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事件

5 月15 日，国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知1，继第二监管周期内（2020-2022）发电侧煤电电量全部进入市场，用电侧工商业从目录到进入市场，第三周期输配电价与购销价差实现基本脱钩，输配电价更加反应电网实际输配电成本，我们点评如下。

评论

“谁享受，谁承担”原则持续深化，输配电成本承担和对电网资产的占用更加对应。1）此次改革后不再区分一般工商业和大工业，统一按照电压等级划分，做到相同电压等级同价，两部制电压等级用户扩展到此前相对低的100 千伏安至315 千伏安区间；2）容（需）量电费由此前不区分电压等级转变为按用户电压等级划分，电压越高，电价越低，反应不同电压等级用户对电网资产的占用和输配电成本承担差异；3）首次引入与负荷率挂钩的需量电价折扣激励，有助于用户合理报装容量，提高输配电网利用效率。

工商业电力用户是电网成本承担主力，工商业电价中枢或稳中有增。改革再次明确居民及农业用电继续执行目录销售电价政策，意味着其用户电价仍将保持稳定。同时本次改革在工商业用户用电价格构成中将系统运行费用单列（含辅助服务费、抽水蓄能容量电费等），电力系统调节成本向工商业用户传导的趋势逐步清晰。按照发改委1 月通知，2023 年工商业用户将全部入市2，代理购电作为过渡方式逐步缩减，市场化程度进一步提升，在夏/冬尖峰电力供应偏紧背景下，我们预计工商业电价中枢或稳中有增。实际来看32 个省市地区2023 年1-5 月平均工商业代理购电价格3同比提升-8.5%（河北不满1kv）-22.8%（贵州），增长大于0%/10%/20%的分别有28/9/4 个。

工商业光伏需求保持快速增长，储能需求逐步放量。21 年10 月工商业电价入市后的电价提升刺激22 年工商业需求爆发，新增装机25.9GW，同比+237%；2023 年光伏组件价格我们预计下行0.3-0.4 元/瓦，“自发自用，余电上网”工商业光伏电站对应用户电价或稳中有增，降本增收趋势下我们看好23 年工商业新增光伏装机40GW，同比+40%以上。同时，在分布式光伏渗透率提升及工商业峰谷价差拉大，企业用电可靠性、安全性需求持续提升背景下，工商业储能将逐步放量。我们看好具备获客、运营优势的工商业光储运营商，建议关注南网能源、芯能科技。

风险

电力市场化进程不及预期，谷段时间拉大对工商业光伏收益率不利影响。