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 配电价的完全独立和有效隔离，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出台。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。
