新電改前夕農網積貧積弱，或將成為配網設備行業新的增長點。農網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，農網主網網架薄弱，主變容量不足，互聯互帶能力較差，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(約占農網損耗的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，而相應的配網配電建設和電力服務跟不上，則會導致用戶偷電漏電、工業企業搬遷、居民生活水平下降等等一系列社會秩序和經濟穩定的問題，因此我們認為農網改造將成為配網設備行業的新增長點。

2014年以來，國家能源局《關于印發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》、《關于規范光伏電站投資開發秩序的通知》、國辦《能源發展戰略行動計劃(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，對電網的電能質量、控制保護、運行穩定性均帶來不利影響，而“分布式+微電網”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，且能實現并網與離網模式的平滑切換。

因此，“分布式+微電網”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問題。新電改將促進微電網進一步發展，有望向發達國家看齊。目前，我國微電網試點項目多為著重解決大電網供電困難的偏遠農牧區、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，在能源政策和電網投資的激勵下，分布式+微電網建設可向國外成熟模式借鑒，未來有望實現彎道超車，因此我們看好分布式、微電網配套公司未來成長預期。

而新電改放開發售與增量配電側，儲能商業化可期。目前儲能成本約為5~6元/千瓦時，2014年兩會期間，全國工商聯上交提案，建議儲能電站發電電價為1.5~2元/千瓦時。電力體制的發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生實質性的成本下調，則電力交易機制將發生顛覆性變化，儲能將應用到大規模可再生能源并網領域，以社區、工業園和城區的微網將涌現，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、供需調節的電力體制，從目前部分地區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”全國統一的競價交易平臺——“全用戶、多品種”電力批發市場——“多衍生品”電力金融市場的“硬件工程”方向發展。

2013年交易電量132億千瓦時。作為實現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奏看，全新的電力交易模式或將呼之欲出。