国家发改委印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》

2023年5月15日，国家发改委印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，本次输配电价核定与上一轮存在较多差异。

跟发电侧、电网侧关系较小；大用户成本降低，小用户上升；储能、负荷聚合等新业态迎来利好，用户侧市场玩法会越来越多。

改革大方向指向涨电价，用户侧传导，以及更加市场的精神

(资料图片仅供参考)

⭕电网公司彻底结束购销价差模式。过去如果居民等非市场化部分购销成本出现扰动，电网要想办法传导给火电企业或者其他用户，这次政策明确规定直接由其他工商业用户分摊，与电网无关，与发电侧也无关。总体输配电成本略降，各省情况不一。对于电网而言可以承受（因为输电量也在增长），对于用户而言有降低但是幅度不显著

⭕用户接受的输配电价构成发生一定变化，利好大用户。容量电价比重增长、电量电价比重下降；区分不同电压等级的容量电价，大用户得到优惠；简单说就是【利好电压等级高、耗电量大且稳定的企业】，削减交叉补贴，回归正常的商品定价逻辑

⭕单独披露容量电价和电网辅助服务费，为后续这两者的上升留出政策空间。未来新能源发展快且消纳压力大的区域，这两个成本会上升的很快。利好新能源消纳。

⭕储能、负荷聚合商迎来发展机遇。通过管理负荷需求，减少最大需量可以降低容量电费、通过改善负荷曲线可以获得需量电价的优惠。从而给储能工具还有负荷聚合商带来发展机遇

解读：我们认为，虚拟电厂等大型负荷侧聚合运营商有望受益：1）高电压️低输配电价；2）负荷侧管理上，除上网电价可赚取峰谷价差外，通过控制负荷+高购电量，购电电价还可以进一步打折。

2、辅助服务费用明确由工商业用户承担。本次输配电费调整中，工商业用户的用电价格结构调整为由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费）、政府性基金及附加组成。国内独立储能商业模式进一步明晰。

总结来看，我们认为主要是两大点变化：第一点，输配电价核定更加科学合理。按照“准许成本+合理收益”的原则核定输配电价，将系统运行费用（辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等）和线损费用单列，更加准确地体现了输配电环节的价值。同时，传递了向用户侧疏导电网调节费用的信号，预计一定程度有利于后续电网调节费用进一步管理。

第二点，进一步推动工商业企业之间输配电价市场化核准，简单来说，电压等级越高、用电量越大、用电越稳定的优质工商企业对应的输配电价越低：

1）将用户归纳为居民、农业、工商业（多地不再区分一般工商业、大工业），工商业统一按照电压等级进行电价核定，更加公平合理；

2）本轮容（需）量电价受电压等级不同进行区分，电压等级越高，容（需）量电价越低；上一轮未做电压等级的区分；

3）本轮两部制电价按照用电容量划分：315千伏安及以上执行两部制，100千伏安及以上的可自行选择；上一轮一般仅大工业用电执行两部制电价；

4）选择需量电价的两部制电价用户，每月每千伏安用电达260kwh及以上，当月需量电价按90%执行。

综上，本轮输配电价核准进一步拉大不同工商业企业之间的核定输配电价差异，直接受益方向包括2条主线：

1）能够赚取不同电压等级输配电价差异的商业模式收益增厚，例如微电网、增量配电网、虚拟电厂等；

2）能够帮助工商业企业平稳用电量的商业模式，例如工商业储能等。同时，输配电价单列，厘清真实成本，可能催化电网建设。

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