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2026年8月1日，新一轮输配电价将正式落地执行。
国家发改委印发的《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），表面看是一次常规性的三年周期调价，实则是一次面向高比例新能源时代的电价制度深层重构。
从省级电网“电量降、容量升”的结构性调整，到区域电网跨省输电两部制定价的全面铺开，再到抽水蓄能与新型储能退出可计提收益资产范围，每一项变化都指向同一个命题：当新能源渗透率持续攀升、电力系统从“源随荷动”转向“源网荷储协同”，输配电价的定价逻辑必须随之进化。
“电量降、容量升”
从按度计费到按容量计费的范式转移
本轮省级电网输配电价最引人注目的变化，是电量电价与容需量电价的“跷跷板”效应。全国约20个省级电网的两部制电量电价出现下调，幅度普遍在5%以内，其中上海10千伏两部制电量电价降幅最大，达到0.0416元/千瓦时。
与之对应，多数省份的需量电价和容量电价则呈上调态势，青海需量电价涨幅高达11.6元/千瓦·月，容量电价多数省份上涨约1元/千伏安·月。
这一结构性调整绝非简单的“左兜换右兜”，而是对电网投资回收机制的重新定义。在新能源高比例并网的背景下，电网的角色正在从“电量搬运工”转变为系统平衡者。
新能源大发时段电网需要消纳，无风无光时段需要保障供电，电压支撑、频率调节、备用容量等“系统服务”的价值日益凸显。如果继续沿用传统的按度计费模式，电网为应对新能源波动性而投入的变压器、线路、调压设备等固定资产，其成本回收将与实际电量输送脱钩，导致“资产在、电量少、收入降”的恶性循环。
“电量降、容量升”的定价逻辑，本质上是在传递一个清晰的价格信号：电网的输配电服务价值，不仅体现在输送了多少度电，更体现在为用户预留了多少容量、保障了多少可靠性。
对于那些报装容量大但实际负荷率低的用户，电费将明显上升；而对于负荷率高、用电量大的工业用户，电量电价下调带来的红利足以覆盖容量电价的微涨，总电费反而可能下降。
这种设计直击当前工商业用电中的一个长期痛点——部分用户高报装容量却低利用率，导致电网资产闲置，最终成本由全体用户分摊。通过提高容量电价、降低电量电价，政策在引导用户理性申报容量、提高设备利用效率，这是对输配电资源优化配置的一次精准纠偏。
与此同时，线损率的普遍下调也值得关注。北京线损率由4.10%降至3.11%，天津由4.09%降至2.54%，冀北由4.00%降至2.87%。线损率的下降既反映了电网技术升级和智能化改造的成果，也意味着输配电价中成本空间被进一步压缩，电价更加贴近真实的物理成本。
区域电网
跨省输电从“过路费”到“系统服务费”
如果说省级电网的调整是“内部挖潜”，那么区域电网输电价格的改革则是“外部重构”。本轮改革将区域电网输电价格从此前的“按输送电量收费”单一模式，改为“大区统一电量电价+省级分摊容量电价”的两部制结构，呈现出明显的区域分化特征。
华中区域电量电价上涨0.34分/千瓦时，华北上涨0.26分/千瓦时，华东也有显著上涨；而西北区域电量电价则下降0.21分/千瓦时。在容量电价方面，湖北、湖南以及东北三省的容量电价上调明显。这种分化不是随意为之，而是对不同区域电网功能定位的精准定价。
华中地区作为典型的受端负荷中心，本地能源资源有限，对外来电的依赖度持续攀升。特高压直流、交流输电工程的大规模投资，使得华中电网的固定资产折旧和运维成本居高不下。
将这部分成本更多地通过容量电价回收，既符合“谁受益、谁付费”的原则，也避免了对电量电价的过度依赖。毕竟，在新能源波动性加剧的背景下，跨省输电通道的备用价值有时比输送价值更重要。
西北区域电量电价的下降，则与新能源大规模外送密切相关。随着“沙戈荒”大型风光基地陆续投产，西北电网的跨省输电通道利用率显著提升，单位电量的输电成本被摊薄。
这实际上形成了一个正向循环：新能源外送规模越大，通道利用率越高，单位输电成本越低，电价越有竞争力，进而刺激更多新能源投资。西北的降价与华中的涨价，共同勾勒出一张动态调整的区域电力成本地图。
储能定位的制度性突破
从“电网资产”到“独立主体”
四部新定价办法中，一项看似技术性的条款实则具有深远影响：明确将抽水蓄能电站、新型储能电站排除在可计提收益的固定资产范围之外。
这意味着，电网企业不能再将储能设施的投资计入输配电准许成本，通过电价向用户传导。与此同时，系统运行费用（包括辅助服务、抽水蓄能容量电费等）从输配电价中剥离，单列向用户收取。
这一安排的制度意义在于，它彻底厘清了储能的产权边界和商业模式。过去，储能是“电网的储能”，其投资、运营、收益都嵌套在输配电价体系中，效率激励不足，成本透明度差。
如今，储能成为“市场的储能”——抽水蓄能执行两部制电价，通过容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本；新型储能则作为独立主体参与电力市场，通过现货价差、辅助服务、容量补偿等多元渠道获取收益。
更值得关注的是，福建、青海、海南等省份已经率先落地细则，明确独立储能电站“充电时视作用户缴纳输配电价，放电时相应退减输配电费”。这一“充缴放退”机制，解决了储能电站长期以来面临的“双重收费”困境——充电时作为用户被收取输配电价，放电时作为电源又被收取一次。
退减机制的实施，相当于为储能电站释放了每度电几分钱的价差空间，对于当前处于盈亏平衡边缘的独立储能项目而言，这可能是决定项目生死的关键变量。
西电东送
从“点对点”到“统一化”的定价衔接
四川、云南等水电大省的外送输电价格调整，是本轮改革中另一个容易被忽视但影响深远的领域。政策明确，不再按“点对网”模式单独核算配套送出工程的输电价格，而是向外送所有电量统一输电价格靠拢，同时设置衔接规模限定——限定额度内执行衔接外送输电价格，超出部分执行统一外送输电价格。
以白鹤滩水电站为例，限定额度内的送出省输电价格从0.85分/千瓦时升至2.32分/千瓦时，额度外更是高达3.5分/千瓦时。据测算，乌东德、白鹤滩两大电站整体输电成本在新监管周期内预计增加约15亿元。这一变化对西南水电外送的经济性构成了实质性挑战。
“点对网”模式的淡出，意味着大型水电站的“特权定价”时代正在终结。
过去，为鼓励水电开发和西电东送，国家对重点工程往往给予较低的专项输电价格。但随着电力市场化改革深入，统一、公平、透明的定价原则要求所有电源“同网同价”。
对水电企业而言，这意味着需要在发电侧进一步压缩成本，或者通过参与电力现货市场、绿电交易等方式提升综合收益；对受端省份而言，则需要在省间交易谈判中更加精细地测算落地电价，平衡清洁能源消纳与用电成本上升之间的关系。
工商业用户
谁受益，谁承压？
政策落地后，不同类型工商业用户的电费账单将出现分化。
高负荷率的大工业用户是最大受益者。以年利用小时数超过5000小时的制造业企业为例，电量电价下调5%带来的年度电费节省，足以覆盖容量电价微涨的影响。特别是新增设的220千伏及以上单一制输配电价档位，使得高电压等级用户的价差信号更加清晰，进一步强化了“高压直供”的成本优势。
低负荷率、高报装容量的用户则面临电费上涨压力。商业综合体、写字楼、数据中心等业态，往往存在“大马拉小车”现象——变压器容量配置充裕以应对峰值负荷，但平均负荷率不足30%。在需量电价和容量电价双双上调的背景下，这类用户的固定电费支出将明显增加，倒逼其优化用电策略，或通过虚拟电厂、需求响应等方式降低峰值容量占用。
对于储能运营商和综合能源服务商，政策打开了新的商业空间。充放电价差空间的扩大、容量电价信号的强化，使得储能+需量管理的商业模式更加可行。工商业用户为降低容量电费而配置储能的动机增强，储能投资回收期有望缩短。
第四监管周期输配电价的调整，不是孤立的电价事件，而是电力体制改革深水区的一次系统性推进。它至少传递出三个明确的制度信号：
第一，电价正在从能源价格向系统服务价格转型。在新能源占比不断提升的未来，电力的价值不仅在于其能量属性，更在于其时间价值、空间价值和可靠性价值。输配电价的结构化调整，正是对这种价值多元化的回应。
第二，投资效率约束将持续收紧。新办法强化了分电压等级核价、严格约束新增投资计入准许成本的比例，这意味着电网企业“重资产、轻运营”的扩张模式面临天花板，必须向精益化管理转型。
第三，调节性资源的商业化路径更加清晰。抽水蓄能和新型储能退出输配电准许成本，不是对储能发展的限制，而是将其推向更广阔的市场空间。未来，储能的价值将通过电力现货市场、辅助服务市场、容量市场等多元机制实现，而非依赖输配电价的行政性传导。
2026年8月1日，当新的输配电价表正式生效，中国电力市场将迎来又一块重要的制度基石。这一轮改革没有采取“一刀切”的涨价或降价，而是通过精细化的结构性调整，让价格真正反映成本、引导行为、优化配置。
对于电力行业从业者而言，理解这一轮输配电价改革的深层逻辑，比单纯关注电价涨跌的数字更重要——因为它预示的，是一个更加市场化、更加透明、更加适应新型电力系统的电价体系正在成型。
