一、电改成为降低实体经济成本关键一环
降低实体经济成本受高度重视、电改成关键一环。在经济“新常态”的大背景下，国务院印发《降低实体经济企业成本工作方案》将降低企业用电成本作为降低企业用能成本最直接有效的手段，要求进一步深化电力体制改革，推动电力价格下降。我们初步预计今年市场大用户直接交易电量可达到1.2万亿kWh，直接交易平均降低用户购电价格5.1分/kWh，可降低企业用电支出612亿元。
9号文+6个配套文件彰显推广力度。2015年3月国务院发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(电改9号文)至今，国家已出台4个配套政策，分别就清洁能源、需求侧管理、输配电价试点、跨省区交易机制等问题做出了更详细的指引。各地交易中心相继成立，其响应速度和规模空前。
二、售电放开已推出试点
售电放开是大势所趋。我们介绍过美国、英国、德国的售电市场格局以及电改的不同规则，从国外既行的电力市场中可以看出，成熟的售电市场中，“输配分离”、“竞价放开”是电力市场化的必由之路。我国广东省作为试点先驱走在前面，随后京津冀地区也将试点售电放开。
广东、京津冀先行，单纯差价盈利难。2016年广东计划直接交易电量420亿kWh，然而今年3月以来，集中竞价交易成交的平均价差逐月降低。而京津冀电改重点则是大用户向电厂直购电，化解火电过剩问题。我们预计2016年将放开的直接交易规模将达1.2万亿度，2018年有望达4万亿度以上，售电市场利润规模届时可达400亿元左右。但由于售电商众多，而稳定的大工业用户几乎并无增长，未来售电服务商将需要强有力的增值服务、丰富的硬件产品赢得客户，单凭电费差价难以形成有效的竞争力。
三、储能借力电改实现商业化
储能借力电改实现商业化。储能已被视为电力系统中重要组成部分，峰谷电价差和价格波动为储能应用带来发展空间。电改9号文配套文件中明确提出的“加大峰谷电价差”，将为工商业侧经济性分时用电带来更多的市场机会。如今与储能相结合的售电模式已有范例，未来商业化指日可待。
配网PPP是民营资本介入新模式。今年8月，国家发改委、能源局近期发布了《关于请报送增量配电业务试点项目》的通知，掀开了配网投资新模式的篇章。近年来电力领域投资不断向电网工程倾斜，“配售一体”可能成为新投资方向，智能化、与客户的深度绑定将成为配售电企业的核心竞争力，同时，园区售电模式更易实施。
四、投资策略
配网领域，我们建议关注提前布局配售一体化，并有充分业绩弹性的标的：北京科锐、置信电气、智光电气；储能领域，我们看好拥有丰富客户资源，和具备成本优势的南都电源、中恒电气。风险因素。电改推进过程中电网公司过度参与竞争，配电设备商参与售电受阻，储能厂商成本下降不达预期等。
