事项：

据媒体报道，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》。对此，我们点评如下：

评论：

市场化方向明确，配套文件或陆续出台

本轮深化电力体制改革的重点和路径是：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开，的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，推进“三放开、一独立、三加强”，具体如下：

三放开：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发电计划

一独立：推进交易机构相对独立，规范运行

三加强：进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应 从上面可以看出，市场化是本轮电力体制改革的核心，具体来看，“三放开”将加快构建有效竞争的市场结构和市场体系；“一独立”有助于形成公平规范的市场交易平台；强化政府监管、电力统筹规划体现了政府重心转变、科学监管的思路，强化电力安全则是电改的前提和基础。就改革进程而言，原文使用了“有序”进行强调，可见本次《意见》为纲领性文件，后续预计会有多个操作性较强的配套文件陆续出台，如分地区的输配电价改革、配售电准入条件及牌照发放等。

就产业链来看，将从以下层面展开：

发电领域：从准入放开到价格放开

项目准入：发电侧的准入已经基本放开；后续改革重点或在审批权下放方面，即由“管项目”变为“控总量”。

价格管制：目前发电侧上网电价制定基本以政府定价为主；未来“分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成”，“参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业协商、市场竞价等方式自主确定”。

输配电领域：自然垄断属性明确，政府管制将加强

项目准入：输配电领域属于典型的自然垄断行业，未来仍将以国有企业为主导（尤其对于输电领域而言），未来“逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务”。

价格管制：现阶段多数地区并无明确的输配电价；未来“输配电价逐步过渡到按准许成本加合理收益原则，分电压等级核定”，“妥善处理电价价差补贴，电网企业申报现有各类用户电价间价差补贴数额，通过输配电价回收”。

售电领域：准入和价格均有望逐步放开

项目准入：目前售电侧基本集中于电网体系之内，山西、四川、新疆及湖南等存在部分区域售电公司；未来“根据放开售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定售电主体准入条件”，“多途径培育市场主体”。

价格管制：目前销售电价主要由政府制定，购电主要为国家电网等；未来“售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等”，“参与电力交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金三部分组成”。

计划放开加剧竞争，看好低电价、低成本发电商

涉及发电领域来看，主要有以下几点：

发电计划：有序缩减发用电计划。根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划；鼓励新核准发电机组积极参与电力市场交易，其电量尽快实现以市场交易为主。

发电电价：参与市场交易的由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。

主体准入：规范并公布可参与直接交易的准入标准；支持节能环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电；省级政府对用户目录实施动态监管

对于发电企业而言，市场化意味着供求形势对行业盈利趋势的影响不仅反映在利用小时的波动上，还将体现在电价的波动上，行业盈利周期性也将有所加强，改革推进进程将成为重要影响因素。可以预见的是，未来直接交易的比例有望逐步增加，发电计划的放开将增加发电企业的竞争压力，不同机组的分化将会加剧，利好低电价、高参数火电和低成本的水电。值得关注的是，准入标准中明确支持超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电，体现了政府对于节能环保的高度重视，未来超低排放在全国范围内的推广值得期待。

配售电放开培育多元主体，地方发电及小电网占据优势

涉及配售电领域来看，总体定调为“稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配电业务”，具体表述主要有以下几点：

售电价格：参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金三部分组成。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，继续执行政府定价。

鼓励社会资本投资配电业务：逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。

建立市场主体准入和退出机制：明确售电主体的市场准入、退出规则，坚强监管，切实保障各相关方的合法权益。

多途径培育市场主体：符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；鼓励社会资本投资成立售电主体，允许从发电企业购买电量向用户销售；允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、供气、供热等公用服务行业和节能服务公司从事售电业务；允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。

我们认为，就配电而言，增量配电将逐步放开；售电而言，输配电价的厘定、市场准入和推出机制的建立为先行条件。就售电实施范围而言，大工业客户直接交易规模扩大、小工业客户打包由专业售电商提供服务先行推进可能性较大，而居民等用户售电放开相对较晚。

发电企业介入售电将成趋势，地方电企优势更为显著

根据英国经验，全国共有约20个售电商，其中前六大电力零售商（The Big Six）所占市场份额超过90%，同时也是前六大发电商，而且母公司均为欧洲跨国电力巨头（如法国电力、意昂集团等）。我们认为，发电企业介入售电业务将成趋势，地方发电企业则相对更具优势。

地方发电企业通常具有地方政府背景，若牌照放开，其有望较早取得售电牌照。

项目建设审批权从中央下放至地方，未来新建电源方面地方企业优势在增大。

部分地方发电企业公司或其集团通常有当地城市燃气资产，城市燃气运营与售电业务用户重合度高，具有协同效应。

现有配售电企具先发优势，扩张空间有望打开

对于现有上市电网企业而言，其多为发、配、售一体化地方企业（部分股东为地方政府、部分股东为国网及南网），售电业务未来若能放开，对其或产生如下影响：

售电业务竞争加剧：准入放开后，现有售电区域竞争主体加剧，这将对公司存量市场销售及实际结算电价产生负面影响。

购电渠道多元化有利降低采购成本：目前多数配售电企业自发电比例不足以满足售电需要，约30～50%的售电量只能从国网及南网进行外购；随着市场化进程的推进，售电企业的购电渠道将摆脱目前单一化格局，通过双边交易或交易平台直接从发电企业或其他售电企业购电成为可能，有助于现有外购电成本下降（测算显示，对于多数电网上市公司而言，外购电成本下降0.02元/kWh或提升EPS约20～30%）。

对外扩张空间打开：现有管制体制下，区域电网公司更多依赖本地市场的发展，随着售电侧的逐步放开，预期具有配售电经验的区域电网企业将通过其市场经验以及二级市场融资能力提高对外扩张能力，成长天花板也将打开；此外具有国网或南网背景的上市公司，在解决同业竞争的背景下，预计其未来通过大股东资产注入方式实现外延式扩张的空间也将打开。

并购价值显现：从产业链角度而言，为更好的锁定需求及占领市场，在售电侧放开后，发电企业应有动力进入售电市场尤其是同公司发电资产相匹配的区域；此外，鉴于售电公司直接面对终端用户，掌握相当程度的客户信息和资源且具有极高粘性（这也为其日后开展诸如合同能源管理等业务打下良好基础），故具有较强的入口价值，这也有望成为诸如BAT等企业的涉足领域。故在售电业务放开后，现有售电资产的并购价值也将显现。

除现有配售电企及发电企业外，我们认为电力设备商、公用事业公司、节能服务企业和能源互联网类型公司也有望介入售电侧，其具体优势分析如下：

电力设备商：进行特高压、配电网制造的电力设备公司对电网物理规划以及配售电有较为深刻的理解，对基于电网体系进行高效率配售电具有一定先发优势，不排除初步在采用公司产品建造电网地区成立售电公司，纵向扩张进入售电侧领域，如正泰电器已成立电改办公室，就电改政策出台后的售电侧放开等机遇进行布局。

公用事业公司：公用事业公司由于提供燃气、水务等多项公用事业服务，具备较强资源整合能力，通常用户也希望能够通过单一入口进行公用事业一揽子购买服务，售电放开后，具备较强运营和销售能力公用事业公司有望进入售电侧领域。

节能服务公司：发电和独立交易放开后，电价由市场供需决定成分会提高，波动性会进一步加大，对于大型工商业用户来说，通过合同能源管理，合理利用峰谷电价将极大节约企业成本和提高效益，而电力销售公司的节能服务业务因为最贴近客户而有望快速发展；同时在分布式能源较为发达地区，也有望出现针对家庭用户的节能服务公司，对于分布式发电、储能以及上网规划提供详细的咨询和设计方案。

能源互联网公司：随着互联网基础设施逐步完善和云计算能力提高，未来有望出现利用互联网、大数据以及云计算整合大量发电资产的能源互联网企业，同时利用巨大电网本身匹配调节和储能技术，解决用电侧和发电侧的双侧不确定性问题，从发电侧管理向用电侧管理拓展，而众多发电企业和工商业终端客户在此平台上可以获得多对多的、自由透明的能源采购、能源管理、能效优化等综合技术解决方案，像谷歌和远景能源等企业已经在能源互联网方面有所布局。

电力后市场逐步形成

《意见》中指出，“鼓励售电主体创新服务，向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务”。我们认为，售电业务放开后，新增主体或将不仅仅进行电力销售，而同时提供和电力相关的多元化服务，电力后市场也有望逐步形成。

合同能源管理推广可行性增强：以往合同能源管理存在计量和监管问题，但是当运营商和售电公司结合后，计量和收费问题就可能得到很好解决，合同能源管理推广加快，新的商业模式和市场主体或将出现。合同能源管理的基本盈利模式是节能服务公司通过与客户分享项目实施后产生的节能效益来收回投资、获得利润，其实质不是卖节能设备，而是提供能源管理服务。

储能：随着市场化的推进，波峰谷价差或将加大，储能或因峰谷价差而产生盈利模式。此外增量配售放开后，燃气分布式作为支撑电源的微电网将逐步出现，峰谷调节需求将增加储能的应用。目前主流技术主要有抽水蓄能、电池储能、化学储能以及飞轮等物理储能，其中蓄水储能装机占到80%以上。例如GDF SUEZ在北美售电公司里，抽水蓄能占到总装机的10%，拥有美国最大的抽水蓄能站之一Northfield Mountain，可以进行发电侧调峰和储能，更好的实现需求侧管理。

用户数据管理与分析：售电侧引入竞争后，很多售电公司最需要的服务是如何阻止客户流失和吸引客户加入，因此未来有望产生主要提供新型的、智能化电力客户数据库管理和智能分析等专项服务的能源互联网服务公司。此外，电改后市场化交易平台将出现，从而产生电力交易数据计算和服务需求。

公平接入推动分布式能源进入大发展时代

《意见》将建议分布式能源发展新机制单独提出，体现了对分布式能源发展的高度重视，具体表述如下：

允许拥有分布式电源的用户或微网参与电力交易。

积极发展分布式电源。“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式。

完善并网服务。依照规则认真落实可再生能源发电保障性收购制度，解决好无歧视、无障碍上网问题。

全面放开用户侧分布式电源市场。支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。

本轮电改将从政策层面推动解决可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题，并允许拥有分布式电源的用户或微网参与电力交易，将极大的有利于分布式能源的快速发展。

投资策略：9号文促行业进入2.0时代，把握售电放开及分布式机会

《意见》指引的本轮电改“放两头、管中间”方向明确，我们预计总体影响有以下几点：

发电侧：供求形势除反映在利用小时外还将影响上网电价，目前供求偏宽松环境并不利于发电企业尤其是火电企业；同时企业间差异化也将拉大，低电价及低成本公司有望占据优势（通过电价提高及利用小时上升）。

电网侧：从统购统销赚取两端价差向公用事业转变，盈利稳定性增强，同时政府管制力度加大。

售电侧：准入门槛放开，电力产品及定价由同质化走向差异化，为行业带来增量利润来源；售电主体增多后，新需求及盈利模式或出现，电力后市场将逐步形成。

就板块基本面而言，利用小时仍处下降通道、煤价持续下滑的同时或带来电价下调压力，全年盈利超预期难度较大，板块投资更多在于各类改革带来的估值提升预期。就政策本身而言，市场化方向明确，内容基本符合预期；但对于实施进度等尚未明确，后续需重点关注输配电价改革、配售电准入条件及牌照发放等相关配套政策，我们短期建议关注把握主题性机会，建议关注以下几条主线：

低电价、低成本的发电公司：从电价及成本角度推荐长江电力、内蒙华电、川投能源及国投电力，关注桂冠电力、黔源电力。

发、售一体的地方能源综合供应商有望出现：售电侧放开后，地方电企有望率先获得售电牌照，部分兼具燃气分销业务协同优势，有望转型区域综合能源服务商，看好申能股份及广州发展，建议关注粤电力、深圳能源、皖能电力、京能电力、云南盐化及甘肃电投等。

售电公司扩张及潜在进入者值得关注：售电业务放开在增加行业竞争的同时也为相关企业打开外延式增长空间，看好郴电国际、广安爱众及通宝能源，建议关注桂东电力及文山电力；此外部分电网设备类公司也有望进入售电领域，关注正泰电器。

电力后市场有望兴起，分布式能源或迎大发展：合同能源管理、储能、数据管理等电力后市场有望兴起，建议关注智光电气、科陆电子及远光软件。电改体制放开或带来分布式能源大发展，建议关注阳光电源及彩虹精化。