2026年7月10日，国家发改委正式印发《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2026〕1077号），明确新一轮输配电价监管周期为2026—2028年，自2026年8月1日起全面落地执行。本次新政是落实“管住中间、放开两头”电力市场化改革思路、适配新型电力系统建设的关键价格调整，相较于前三轮监管周期，在计价体系、成本核算、区域定价、能效约束、新业态适配等方面实现系统性升级，对电网运营、电力行业格局、工商业用电企业成本管控均产生深远影响。本文从政策概况、核心内容、深度解读、行业影响、企业影响五个维度展开全面分析。
1、政策基本概况与改革背景
本次第四监管周期输配电价改革，严格依据《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》等四项新规落地实施，是我国电力自然垄断环节精细化价格监管的重要升级。随着新能源大规模并网、电力供需结构性分化、跨区输电频次提升，原有输配电价计价模式难以适配新型电力系统运行需求，存在计价维度单一、线损管控约束弱、区域价格调节不足、存量资产定价僵化等问题。
基于此，本轮新政以“适配新型电力系统、提升电网运行效率、优化资源配置、降低社会综合用电成本、保障电网可持续发展”为核心目标，构建电量、容量、可靠性、跨区互济相结合的复合计价体系，打破传统单一电量计费模式，通过价格杠杆倒逼电网降本增效、引导用户科学用电、助力新能源消纳，为电力市场高质量发展筑牢价格基础。
2、政策核心主要内容
本轮输配电价新政涵盖省级电网、区域电网两大定价体系，同步优化成本核算、线损管理、两部制电价、区域价差、新业态适配等关键规则，核心内容可归纳为五大核心调整。
一是优化整体电价结构，形成“电量电价下调、容需量电价上调”的结构性特征。全国多数省份下调电量型输配电价，降低用户常态化用电成本；适度上调容量电价，精准回收电网固定资产投资、设备运维及备用保障成本，解决以往电网重投资、轻容量收益的定价矛盾。
二是线损成本独立核算、单独列示。新政彻底改变以往线损成本打包计入输配电价的模式，将线路损耗成本单独剥离、公开明示，同时将全国供电量加权平均线损率由第三周期4.16%下调至3.7%，强化电网企业线损管控刚性约束。
三是区域电网电价差异化调整，形成明显区域分化格局。电量电价层面，华中、华北、华东区域电价上行，其中华中上涨0.34分/千瓦时、华北上涨0.26分/千瓦时，东北小幅上涨；西北区域电价下调0.21分/千瓦时，适配西北新能源富集、电力外送的区域特征。容量电价结合各区域电网资产规模、负荷特性、供电保障能力差异化核定。
四是完善两部制电价机制，精准适配不同用户用电特性。新政细化工商业用户容需量计费规则，对持续高负荷、稳定用电的大型工业用户形成成本利好，对闲置容量多、用电不稳定、“占网不用网”的用户适度提高成本，倒逼用户提升电网资源利用效率。
五是适配电力新业态与新型电网运行模式。新政兼顾新能源并网、储能调峰、跨区电力互济、分布式供电等新型场景，优化跨区输电定价、辅助服务价格衔接规则，完善新能源配套电网成本分摊机制，保障新型电力系统稳定运行。
3、政策重点深度解读
3.1 计价体系革新：从单一计费向多维复合定价转型
本轮改革最核心的突破，是告别沿用多年的单一电量计价模式，升级为电量、容量、可靠性、跨区互济四位一体的复合计价体系。传统模式仅依据用电量核定输配电费用，无法体现电网容量备用、应急保障、跨区调剂的价值，导致电网投资成本回收不匹配、用户用电行为无约束。新体系通过电量电价覆盖电网日常运维变动成本，通过容量电价覆盖固定资产折旧、备用保障等固定成本，精准匹配电网“重资产、强保障、低弹性”的行业属性，实现价格与价值精准对应。
3.2 线损管控市场化、透明化，倒逼行业提质增效
线损成本独立列示是本轮改革的重要亮点。以往线损成本隐含在综合输配电价中，电网企业线损管控优劣无法量化、用户无法感知，行业降损增效缺乏刚性动力。新政将线损单独核算、公开公示，同时下调全国基准线损率，一方面倒逼电网企业通过设备升级、线路改造、智能运维降低技术线损，通过规范用电秩序减少管理线损；另一方面让电价构成清晰透明，实现成本可追溯、可监管，推动电网运营精细化、规范化。
3.3 区域差异化定价，精准调节电力资源配置
区域电价分化并非简单涨跌调整，而是基于全国电力供需格局的精准调控。华中、华北、华东作为负荷中心，电力供需紧张、电网输送压力大、跨区输电任务重，电价适度上调用于支撑电网扩容改造、提升供电可靠性；西北区域新能源资源富集、电力外送规模大、电网利用效率持续提升，电价下调可进一步释放新能源消纳空间，降低外送电力成本，助力西部清洁能源基地建设，通过价格杠杆实现全国电力资源优化配置。
3.4 电价结构优化，引导全社会科学用电
“电量降价、容量涨价”的结构性调整，具备鲜明的导向性。对于满负荷连续生产、用电稳定、高效利用电网资源的制造业、大型工业企业，电量电价下调可有效降低用电成本；对于用电波动大、闲置容量高、长期占用电网资源却低负荷运行的企业，容量电价上调将增加其用电成本。该机制能够有效遏制电网资源闲置浪费，引导企业优化生产用电计划，提升全社会电网资产利用效率。
4、对电力行业整体的影响
4.1 规范电网企业经营，推动行业提质降本增效
新政进一步强化对电网自然垄断环节的精准监管，通过成本监审、线损考核、定价约束，压缩电网不合理成本，倒逼电网企业摒弃粗放式投资运营模式，聚焦电网智能化改造、老旧线路升级、线损治理，提升资产运营效率。同时标准化、透明化的定价体系，规范了电网收费行为，杜绝隐性收费、成本虚高等问题，推动电网行业从规模扩张向质量效益转型。
4.2 适配新型电力系统，助力新能源产业发展
复合计价体系与差异化区域定价，精准适配新能源大规模并网的行业趋势。西北等新能源富集区域电价下调，降低清洁能源外送输电成本，提升风电、光伏项目盈利空间，助力清洁能源基地规模化建设；跨区互济定价规则完善，保障新能源跨区域消纳，缓解局部新能源弃风弃光问题。同时新业态定价机制的完善，为储能、虚拟电厂、分布式光伏等新兴产业提供稳定的价格政策支撑，推动电力新业态规范化发展。
4.3 优化电力市场格局，促进市场化改革深化
本轮输配电价改革理顺了垄断环节与市场化环节的价格边界，清晰界定输配电固定成本与变动成本，为电力现货市场、辅助服务市场、跨省交易市场平稳运行奠定基础。通过价格信号引导电力供需动态平衡，减少行政干预，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，推动电力市场化改革向纵深推进。
4.4 推动区域电力协同均衡发展
区域电价差异化调整，有效匹配我国“西电东送、北电南供”的电力格局。负荷中心适度提价保障供电保障能力，清洁能源基地降价释放外送优势，缩小区域电力发展差距，促进东西部电力资源互补、产业协同，助力全国统一电力市场体系建设。
5、对各类用电企业的影响
5.1 大型连续生产工业企业迎来成本利好
钢铁、化工、有色、制造等高负荷、连续生产、用电稳定的大型工业企业，电网容量利用率高、无大量闲置容量。电量电价下调的政策红利可充分释放，叠加企业稳定用电的特性，基本不会产生额外容量成本，整体用电负担显著降低，有效提升企业生产经营竞争力。
5.2 用电波动大、闲置容量高的企业成本上升
对于间歇性生产、季节性停工、用电负荷不稳定，以及申报容量大、实际用电量少的企业，容量电价上调将带来明显的成本增加。此类企业长期占用电网备用资源，资源利用效率偏低，新政通过价格约束倒逼企业优化容量申报、调整生产用电模式，减少电网资源浪费。
5.3 中小工商业用户整体成本平稳、结构更透明
中小工商业用户多采用电量计费模式，受容量电价调整影响较小，电量电价下调对冲了部分用电成本。同时线损成本单独列示，让企业电费构成清晰可查，避免隐性成本，便于企业开展用电核算与成本管控，用电营商环境持续优化。
5.4 新能源、储能等新业态企业发展环境优化
新能源发电企业受益于西北等外送区域电价下调，跨区输电成本降低，项目收益率提升；储能企业依托新型复合电价体系，可通过调峰、填谷、容量备用等多重场景实现价值变现，盈利模式更加清晰稳定，行业投资信心持续增强。
6、总结与行业发展趋势
第四监管周期输配电价新政是电力体制改革、新型电力系统建设的关键配套政策，核心逻辑是通过价格机制革新，实现“电网降本、用户减负、资源优化、产业升级”多方共赢。短期来看，电价结构性调整将重塑不同区域、不同类型企业的用电成本格局，倒逼市场主体优化用电行为；中长期来看，新政将持续推动电网精细化运营、新能源规模化发展、电力市场化改革深化。未来电力行业将呈现监管更精细、定价更透明、资源配置更高效、新业态更规范的发展态势，为电力行业高质量、可持续发展提供坚实的制度保障。
