2026 年 7 月 8 日，国家发展改革委印发《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），核定全国各省级电网和区域电网新一周期输配电价，自 2026 年 8 月 1 日起执行。这份文件在公开舆论场上的热度远不及同期的电价现货、虚拟电厂等议题，但它触动的资金量级却大得多：输配电价是全国工商业用户每一度电都必须支付的"过网费"，其对象是电网企业一年数千亿元量级的准许收入。三年一核的监管周期，是中国自然垄断环节价格监管最核心的节拍器。
政策印发两个月来，省级分化已经开始显形：贵州两部制用户 220 千伏及以上电量电价每千瓦时下调 0.61 分、上网环节线损率降至 4.5%；江苏两部制各电压等级下调 0.59 至 0.79 分、单一制仅微调 0.03 厘并新增两个高电压等级档位；青海明确 35 千伏及以上用户直接入市、不再由电网代理购电；西藏则把全省电力市场化交易的启动时间定在 10 月 1 日；山东随后于 9 月出台 614 号文，给非电网直供环节的转供电损耗划出 12% 的上限红线。同一个国家文件，在不同省份长出了不同的执行形态——这本身就是观察中国电价改革的最真实切片。
本文沿"机制溯源—1077号文拆解—省级样本对比—西藏信号—山东红线—定价公式—需量电价经济学—行业分析四件套—用户侧机会—边界与观察指标"的顺序，把第四监管周期输配电价的政策逻辑、数据细节与产业影响一次讲透。文内所有电价数据均引自国家及各省发改委公开文件，测算部分已单独标注为 NewdPower 估算。
要理解第四监管周期的分量，得先回到 2015 年。当年中发 9 号文启动新一轮电力体制改革之前，电网企业的盈利模式是"购销价差"——从发电侧低价买入、向用户侧高价卖出，差价即利润。这种模式下，电网天然有动力做大购销价差，而非压降成本。9 号文将其彻底改变：电网企业按"准许成本+合理收益"获得准许收入，输配电价独立核定、单独核价，电网从"赚差价的商人"转型为"收过路费的基础设施运营商"。政府核定输配电价的依据，则是 2025 年印发的输配电定价成本监审办法与三个定价办法（发改价格规〔2025〕1490号）。
监管周期原则上三年一轮。第一周期（2019—2021）完成了制度落地；第二周期（2021—2022 过渡）与第三周期（2023—2025）先后将用户类别简化为居民、农业、工商业三类，并推动工商业用户全电量进入市场；第四周期覆盖 2026—2028（个别省份因电网投产节奏存在错位），其政策目标可以概括为三句话：价格总水平稳中有降、电价结构更精细、市场化衔接更彻底。国家发改委在 1077 号文中要求省级价格主管部门"密切监测输配电价执行情况"，电网企业须对分电压等级的资产、费用、收入、输配售电量、负荷、报装容量、线损率等基础数据逐年归集、每年 5 月底前报送——这套数据报送机制正是下一轮核价的事实基础。
第三周期留给第四周期的遗产，除了降价空间，还有一组遗留问题：系统运行费科目随辅助服务市场、容量电价机制、新能源可持续发展机制（差价结算）的推出而不断扩容，其透明度与疏导机制尚未形成完整规则；代理购电规模在部分省份不降反升，"入市"承诺的兑现进度分化；交叉补贴在电价表中以"基期"口径固化，实际补贴与基期的差额如何处理悬而未决。第四周期的文件文本对这些都没有给出终局答案，但通过科目单列与数据报送，它把这三个问题全部推到了"可计量、可讨论"的台面上——从监管技术的角度看，这可能是本轮周期最被低估的进步。
把 1077 号文及附件的电价表逐行读下来，可以提炼出三个关键动作。第一个动作是降水平。多数省份工商业输配电价总水平较第三周期下降，且呈现"电压等级越高、降幅越大"的规律——贵州 220 千伏及以上两部制电量电价降 0.61 分/千瓦时，110 千伏降 0.57 分，35 千伏降 0.46 分，1—10（20）千伏降 0.42 分；江苏 220 千伏及以上降 0.79 分。这个规律的经济学含义是：高电压等级大用户过去承担了偏高的输配成本分摊，本轮核价向"成本驱动"进一步回归。
第二个动作是单列科目。上网环节线损费用从输配电价中剥离、在价外单列，按用户实际购电的上网电价与核定线损率计算。线损率由此从一笔"暗账"变成"明账"：贵州 4.5%、青海 2.9%、北京 3.11%。线损电量在市场支持用户直接采购之前，仍由电网企业代理采购，代理损益按月向全体工商业用户分摊或分享。第三个动作是显性化交叉补贴。对居民和农业用户的基期交叉补贴直接标注在输配电价表注释中，青海核定基期交叉补贴标准为 0.012 元/千瓦时，江西对自备电厂自发自用电量征收 0.0199 元/千瓦时的交叉补贴（余热余压余气自备电厂暂免）。过去藏在总价里的暗补，如今逐省亮出标准，为未来交叉补贴机制改革提供了核算底座。
1077 号文给出的是国家核定的分省电价表，但真正决定用户体感的，是各省发改部门的落实文件与衔接政策。选取贵州、江苏、江西、青海、西藏五个样本，可以看到四条清晰分化的路径。
| 省份 | 电量电价调整（两部制） | 容（需）量电价 | 线损率 | 特色条款 |
|---|---|---|---|---|
| 贵州 | 各等级降 0.42—0.61 分/kWh | 容量电价最高降 0.6 元/kVA·月 | 4.5%（-0.23pct） | 单一制最高降 0.42 分；强调比较优势继续保持 |
| 江苏 | 各等级降 0.59—0.79 分/kWh | 容（需）量电价延续不变 | 按国家核定执行 | 单一制降 0.03 厘；新增 110kV（0.1621 元）、220kV 及以上（0.1351 元）两个档位 |
| 江西 | 执行国家核定表 | 需量电价分档优惠 | 按国家核定执行 | 月每 kVA 用电量≥260kWh 需量电价按 90% 执行；自备电厂交叉补贴 0.0199 元/kWh |
| 青海 | 执行国家核定表 | 执行国家核定表 | 2.9% | 35kV 及以上用户直接入市；鼓励 10kV 及以下退出代理购电；基期交叉补贴 0.012 元/kWh |
| 西藏 | 执行国家核定表 | 新增市场化用户执行新标准 | 按国家核定执行 | 10 月 1 日启动电力市场化交易；9 月 30 日前存量合同按原模式执行 |
贵州路径的关键词是普遍降价——电量电价、容量电价、单一制、两部制全线下调，且官方解读刻意强调"输配电价比较优势继续保持"，这是在为高载能产业招商引资做价格背书。江苏路径的关键词是结构调整——两部制明显降价而单一制几乎不动，同时新增两个高电压等级档位，为愿意升压改造的中小用户留出降本通道；官方测算 1—10 千伏两部制用户年用电 1000 万千瓦时可节省约 5.9 万元。青海路径的关键词是市场化提速——把"35 千伏及以上不再代理购电"写进落实文件，等于给大用户划定入市时间表。西藏路径的关键词是从零到一——这是全国最后一个启动电力市场化交易的省级电网，其信号意义下一节展开。
西藏自治区发改委 7 月 31 日印发的落实文件里，藏着本轮周期最具信号意义的一句话：自 2026 年 10 月 1 日起组织开展电力市场化交易。至此，全国各省级电网全部进入市场化交易时代。参与市场交易的上网电价由用户或售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定，国网西藏电力按国家核定输配电价收取过网费；市场化用户用电价格同样由五要素构成，容（需）量电价执行新标准。9 月 30 日前达成的交易合同按原合同模式执行，给出一个月的衔接缓冲。
对西藏而言，市场化的现实约束不小：电网结构相对薄弱、市场化用户基数小、本地电源以水电为主且有大量保障性电量。文件对此做了制度性安排——暂未入市的工商业用户继续执行目录销售电价，市场由"增量起步"。但放在全国坐标系里，西藏入市的意义在于结束了"市场化改革版图"的最后一块空白：从此输配电价改革与电力市场化不再是"多数省份的事"，价格监管的重心将从"推动入市"全面转向"入市之后的秩序"——代理购电缩圈、系统运行费疏导、交叉补贴并轨，都将在第五周期被摆上桌面。
还有一个技术细节值得注意：西藏文件要求参与市场用户的容（需）量电价"按照新的标准执行"，这意味着两部制基本电费与市场交易电价将并行结算——过网费走核价、电量走市场，"管住中间、放开两头"的架构在最后一个省份也完成了搭建。对计划在西藏布局算力、绿氢等高载能新兴产业的投资方而言，10 月之后拿到手的电价信号将第一次具备"市场化定价"的含义：枯水期与丰水期的价差、保障性电量与市场化电量的边界、以及输配电价在到户电价中的占比，都将成为投资模型里可计算的变量，而不是政策谈判中的不确定项。
输配电价的规范止步于电网"抄表到户"的边界，而工商业用户实际感知的电价还取决于"最后一公里"——非电网直供（转供电）环节。商业综合体、写字楼、产业园区里，物业从电网买电再转售给租户，加价乱象长期是电价投诉的重灾区。山东 9 月印发的《关于完善工商业非电网直供环节电价政策的通知》（鲁发改价格〔2026〕614号，10 月 1 日执行）给出了迄今最清晰的省级规范样本。
614 号文的四条硬规则值得逐条拆解。其一，损耗封顶：终端用户承担的供电损耗率最高不得超过 12%，多层级转供电的按主体数量平均分摊，实际损耗率超 12% 的，转供电主体须自己消化或改造设施解决。其二，费用隔离：物业共用部位运行维护费走物业费渠道，不得以"用电服务费"名义随电费重复收取；充换电设施的损耗列入服务费、不得随电费收取。其三，价格传导：由电网代理购电的转供电主体，其终端用户电价与峰谷时段按电网公布的代理购电标准执行；直接参与市场交易的，可通过零售市场"价格封顶选项"防控风险。其四，绿电隔离：转供电主体参与绿电绿证交易的环境溢价由其自行承担，不得转嫁给终端用户。这四条合起来，实际是把输配电价"准许成本+合理收益"的监管逻辑延伸到了转供电环节——损耗率之于转供电主体，恰如准许收益率之于电网企业。
输配电价的核定公式链条并不复杂，但每一环都对应着电网企业与价格主管部门的博弈。第一步，确定准许收入：准许收入=准许成本+准许收益。准许成本基于成本监审，剔除不合理开支；准许收益=有效资产×准许收益率，权益资本收益率与利率环境挂钩，债务资本收益率参考实际融资成本。第二步，确定输配电价：输配电价=准许收入÷预计输配电量，再分电压等级、分用户类别（单一制/两部制）切分。第三步，逐年校核调整：电网企业逐年报送分电压等级资产、费用、电量、线损率等数据，实际与预期的偏差进入下一周期校核——这就是"三年一核"背后的年度闭环。
线损率是这套算术里最容易被忽视、却直接影响每个用户钱包的参数。线损费用=上网电价×线损率，价外单列。以贵州 4.5% 的线损率为例：若某大用户市场购电均价 0.40 元/千瓦时，仅线损一项每度电就需额外支付 1.8 分；青海 2.9% 对应约 1.16 分。青海把线损率从上一周期的更高水平压到 2.9%，既是电网降损投资的成果，也直接给用户让了利。而北京 3.11%、青海 2.9%、贵州 4.5% 的省际差异，折射的是供电区域面积、负荷密度与网架结构的客观差距——线损率的省际比较，本质上是电网物理形态的比较。
两部制用户缴纳的基本电费，可选择按变压器容量（容量电价）或按最大需量（需量电价）计费。江西落实文件中"每月每千伏安用电量达到 260 千瓦时及以上的，当月需量电价按核定标准 90% 执行"这一条款，表面看是一个小小的折扣，实则是监管精细化的重要一步。
拆开看这笔账：260 千瓦时/千伏安·月，换算成负荷率约为 35%（260÷(1×720)≈36%，考虑功率因数与需量申报口径约 35%）。也就是说，只有变压器利用得足够"满"——负荷率越过约三分之一门槛——用户才能享受 9 折需量电价。政策意图非常明确：奖励负荷率高的用户，惩罚"报大容量、用小电量"的资源占用行为。对用户侧的直接影响是基本电费策略的重新计算：容量计费与需量计费的选择、变压器容量的申报、生产排班的错峰安排，现在必须作为一个整体优化问题来求解。这一条款与输配电价的电压等级价差、单一制/两部制的可选区间（100 千伏安以下单一制、100—315 千伏安可选、315 千伏安及以上两部制）相互咬合，构成了用户侧电价管理的完整工具箱。
在进入行业分析之前，还有两个容易被忽略的机制细节值得单独拆解。第一个是单一制与两部制的边界。100 千伏安及以下执行单一制、100—315 千伏安可选、315 千伏安及以上执行两部制（2023 年 6 月 1 日前的存量单一制用户保留选择权）——这个看似技术性的分界，实际是"容量成本如何回收"的路线之争：单一制把容量成本摊入电量、多用多缴，对负荷波动大的商业用户友好；两部制把容量成本单列、占用即付费，对电网的容量投资回收更精确。贵州本轮单一制与两部制同步降价，而江苏"两部制明显降、单一制微调"的分化处理，反映的正是两省工商业用户结构与配网容量余量的差异。
第二个细节是省间与区域的价格接口。1077 号文同步核定了区域电网输电价格，并明确"因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每千瓦时 0.03 元（含税）执行，不计线损"。这条规则为跨省区现货与中长期交易提供了简明的结算锚点：省间送电的输配成本被压缩为一个固定价，降低了交易撮合中的价格不确定性。对新疆、蒙西、川滇等外送大省的发电企业而言，0.03 元/千瓦时的送出价格水平，是测算"坑口价+送出价+受端价差"套利空间时必须计入的常数项。区域电网容量电费则计入各省级电网输配电价（北京表注释明确"含区域电网容量电费"），省间物理互联的成本由全网用户共担，这一处理维持了"网络统一定价"的原则。
输配电价直接作用的产业链可以切为五段：发电—输电—配电—售电/代理购电—终端用户。输配环节的"利润池"由准许收入封顶：按全国工商业售电量约 6.3 万亿千瓦时、平均输配电价约 0.13 元/千瓦时粗算（NewdPower 估算，基于公开电量数据与本轮核价表区间），全国输配电价收入池约 8000 亿元/年量级。其中云南、贵州、青海等水电富集省份上网电价低、输配电价占比高，而东部负荷中心输配电价占比相对低。价值链上真正受输配电价改革影响的利润再分配发生在三处：电网企业让渡的降价空间（每年数十亿元量级）、转供电环节被 12% 红线压缩的灰色加价、以及售电公司因代理购电缩圈而扩大的零售市场空间。
输配电环节是法定自然垄断，竞争格局的量化口径在于经营区划分：国家电网经营 26 个省级电网、南方电网经营 5 个、内蒙古电力（蒙西电网）经营 1 个。按售电量口径，国网经营区约占全国 80% 上下，国网+南网合计 CR2 超过 95%（NewdPower 依据两网年度报告与国家能源局电量数据整理）。而在输配电价的"下游"——售电与代理购电环节，市场化程度才是关键指标：随着青海明确 35 千伏及以上用户直接入市、西藏 10 月启动交易，代理购电电量占比将在第四周期内持续下降，售电侧的 CR 指标将真正开始有意义。
输配电价下调对用户的让利规模，可以用三档情景测算（NewdPower 估算）：以全国工商业输配电电量约 6 万亿千瓦时为基数（较 9.1 的 6.3 万亿售电量口径，剔除了自备电厂自用等不过网电量），保守情景（平均降幅 0.03 分/千瓦时，主要省份单一制微调为主）对应年让利约 18 亿元；基准情景（平均降幅 0.06 分，各省两部制降幅中值）对应约 36 亿元；乐观情景（平均降幅 0.08 分叠加线损率下降的传导）对应约 48 亿元。敏感性主要来自三个变量：各省两部制用户电量占比、线损率降幅、以及高载能省份（如贵州）追加的定向降幅。这一让利规模相对 8000 亿收入池仅 0.2%—0.6%，说明第四周期的政策重心不在"让利总量"，而在定价机制的矫正——这判断对预测第五周期方向至关重要。
输配环节的"上游"是电网投资与设备供应链，风险集中在三处。其一，投资回收风险：准许收益率与利率挂钩，若新一轮电网投资（特高压、配网改造、智能化）扩张快于电量增长，单位电量分摊的有效资产上升，将挤压第五周期的降价空间甚至推回涨价压力。其二，成本监审穿透风险：逐年数据报送使电网辅助业务、关联交易成本暴露度提高，准许成本的"可核减项"管理成为电网企业财务纪律的新约束。其三，设备供应链的量价波动：变压器、开关等一次设备与电缆铜材价格波动直接影响计入准许成本的工程造价，进而影响下一轮核价基期。对设备厂商而言，第四周期的降价压力会沿"电网造价管控"向上游传导，集采招标的价格竞争将进一步加剧。
对用户侧而言，第四周期输配电价不是抽象政策，而是一张需要重新计算的账单。第一类机会属于高负荷率大用户：电压等级价差拉大（江苏新增 110 千伏、220 千伏档位）+ 需量电价 90% 优惠（江西条款），意味着升压改造与容量优化的投资回收期缩短，年用电量亿千瓦时级的工业用户值得重算"升压+两部制+需量申报"的组合最优解。第二类机会属于储能与分布式：江西明确抽水蓄能与电网侧独立储能充电视作用户缴纳输配电价与基金附加、放电电量相应退减——这一"充放电双向结算"口径为独立储能的输配电价成本测算提供了确定规则，利好容量租赁与现货套利模型。
第三类机会属于售电公司与园区运营方：青海 35 千伏及以上用户强制直接入市、代理购电持续缩圈，售电市场的客户基数将大概率扩大；而山东 614 号文把转供电损耗封顶在 12%，园区运营方过去靠转供电加价的"隐性利润"被压缩，出路只有两条——转做规范售电主体进零售市场，或投资分布式光伏+储能把损耗变成自己的发电收益。第四类是自备电厂用户：交叉补贴从暗账变明账（江西 0.0199 元/千瓦时），自发自用的成本确定性提高，余热余压余气机组暂免征收的条款继续鼓励工业余能利用。
给一个示意性的账单重算（NewdPower 估算）：某江苏 1—10 千伏两部制工业用户，变压器容量 4000 千伏安、月用电 100 万千瓦时、月最大需量 1800 千瓦——月平均功率约 1389 千瓦、需量利用率约 77%，负荷曲线物理自洽。按第三周期与第四周期输配电价对比，电量电价降 0.0059 元/千瓦时，月度输配电费直接减少约 5900 元；容（需）量电价水平不变，但该用户月每千伏安用电量仅 250 千瓦时、负荷率约 35%，属于"报大容量、用小电量"的类型——对照江西 260 千瓦时（约 36% 负荷率）需量电价九折优惠的门槛设计方向，此类低负荷率用户在需量电价优惠上相对不利，更优策略是把容量申报压到与实际曲线匹配（评估减容或容改需的临界点）、削减变压器冗余。这个例子说明：本轮调价的最大价值不是每月数千元的直接让利，而是迫使用户把"容量申报—计费方式—排班曲线"作为整体重新优化——粗放报装的时代结束了。
必须坦率指出本轮周期与本文分析的边界。第一，输配电价只是到户电价五要素之一，用户实际电价受市场电价波动影响远大于输配电价调整本身——把"降价"完全归因于输配电价改革是常见误读。第二，省级分化意味着任何"全国平均降幅"都只是统计幻觉，具体用户的体感取决于所在省份、电压等级、计费方式与用电曲线。第三，交叉补贴虽然显性化，但居民与农业电价的并轨机制仍未破题，基期交叉补贴与实际交叉补贴的差额仍靠系统运行费按月分摊分享，这是第五周期最大的待决事项。第四，本文的三档情景测算是机制性估算，未经官方数据校核，仅用于理解政策弹性区间。第五，区域电网输电价格、省间送出 0.03 元/千瓦时等条款对跨省区交易的影响，需结合现货市场规则另行分析。
还需要提示数据使用上的两个口径陷阱。一是"输配电价"与"到户电价"经常被媒体混用：省级文件公布的降幅是输配电价环节的降幅，反映到到户电价还要除以五要素的完整构成，0.61 分的输配电价降幅在 0.7 元左右的到户电价中占比不足 1%。二是"降价"与"退费"的区别：本轮降价自 2026 年 8 月 1 日执行，部分地区 8 月前按旧标准预收的电费会在后续账单中冲退，用户核对电费单时应区分结算月份与政策月份，避免把账期差异误读为政策未落地。
第四监管周期输配电价改革的本质，是在"稳"的基调下完成三件结构性的事：把电网收入更精确地锁进"准许成本+合理收益"的笼子、把线损与交叉补贴从暗账变明账、把市场化交易的最后一省（西藏）纳入版图。让利规模有限（数十亿元量级），但机制的矫正价值远大于让利本身——第五周期的博弈焦点（交叉补贴并轨、代理购电退出节奏、系统运行费疏导）在本轮已经全部埋下伏笔。
对从业者而言，读懂输配电价的意义不在于记住几个分厘的数字，而在于理解中国电力体制里"垄断环节如何被定价"这件事的完整逻辑——它是所有电价讨论的地基，也是判断市场化改革真实进度最诚实的仪表盘。
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