事件：

事件：2023 年5 月15 日，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，第三监管周期输配电价终于落地。

投资要点：

第三周期电网输配电价核定在多方面取得实质性突破，预示着新一轮电改加速。对比2017-2019、2020-2022 两个监管周期，我们分析第三监管周期输配电价核定有三大核心亮点：1）终端电价中，不同电压等级之间的输配电价差距拉大，容量电价区分电压等级，减少不同电压等级之间的交叉补贴。2）精简用户类别，减少不同类型用户之间的交叉补贴；3）明确终端电价构成，完善系统运行成本传导。上述三点都旨在理顺输配环节电价机制，为发电侧更进一步的市场化改革打下基础，预示着我国新一轮电改有望大幅加速。

1）长期以来，制约我国电力市场化改革的核心阻力之一为输配环节价格核定，而制约输配环节价格理顺的核心阻力是交叉补贴和不平衡资金传导，两大堵点在第三周期核定中全部涉及。我国2015 年提出电改9 号文，拉开本世纪继2002 年电改5 号文后的第二轮电改序幕，核心思想是“管住中间，放开两头”。在电力产业链中，电网属于“中间”，具备自然垄断属性，由政府按照准许收益率核定价格，而发电和用电则是“两头”，需要引入市场化竞争来提升效率。“放开两头”除了放开发电侧，另一个重要抓手是鼓励社会资本以混合所有制方式发展配电业务。

早在国家能源局2016 年颁布的《有序放开配电网业务管理办法》中即规定，“配电网运营商拥有配电区域内与电网企业相同的权利， 并切实履行相同的责任和义务”，但是截至目前，由社会主体投资的增量配电网发展严重低于预期，除面临电网在接入方面的障碍外，一个重要阻力即不同电压等级之间的交叉补贴。根据我国现行政策，在给定各电压等级输配电价格后，增量配电网能够获得的收入上限就是不同电压等级之间的输配电价差，如增量配电网一端接入10kV 电压用户，另一端接入220kV 电网，配电网的收入即10kV 电压等级与220kV 电压等级的输配电价差值。但是在我国2017-2019、2020-2022 两个周期的输配电价核定中，不同电压等级之间存在巨大的交叉补贴，并未反映真实的输配电成本，一方面不同电压等级之间的输配电价差极小，另一方面容量电价并未区分电压等级，可理解为各电压等级之间的容量电费价差为零，增量配电网无论电压等级如何，均需向高电压等级电网全额交纳容量电费，无法从中获得收益，导致配电网改革滞后。而配电网改革的滞后也限制了电力系统整体的市场化程度，削弱发电侧议价权。

此次第三周期输配电价核定中，不同电压等级之间的电费差距显著拉大，交叉补贴大幅减少。以浙江为例，上一轮核价周期中，两部制电价最高电压等级220kV 输配电价0.1102元/千瓦时，最低电压等级1-10kV 输配电价0.1772 元/千瓦时，后者高出前者60.1%。

最新核定的电价中，220kV 输配电价0.0688 元/千瓦时，1-10kV 输配电价0.126 元/千瓦时，后者高出前者83%，交叉补贴大幅减少。除此之外，对于两部制中的容（需）量电价，上一核价周期不缺分电压等级，此次区分电压等级，体现为低电压等级容（需）量电价大幅上涨，高电压等级下降，整体利好大工业用户，提高中小用户成本，进一步减少交叉补贴。而且整体来看，在两部制电价中，容量电价比重增加、电量电价比重下降，符合当前尖端负荷稀缺、系统调峰压力加大的趋势，利好大工业用户。

2） 电网企业购销价差商业模式彻底变为历史，系统不平衡资金明确传导至用户侧，减少发电企业压力。此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，其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，电网公司彻底结束购销价差模式。在过往实践中，由居民等用户产生的不平衡资金，通常不能向下游传导，辅助服务费用和抽水蓄能成本的分摊也缺乏制度性规定，往往由电力系统内部消化。此次明确终端电价构成，辅助服务费用和抽水蓄能电价在终端电价中单列，由终端用户支付，与电网和发电企业均无关极大减少发电企业压力。

3）终端用户类别进一步精简，减少不同用户类别之间的交叉补贴。此次文件提出用户用电价格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；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电）四类。用户类别的精简进一步减少不同用户类别之间的交叉补贴，为不同用户公平参与市场化交易扫清障碍。

4）线损单独列示，进一步为市场化交易铺路。一个容易被忽视的点是，本次核定的输配电价中不再包括线损，而是作为综合线损率单独列示。在非市场化机制下，线损与上网电价相关，作为折价统一核算在输配电价中。但市场化交易下，上网电价出现波动，线损电费根据上网电价波动不合理，因此将线损单独列示将直接反应在电量中。此项改革将彻底理清线损的承担方，为后续进一步的市场化交易铺路。

综上，我们分析第三核价周期在理清交叉补贴和成本传导方面取得实质性进展，为进一步改革打下坚持基础。在缺电愈演愈烈压力下，我国以现货市场为核心的新一轮电改逐步加速，实现边际定价法下的供需实时出清，赋予电力的时间价值，目前第一批8 个试点省份已经全部转入长周期结算试运行。参考欧美以及国内试点省份竞价规则来看，现货市场从根本上改变了电力行业的定价机制，从准许收益率法向边际定价法转变，将原本行政性质浓厚的“大锅饭”变更为“同时间内的同物同价”。电力运营商方面建议从4 个维度筛选标的：1）机组质量优质。判断机组质量最核心的指标是度电煤耗和出力灵活性；2）区域电力供需格局紧张。在现货市场机制下，区域电力供需格局将对电价产生根本性影响；3）所在区域第三产业用电量占比高，第三产业用电对时间的要求较为刚性且对高电价的耐受度较高。4）资产负债率低，近年煤电企业不计代价保供导致资产负债率大幅上市，当下的资产负债表修复压力将是煤电企业利润的重要支撑。

高低压交叉补贴破除同时利好增量配网开展。配网一直都是占电网投资比重最大的环节，因此有必要引入社会资本投资配电网。此次高低电压等级容（需）量电价差异化设置后，增量配电网可以获取容（需）量电价差额收益，利好增量配电网的进一步开展。

需量电价新政鼓励用户提高负载利用率，利好负荷聚合商。对于需量电价部分本次通知给出优惠性政策：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。由于本次输配电价改革整体方向是提高容（需）量电价，降低电量电价，因此该政策鼓励用户通过管理负荷需求，减少最大需量的同时提高变压器利用率，通过改善负荷曲线可以获得需量电价的优惠。负荷聚合商带来发展机遇，而工商业侧储能可能成为达成这一目的的关键一环。

容量电价和辅助服务费用单独核算，利好支撑性和调节性电源。本次文件首次明确用电价格包括系统运行费用，而系统运行费用包括容量电价和辅助服务费用，两者都是支撑新能源消纳、保证电力系统容量充裕度的重要支撑。以往两者作为电网的成本，统一核算为电网输配电价，本次将两者单独核算并明确列示，一方面给全社会明确信号：容量电价和辅助服务费用是新能源转型必须承担的成本，另一方面可以为后续两者合理定价留出政策空间。此次改革利好支撑性和灵活性资源建设，包括火电、储能、灵活性改造等。

投资分析意见：本次输配电价核定，解决了部分交叉补贴遗留问题，同时明确了工商业用户的电价构成，将容量电价和辅助服务费用单独列示，这都为后续电力市场化进一步改革铺平了道路。1）火电运营商：推荐：申能股份，华润电力，内蒙华电，中国电力　　等，建议关注：浙能电力，京能电力，江苏国信，皖能电力；2）综合能源服务产业链：

建议关注南网能源，安科瑞，芯能科技，朗新科技等；3）负荷聚合产业链：建议关注国能日新，南网科技，东方电子等；4）调节性资源：建议关注东方电气，哈尔滨电气，青达环保；5）增量配电网：建议关注海兴电力，苏文电能等。

风险提示：电力体制改革进度不及预期