电力设备与新能源行业专题研究：第三周期省级输配电价核定助推电改纵深化

行业政策: 2023年5月15日，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，核定了未来三年省级电网执行的输配电价格。 第三监管周期重新定义工商业用户电价构成 第三监管周期《通知》指出“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”，新变化体现为：1）核定对象主体由参与电力市场化交易用户变为工商用户，2）新增上网环节线损费用，3）辅助服务费用扩大为系统运行费用。第三监管周期重新定义的工商业用户电价构成更加合理，助推电改向纵深推进。 输配电价核定结果体现“合理分摊”基调 1）推动工商业用户分类合并，以容量界定收费方式，2）首次按电压电量关系核定，首次实现容（需）量电价分电压等级，促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展。3）不同电压等级用户输配电价更加合理化。 扣除线损后，低压用户输配电价上升较为明显 单一制中，不满1千伏20省上涨12省下跌，1-10千伏19省上涨13省下跌，35千伏16省上涨13省下跌，低压用户上涨幅度和省份数量更加明显。两部制中，下跌的省份较多，其中容量电价部分下跌的更多，其中22个省份的220kV用户容量电价下调，两部制电价用户输配电成本有所下降。 用户直接采购上网环节线损或将实现成本精准传导 上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场或将支持用户直接采购相应的线损电量。由于低压输配电环节线损较大，而高压输配电环节线损较小，我们预计用户直接采购可以进一步实现线损费用的精确传导，进一步消除高压用户向低压用户的不合理补贴。 系统运行费用释放灵活性增值空间 《通知》将系统运行费用单列，为后续增量费用的传导奠定了有利的政策基础，能够帮助电力系统提升安全运行水平的灵活性资源具备了增值空间。 投资建议: 第三监管周期《通知》指出，“本通知自2023年6月1日起执行”，过渡期较短，建议重点关注以下几点投资方向： 1）总体上看，输配电费用呈现上涨趋势，电网公司收入有所提升，投资能力有所加强，新型电力系统的建设离不开坚强的智能电网，建议关注平高电气、许继电气、中国西电、国电南瑞、思源电气、长高电新、保变电气、特变电工、中天科技、万马股份、东方电缆等。 2）高压用户向低压用户补贴输配电费用情况得到一定程度的修正，低压用户输配成本预计有所上升，利好用分布式能源系统减少过网电量，建议关注分布式光储相关标的，如南网能源、南网科技等； 3）灵活性资源增值空间加大，如抽水蓄能、新型储能、虚拟电厂、火电灵活性改造等释放的系统平衡价值将得到进一步的体现，建议关注南网储能、万里扬、南都电源、恒实科技、安科瑞、龙源技术等。 风险提示：政策变动风险、政策执行力度不及预期风险、新型电力系统建设缓慢。 1第三周期重新定义工商业用户电价构成 第三监管周期《通知》指出，“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”。 根据《国家发展改革委关于核定2020～2022年省级电网输配电价的通知》（发改价格规〔2020〕1508号）规定，“参与电力市场化交易的用户用电价格包括市场交易上网电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加”。 通过对比，变化主要有以下三点： 1）核定对象主体由参与电力市场化交易的用户更改为工商业用户：主要由于《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）要求工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价。 2）新增上网环节线损费用：之前线损费用包含在输配电价之中，本轮周期开始单独计列。 3）辅助服务费用扩大为系统运行费用：系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，不仅实现了抽水蓄能容量费用成本的传导机制落地，也为后续进一步扩大系统运行费用组成奠定政策基础。 可见，第三监管周期重新定义的工商业用户电价构成更加合理，为后续电力市场改革创造了有利条件，助推电改向纵深推进。 2输配电价核定结果体现“合理分摊”基调 2.1推动工商业用户分类合并，以容量界定收费方式 根据《国家发展改革委关于调整销售电价分类结构有关问题的通知》（发改价格[2013]973号），过渡期5年左右时间里，“暂单列大工业用电类别”、“将现行非居民照明、非工业及普通工业、商业三类用电归并为一般工商业及其它用电类别”、“一般工商业及其它用电与大工业用电，逐步归并为工商业及其它用电类别”。 由于工商业已经取消销售电价制度，上网电价部分已通过市场化交易形成，因此在第三轮输配电价核定中继续推动逐步归并工商业用电分类的政策要求。 根据第三监管周期《通知》，“工商业用户用电容量在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”。 同时，针对315千伏安及以上的存量单一制用户，可以根据实际成本优化情况选择执行单一制或两部制。 图表1：工商业用户按用电容量选择单一制或两部制输配电价 2.2首次按电压电量关系核定，首次实现容(需)量电价分电压等级 根据国家发展改革委《省级电网输配电价定价办法》的通知（发改价格规〔2020〕101号），“核定省级电网输配电价，先核定电网企业输配电业务的准许收入，再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户输配电价”，“各电压等级输配电价=该电压等级总准许收入÷本电压等级的输配电量”。 在2020-2022的第二监管周期中，首次核定了分电压等级理论输配电价。在第三监管周期中，直接按照电压等级间输送电量传导关系，将核定的准许总收入分配到各个电压等级后，结合预测电量核定分电压等级输配电价。因此，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件。 同时，过去两部制电价的容(需)量电价未按电压等级区分。在第三监管周期中，也实现了分电压等级核定，更好的体现了不同电压等级用户的电价差异。 2.3不同电压等级用户输配电价向合理化迈进 第三监管周期与第二监管周期的输配电价的组成出现变化：第二监管周期中，输配电价包含增值税、线损、交叉补贴和区域电网容量电费等；第三监管周期中，输配电价仅包含增值税、交叉补贴和区域电网容量电费。 假设，我们将第三监管周期各省输配电价与第二监管周期进行直接对比。从表观结果上看，各省输配电价下跌居多，其中不满1kV用户单一制电价仅10省份上涨，21省份下跌，跌幅最大的为贵州省，不满1kV用户下调0.0605元/度，降幅达21.7%。 图表2：省级输配电价涨跌数量（不扣除线损） 但是，线损影响实际较大。我们假设按照各省燃煤基准价作为上网电价，并假设各等级用户均按各省上网环节综合线损率计算，则各省线损电价=燃煤基准价*上网环节综合线损率/(1-上网环节综合线损率)。 我们从第二监管周期的输配电价扣除相应的线损电价，将两轮周期的无线损输配电价进行对比： 单一制中，不满1千伏20省上涨12省下跌，1-10千伏19省上涨13省下跌，35千伏16省上涨13省下跌，上涨较多的有陕西、冀北、山东、云南、河北、青海、湖南、福建等。低压用户上涨幅度和省份数量更加明显。 两部制中，下跌的省份较多，其中容量电价部分下跌的更多，其中22个省份的220kV用户容量电价下调，两部制电价用户输配电成本有所下降。 图表3：省级输配电价涨跌数量（扣除线损） 总体上看，低压用户、单一制用户将承担更多的输配电成本，高压用户、两部制用户将承担更少的输配电成本。我们认为，这样的变化清晰反映了输配电成本向“合理分摊”迈进，低压用户由于承担较多的输配电环节，应当承担更多的输配电成本，而过去高压用户向低压用户补贴输配电费用的现象得到修正。 3直接采购上网环节线损费用进一步实现成本精确传导 第三监管周期《通知》指出，“上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享”。 目前，线损电量采集模块在电网中日益普及，精确计量用户购电量对应的线损从困难变为可行。未来，电力市场或将支持用户直接采购相应的线损电量。由于低压输配电环节线损较大，而高压输配电环节线损较小，因此，我们预计用户直接采购可以进一步实现线损费用的精确传导，使得低压用户承担应承担的线损费用，进一步消除高压用户向低压用户的不合理补贴。 4系统运行费用释放灵活性资源增值空间 第三监管周期《通知》指出，“系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等”。 我国电力辅助服务改革已经经历若干年份，但长期以来，辅助服务费用缺乏传导路径，多数辅助服务费用仅在发电侧进行零和博弈，较少向下游传导。实际上，电力用户也是电力电量不平衡的重要来源，理应承担对应的辅助服务费用。 在以新能源为主体的新型电力系统中，辅助服务等系统运行费用将不可避免的持续增加，此次《通知》将系统运行费用单列，为后续增量费用的传导奠定了有利的政策基础，能够帮助电力系统提升安全运行水平的灵活性资源具备了增值空间。 5各省第二/三监管周期电量电价与容量电价对比图 5.1各省电量电价对比图 北京 图表4：北京单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表5：北京两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 天津 图表6：天津单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表7：天津两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 河北 图表8：河北单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表9：河北两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 冀北 图表10：冀北单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表11：冀北两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 山西 图表12：山西单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表13：山西两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 蒙东 图表14：蒙东单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表15：蒙东两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 蒙西 图表16：蒙西单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表17：蒙西两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 辽宁 图表18：辽宁单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表19：辽宁两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 吉林 图表20：吉林单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表21：吉林两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 黑龙江 图表22：黑龙江单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表23：黑龙江两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 上海 图表24：上海单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表25：上海两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 江苏 图表26：江苏单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表27：江苏两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 浙江 图表28：浙江单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表29：浙江两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 安徽 图表30：安徽单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表31：安徽两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 福建 图表32：福建单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表33：福建两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 江西 图表34：江西单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表35：江西两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 山东 图表36：山东单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表37：山东两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 河南 图表38：河南单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表39：河南两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 湖北 图表40：湖北单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表41：湖北两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 湖南 图表42：湖南单一制电网输配电价表（元/千瓦时） 图表43：湖南两部制电网输配电价表（元/千瓦时） 广东 图表44：广东单一制电网输配