事件：5月15日， 国家发改委官网发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕526 号)、《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕532 号)、《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕533 号)三项重要文件。文件公布了第三监管周期省级电网输配电价表、区域电网输电价格表、抽水蓄能电站容量电价表，同时提出用户用电价格归并为居民生活、农业生产及工商业用电三类、容需量电费分电压等级重新核定、系统运行费用和上网环节线损费用在工商业电价中单列等要求。对此我们点评如下：
点评：
1、意义：电力市场化改革的又一里程碑事件
5 月15 日，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526 号》）。综合来看，本轮输配电价核定是2015 年以来新一轮电力市场化改革推进的里程碑事件，真正基于“管住中间”的改革思路，实现按“准许成本+合理收益”直接核定输配电价的电改政策要求。
此前，沿袭过去的电力计划体制，电网公司在2015 年新一轮电力市场化改革启动前，扮演着“统购统销”的角色，根据发改委制定的固定发电侧标杆电价和用户侧销售电价的差价实现盈利。按照2015 年电改“9 号文”的要求，基于“管住中间，放开两头”的总体思路，国家发改委于2015年启动输配电价改革试点，分别于2017 年和2020 年完成第一监管周期和第二监管周期的输配电价核定，形成和完善了输配电价监管体系，然而输配电价仍未真正实现按成本加收益的方式核定。而本次第三监管周期的输配电价核定，则真正落实了按“准许成本+合理收益”直接核定输配电价的电改政策要求，实现了新的突破。
2、亮点：
1）理顺用户分类，推动“同网同价”《通知》明确“逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类”，将先前大工业用电和一般工商业用电尽可能地实现定价合并，统称为“工商业用电”，避免同电压等级间因用户种类不同而出现的同级价差，真正实现工商业用户在电力市场和电网角度的平等地位。同时，《通知》再次厘清工商业用户的单一制和两部制电价区别：用电容量在100 千伏安及以下的，执行单一制电价；100 千伏安至315 千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315 千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。工商业整体依照用电容量划分单一制与两部制计价标准，真正实现“同网同价”。
2）容需量电费分电压等级核定，容需量电费价差拉大引导用户合理报装《通知》改变先前输配电价容需量电费“全网同价”的情况，将容需量电费按照电压等级划分，实现“一压一价”。分电压等级的容需量电价与电量电价保持一致，依电压等级的升高逐步降低。按照电压等级划分的容需量电费实质上是对输电网与配电网做更为详细的成本向划分。先前监管周期中，地方增量配网、微电网和售电公司等新兴配网侧主体的容需量电费，按与输电网同样的固定容需量电费单价乘以网内全部报装容量来定价。因此，其网内用户端的容需量电费需全部转手交给大电网，盈利空间仅为电量电价价差。而本次《通知》根据不同电压等级成本、电量等情况，分电压等级分别核定容量和需量电价，将给予增量配网等新兴配网侧主体电压间价差和容需量间价差的盈利空间，增量配网、微电网和售电公司等配网侧主体的利润空间有望增厚。
同时，本次《通知》明确需量电价统一按容量电价的1.6 倍确定，相较于先前输配电价容需量电价价差有所扩大，是对2018 年发改委《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》（发改价格〔2018〕500 号）中取消“实际最大需量不低于报装容量的40%”的补充。此外，《通知》为负荷率较高的用户实施打折优惠，规定“选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260 千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行”。这两点均意在以价格手段引导用户按需选择容量费用模式或需量费用模式，提高电网设备利用率和电网整体的经济性。
3）各项开支分别单列，首次明确系统运行费用组成本次《通知》首次明确“工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成”，将上网环节线损费用以及系统运行费用等传统的广义输配电价项目明确单列，实现输配电价的完全*和有效隔离，为下一步开展准许收入清算做充分准备。
同时，《通知》首次明确“系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等”，单独列明系统运行费用组成，除了与电网应收输配电价作区分之外，也为适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统可能面临的系统性成本快速抬升提前做出准备。
3、影响：
1）第三监管周期从政策端明确和落实了新一轮电力市场化改革“管住中间”的总体思路，从源头上解决了先前两个周期“工商业目录销售电价”的计划体制和输配电价的市场化体制并存的“双轨制”下输配电价成分复杂，核定不清的情况，首次真正落实“准许成本+合理收益”的输配电价核定原则。先前电网公司在发用双方“双重垄断”的局面下的收益模糊区域将逐步被理清。我们预计，电网公司的收入将根据其收益来源的逐步理清而更加明晰。
2）在容需量电费价差拉大，需量电费与用电量挂钩的新情况下，外接分布式光伏的工商业用户或需重新考量容需量选择。理论而言，外接有分布式光伏的工商业用户在“自发自用，余量上网”的原则下，更加倾向于选择因分布式光伏出力而导致最大需量降低的需量电价。然而第三监管周期输配电价需量电费与容量电费价差进一步拉大，并且需量电费与用电量挂钩（用电量越大则需量电费越少），分布式光伏或将因减少用户用电量而导致需量成本上升。因此我们认为，外接分布式光伏的工商业用户或需重新考量容需量选择，或可能面临需量费用的明显上升。
4、投资建议：
本次文件标志着电力市场化改革加速推进，工商业用户获得电力市场和电网角度的平等地位、电网输配电价核定更加清晰、系统运行费用项目单列等变化，都为后续进一步还原电力商品属性、完善电力市场化交易、解决高比例新能源的系统成本分担问题提供了必要前提。受益于电力市场化改革的加速推进，电力运营商有望迎来价值重估。煤电的顶峰价值和调节性价值有望得以体现，电价趋势也有望实现稳健中的小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量补偿电价等机制有望*。电力运营商主要受益标的：国电电力、粤电力A、华能国际、华电国际等。
5、风险提示：
电网收益下滑导致投资节奏放缓，分布式光伏的需量费用上升导致收益率下行，宏观经济压力导致电力市场化改革节奏受阻。
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