn)階段符合各方利益的納什均衡狀態(tài)。

其二，調度要不要獨立。各國電力體制并無定式，受本國國情影響。從國外電力體制情況來看，調度/交易/輸電方面存在不同模式：英、德、法等歐洲國家實行TSO模式（交易機構單獨分離，調度/輸電保持一體）；美國ISO/RTO模式及阿根廷CAMMESA模式（調度/交易機構打捆分離，輸電獨立運營）；俄羅斯、巴西、印度等國實行調度/交易/輸電三者各自獨立模式。

電力調度具有較強的公共產(chǎn)品屬性，電網(wǎng)調度獨立出電網(wǎng)有利于提高電力監(jiān)管力度、增強電力市場化，是未來電力體系逐漸走向成熟過程中所必須推進的改革舉措。但是結合我國目前電力體系現(xiàn)狀，現(xiàn)階段并不適合將電網(wǎng)調度獨立出來，筆者認為原因主要有：我國目前電力體系尚不成熟，電網(wǎng)公司之外沒有權威的調度運作機構和體系，貿然推進調度獨立容易出現(xiàn)電力體系秩序混亂、調度和電網(wǎng)責任模糊、電網(wǎng)運行效率低下、運行成本增加、電網(wǎng)不再穩(wěn)定安全等問題；深圳正在試行輸配電價核定與電網(wǎng)準許收入模式，在全國范圍內的推廣仍有較多障礙，難以一步到位，此時調度獨立后電網(wǎng)缺乏激勵機制，會進一步增加電改的阻力和難度。

其三，配售要不要分離。所有電力改革先行國家均不約而同地選擇配售分開的模式，配售分開改革的目的一是電力體系市場化的必然要求，需要讓更多的民營資本參與運營和增值業(yè)務，二是把維持業(yè)務運營的必要技術環(huán)節(jié)管道化，變成維護新運營模式的服務提供方，不直接參與市場競爭。

從深圳試點方案來看，售電放開、輸配一體已成定局，放開發(fā)售側，管住輸配側，形成發(fā)售供需自由調節(jié)、電網(wǎng)負責輸配調度的電力體系。

輸配端改革的“軟件工程”

筆者認為，新電改將沿著“軟件工程”與“硬件工程”相結合的路徑推進，“軟件工程”的改革，即經(jīng)營性電價放開、售電業(yè)務放開、增量配電業(yè)務放開、公益性和調節(jié)性以外的發(fā)供電計劃放開等制度性調整，并結合 “硬件工程”的建設即交易平臺獨立的模式。

在輸配端路徑推演之“軟件工程”方面，放開兩端、監(jiān)管中間，并不意味著輸配中間端不改革，輸配端改革的主要目的是形成節(jié)能環(huán)保、安全可靠、就地消納、就地儲存的堅強智能電網(wǎng)。我們認為新電改將“節(jié)能環(huán)保”與“配網(wǎng)升級”齊頭，“分布式微電網(wǎng)”與“儲能電網(wǎng)”并進。

近期政策精神十分強調節(jié)能環(huán)保，或將成為新常態(tài)下電改的核心主題。在此前結束的中央經(jīng)濟工作會議中，中央對低碳環(huán)保的措辭之嚴厲前所未有，因此可以確定，新電改核心價值取向是建立低碳環(huán)保、減排節(jié)能、安全穩(wěn)定、資源配置優(yōu)化的綠色電力體系，新電改指導思想將由原來電改的“加快發(fā)展，保障供應”轉變?yōu)?ldquo;節(jié)約優(yōu)先，綠色低碳”。節(jié)能環(huán)保型電企將優(yōu)先享受環(huán)保補貼，未來引入電力交易平臺之后節(jié)能環(huán)保型發(fā)電企業(yè)可能將優(yōu)先進入競價系統(tǒng)，高耗能和高排放企業(yè)在交易平臺中逐漸淘汰，這都將成為2015年節(jié)能環(huán)保改造市場爆發(fā)的新預期。

在配網(wǎng)建設方面，配網(wǎng)建設主要涉及城市配網(wǎng)和農(nóng)網(wǎng)自動化、繼電保護和電網(wǎng)調度、配電變壓器、柔性輸電、充換電站配網(wǎng)、分布式微電網(wǎng)、系統(tǒng)軟件等等領域，我國電力投資長期存在“重電源、輕電網(wǎng)”的情況，配電網(wǎng)建設滯后于主網(wǎng)建設，配網(wǎng)在電網(wǎng)建設中占比15%左右，國網(wǎng)配網(wǎng)建設幾年發(fā)展較為緩慢，隨著新電改在全國范圍內推廣落地，未來配網(wǎng)建設有望加速，在配網(wǎng)端增量配電放開、引入民營資本的政策指引下，民營資本將獲得較多政策紅利。

城市配網(wǎng)自動化空間廣闊，新電改有望加速建設。配網(wǎng)自動化在我國處在起步階段，截至2013年底，目前僅有29個城市中心城區(qū)推行了配網(wǎng)自動化試點，國內城市配網(wǎng)饋線自動化率不足10%，而國外配網(wǎng)自動化達到60%。按照平均每個城市主站投資5000萬元，采集終端覆蓋2萬個計算，單個城市配網(wǎng)自動化市場容量達4.5億元，若每年穩(wěn)步推進10個城市的配網(wǎng)自動化改造，則每年單個城市配網(wǎng)自動化市場容量為45億元。電改重啟后，城市配網(wǎng)自動化建設有望加速，預計未來5 年是配網(wǎng)自動化建設的高峰期。

新電改前夕農(nóng)網(wǎng)積貧積弱，或將成為配網(wǎng)設備行業(yè)新的增長點。農(nóng)網(wǎng)配電設備主要有電容器及其配套設備、變壓器、整流器、配電開關控制類設備、電力元器件等，農(nóng)網(wǎng)主網(wǎng)網(wǎng)架薄弱，主變容量不足，互聯(lián)互帶能力較差，設備老化，供電半徑長、線徑偏小，線路損耗較大，配電變壓器損耗高(約占農(nóng)網(wǎng)損耗的60%~70%，電壓合格率低于92%)。新電改啟動后，居民電價將逐漸提升，而相應的配網(wǎng)配電建設和電力服務跟不上，則會導致用戶偷電漏電、工業(yè)企業(yè)搬遷、居民生活水平下降等等一系列社會秩序和經(jīng)濟穩(wěn)定的問題，因此我們認為農(nóng)網(wǎng)改造將成為配網(wǎng)設備行業(yè)的新增長點。

2014年以來，國家能源局《關于印發(fā)實施光伏扶貧工程工作方案的通知》、《關于進一步加強光伏電站建設與運行管理工作的通知》、《關于規(guī)范光伏電站投資開發(fā)秩序的通知》、國辦《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020)》等政策密集出臺高調支持分布式光伏的發(fā)展。筆者認為接下來的新電改將采取相應措施保證能源政策的持續(xù)和一致性。同時，光伏、風電等分布式電源具有分散性和間歇性的特點，對電網(wǎng)的電能質量、控制保護、運行穩(wěn)定性均帶來不利影響，而“分布式+微電網(wǎng)”具有微型、清潔、自治和友好的良好屬性，可便捷連接終端用戶，就地利用電能，內部電能可基本自平衡，且能實現(xiàn)并網(wǎng)與離網(wǎng)模式的平滑切換。

因此，“分布式+微電網(wǎng)”模式將成為能源政策落地工具的不二人選，從而有效解決新能源消納和分布式電源上網(wǎng)問題。新電改將促進微電網(wǎng)進一步發(fā)展，有望向發(fā)達國家看齊。目前，我國微電網(wǎng)試點項目多為著重解決大電網(wǎng)供電困難的偏遠農(nóng)牧區(qū)、海島用電問題，搭建技術研究和實證的平臺，具備微型、清潔、友好的特征，不能完全實現(xiàn)自治，主要原因是國內項目大多為風電、光伏等間歇式電源，儲能因技術和成本因素配置相對不足，而國外一些試點項目除包括間歇式電源外，還包括燃機等非間歇式電源，自平衡能力較強。新電改推出后，在能源政策和電網(wǎng)投資的激勵下，分布式+微電網(wǎng)建設可向國外成熟模式借鑒，未來有望實現(xiàn)彎道超車，因此我們看好分布式、微電網(wǎng)配套公司未來成長預期。

而新電改放開發(fā)售與增量配電側，儲能商業(yè)化可期。目前儲能成本約為5~6元/千瓦時，2014年兩會期間，全國工商聯(lián)上交提案，建議儲能電站發(fā)電電價為1.5~2元/千瓦時。電力體制的發(fā)售電側與增量配電側放開，民營資本參與配售，有利于儲能技術在國家的補貼下發(fā)生實質性的成本下調，則電力交易機制將發(fā)生顛覆性變化，儲能將應用到大規(guī)?？稍偕茉床⒕W(wǎng)領域，以社區(qū)、工業(yè)園和城區(qū)的微網(wǎng)將涌現(xiàn)，儲能市場容量有望突破千億元級別。

電改“主人公”面臨角色轉換

售電端改革的主要目的是形成市場化多買多賣、供需調節(jié)的電力體制，從目前部分地區(qū)直購電試點與電力交易平臺試點的情況來看，筆者認為售電端將沿著“點對點”直購電——“點對面”全國統(tǒng)一的競價交易平臺——“全用戶、多品種”電力批發(fā)市場——“多衍生品”電力金融市場的“硬件工程”方向發(fā)展。

2013年交易電量132億千瓦時。作為實現(xiàn)電力市場化的初級模式，直購電試點十年有余，并未在全國范圍內正式推廣，從國家出臺政策的角度來看，筆者認為直購電試行是為了不斷積累經(jīng)驗教訓，為更高級的交易模式探路，從2014年相對密集的政策推出節(jié)奏看，全新的電力交易模式或將呼之欲出。

新電改售電側直接交易將向高級階段發(fā)展。按交易組織形式，直接交易可以分為雙邊協(xié)商交易(大用戶直購電)和集中交易模式(電力交易平臺)。大用戶直購電，其實質是放開用戶選擇權，是售電側放開的初級階段。

售電側放開的進階是用戶與發(fā)電企業(yè)的交易價格通過競價等市場方式形成，即電力直接交易平臺形成的多方競價交易。2014年以來，安徽、湖北、新疆等省份試運行電力交易平臺，發(fā)電企業(yè)與工業(yè)用電大戶通過交易平臺進行競價交易，滿足了企業(yè)大額用電計劃，節(jié)省了用電成本，經(jīng)濟效益提升明顯。交易平臺的陸續(xù)試行代表了未來新電改售電側的發(fā)展方向，即進化為更為高級的集中競價交易模式。

全國統(tǒng)一的交易平臺將逐步由初級模式發(fā)展為成熟模式。初級模式即建設全國統(tǒng)一電力市場交易平臺，組織開展年度和月度大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易?；灸Ｊ郊赐晟迫珖y(tǒng)一電力市場交易平臺，逐步放開發(fā)電企業(yè)參與市場的范圍，在大用戶全部放開的基礎上逐步放開中小用戶。成熟模式即全部電廠參與競爭，開放所有用戶參與交易的選擇權，實現(xiàn)發(fā)電自主賣電、用戶自主買電。

在售電側全國統(tǒng)一電力市場交易平臺發(fā)展至成熟模式后，筆者認為在售電側運行市場化機制，有望發(fā)展一批售電服務型公司，將交易平臺升級為電力批發(fā)市場，發(fā)展初期主要是發(fā)電企業(yè)與電力用戶的電能交易，未來逐步開展發(fā)電企業(yè)之間、電力用戶之間、發(fā)電企業(yè)與其他配套企業(yè)的輸電權交易、綠色證書交易、電能服務交易等，從而打造一個 “能源的阿里巴巴”，在售電側實現(xiàn)充分市場化格局，并最終引入發(fā)達國家業(yè)已成熟的電力金融衍生品市場。

在此過程中，電網(wǎng)公司中的“大佬”國家電網(wǎng)掌控中國四分之三的輸配售調度及電力設備生產(chǎn)，資產(chǎn)屬性較重，組織結構龐大，國家電網(wǎng)總部擁有30個直屬部門，5個公司分部，27個網(wǎng)省公司，34個直屬單位(包括旗下參股控股企業(yè)，如英大證券、許繼集團、平高集團等)。

電網(wǎng)公司職能精簡化、功能多樣化。隨著增量配電等業(yè)務放開，配網(wǎng)將逐步納入“大用戶直購電+集中交易平臺”、“分布式電源+微電網(wǎng)”、“售電平臺+衍生品市場”，實現(xiàn)發(fā)售兩端供需市場化。從深圳試點方案可見，未來電網(wǎng)公司盈利模式改變已成定局，所以，電網(wǎng)公司更可能定位為公益公用事業(yè)型單位，售電職能將從電網(wǎng)剝離，電網(wǎng)公司將專注電網(wǎng)輸配職能（新電改初期將在售電端只負責一部分居民用戶和普通工商業(yè)用戶的售電），電網(wǎng)企業(yè)可能轉型為全國電力系統(tǒng)的輸配、規(guī)劃、投資與監(jiān)督的全能型政商合一公司。

未來，電力體制改革將對電網(wǎng)公司轉型形成激勵機制。直購電、交易平臺推行將壓縮電網(wǎng)公司原有利潤空間，但是從深圳輸配電價試點方案來看，國家在新電改中或將通過“準許收益部分保證電網(wǎng)公司的利潤空間，同時也將促使電網(wǎng)公司增加電網(wǎng)投資以提高準許收益的權重，并以“準許收益+政府性基金”的方式形成“激勵機制”，從而保證電改順利進行。

投資機會何在？

2015年將逐漸鋪開一輪節(jié)能環(huán)保升級、分布式與微電網(wǎng)建設等制度性調整，打造綠色環(huán)保安全的堅強智能電網(wǎng)，隨后在智能電網(wǎng)“軟件工程”上統(tǒng)籌各區(qū)域交易平臺，形成全國統(tǒng)一的電力交易市場，發(fā)展一批售電公司，逐漸發(fā)展全用戶、多品種的電力批發(fā)市場。因此節(jié)能環(huán)保改造、農(nóng)網(wǎng)配網(wǎng)改造等環(huán)節(jié)將優(yōu)先受益，低成本、區(qū)域火電企業(yè)將受益于供給端直接交易。

隨著電力體制改革的深入發(fā)展及競價上網(wǎng)的實施，一方面需要發(fā)電企業(yè)要努力降低發(fā)電各環(huán)節(jié)的能耗和成本；另一方面，新電改核心價值取向是建立低碳環(huán)保綠色電力體系，未來電價交易體系中，可能會優(yōu)先環(huán)保達標電廠電量交易。因此，高耗能和高排放類火電企業(yè)勢必將提前加大力度實施節(jié)能環(huán)保改造，以應對未來新的市場競爭環(huán)境。

因此可關注能夠提供降低電廠燃煤成本、廠用電率設備和技術的公司以及專注電廠脫硫脫硝環(huán)保配套服務的企業(yè)，電改明確新的改造標準和環(huán)保電價機制后，筆者預期這類企業(yè)將會有訂單的集中放量，如國電清新等。

新電改一旦放開增量配電業(yè)務后，配電設備類民企有望快速切入配電網(wǎng)建設領域。配電設備企業(yè)產(chǎn)品貼近終端用戶，切入增量配電網(wǎng)建設具備先天優(yōu)勢，另外新能源汽車充換電站建設將受益電改而加速，主要在兩個方面，其一是電站尚未市場化，建設速度緩慢，電改開放增量配網(wǎng)側后，民營資本有望進入；其二是若新電改順利推進，充電站的運營成本有望降低，將有效提升充電站的盈利水平；可關注在充換電設備招標市場份額較高的許繼電氣和國電南瑞，以及在直流高壓供電領域技術領軍的中恒電氣。

根據(jù)售電端改革路徑推演，未來有望率先獲得售電準入的公司具備投資機會。借鑒國外經(jīng)驗，一般包括供電公司、發(fā)售一體公司、電力和天然氣等綜合能源服務公司和不擁有發(fā)電和電網(wǎng)資產(chǎn)的獨立售電公司等。

順延我國電改目的，售電準入企業(yè)應在供給端或需求端貼近發(fā)電企業(yè)和用戶，從而能實現(xiàn)市場化供需的電力體系，因此，有三類企業(yè)可能率先獲得售電準入：第一類是處在發(fā)電供給端、有效傳遞供給方信息、發(fā)電高效從而有能力滿足電能需求的區(qū)域型發(fā)電企業(yè)；第二類是產(chǎn)品貼近終端用戶、渠道品牌資源較好、掌握電力用戶終端大數(shù)據(jù)和需求的配電設備企業(yè)如正泰電器、四方股份、北京科銳；第三類是產(chǎn)品、技術、服務可架接供需橋梁的企業(yè)，比如儲能技術領先公司、與電力信息化軟件型公司、節(jié)能服務類公司等。