第34个省级电网落位：西藏输配电价破冰，从统购统销到万亿外送的定价起点

深度 · policy · 2026-10-12 · NewdPower 研究 · 阅读约 40 分钟 · 万字深度+行业分析

一、一张迟到十一年的价表

2015年印发的中发〔2015〕9号文确立"管住中间、放开两头"的改革框架，输配电价改革是其中"管住中间"的基础性制度安排。此后十一年，省级电网输配电价核定分四个监管周期在全国推开。西藏自治区发改委在政策解读中给出了一组关键事实：截至2025年底，全国除西藏以外其余33个省级电网已完成三轮输配电价核定。2026年7月31日，自治区发改委印发《关于第四监管周期西藏电网输配电价有关事项的通知》，经国家发改委核定，自2026年10月1日起，西藏按要求执行国家第四监管周期输配电价政策。国家发改委发改价格〔2026〕1077号核定的第四周期省级输配电价已在其余省份于2026年8月1日起执行，西藏滞后两个月跟进，补上第34张价表。

这张价表的特殊性有三层。第一，它是第34个省级电网的价表，省级输配电价核定版图就此补全——名义上晚到了三个监管周期，但一步对接了发改价格规〔2025〕1490号新版四个定价办法与第四监管周期框架，跳过了前三个周期的试错过程。第二，它是全国最后一个告别"统购统销"模式的省级电网：在此之前，西藏发电侧上网电价与用户侧销售电价均由政府核定，电网企业按购销价差获利，这是2015年之前全国通行的旧模式。第三，它与万亿级的开发周期叠加：雅鲁藏布江下游水电工程已于2025年7月开工，藏粤直流特高压2025年9月启动建设，西藏"十五五"规划提出2030年电力装机6000万千瓦左右、在建装机1.2亿千瓦左右。价表先于巨量投资落地，意味着这些资产从第一天起就有市场化结算的定价坐标。

需要把一个概念说清楚：输配电价不是电价全部，而是"过网费"部分。市场化用户最终支付的电价由五个要素组成——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。输配电价核定的只是中间"管住中间"的那一段。改革不涉及区内居民生活、农牧业生产用电，工商业用电价格水平基本延续现行销售电价，官方口径是"总体平稳"。换句话说，这是一次结算方式的换轨，而非价格水平的重定。

二、文件拆解：谁执行、从何时、按什么公式交钱

通知正文只有三条，但执行边界值得逐条拆解。主体范围分三类处理：居民生活与农牧业生产用电不执行输配电价政策，继续按藏政办发〔2023〕28号文执行目录销售电价；已入市的工商业用户，自2026年10月1日起开展的新市场化交易执行输配电价政策，9月30日前已达成的交易合同按原有合同模式执行；暂未入市的工商业用户继续执行目录销售电价，将根据自治区主管部门的入市安排分批转轨。这是典型的"老人老办法、新人新办法"双轨过渡，与全国省级现货市场转正前夜的安排逻辑一致。

参与电力市场用户的电价构成为：上网电价（由用户或售电主体与发电企业自愿协商、市场竞价形成）+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。已入市但未直接从市场购电的用户，由电网企业统一代理购电。国网西藏电力的角色从统购统销商转为过网费收取方，同时保留代理购电的兜底职能。通知第三条还对电网企业提出了与内地一致的数据归集要求：各电压等级的资产、费用、收入、输配售电量、负荷、用户报装容量、线损率、投资计划完成进度，每年5月底前报送。这组数据正是下一监管周期重新核价的成本监审原料——制度从第一天起就在为五年后的再核定积累证据链。

价表背后的定价方法论来自发改价格规〔2025〕1490号印发的四个办法：输配电价定价成本监审办法、省级电网输配电价定价办法、区域电网输电价格定价办法、跨省跨区专项工程输电价格定价办法。省级电网输配电价按"准许成本+合理收益"核定，准许收益以有效资产为基础、按权益与债务资本的加权回报计算，权益回报率锚定国债收益率加点——这套框架让电网收益取决于资产质量而非电量增速，是"管住中间"的技术内核。值得对照的是，西藏此次核价同时动用了四个办法中的两个：区内执行省级电网输配电价，外送执行跨省跨区专项工程输电价格，一张通知覆盖两种定价场景，在全国省级案例中并不多见。

三、从购销价差到过网费：一场电网商业模式的换轨

旧模式与新模式的差别，可以用一张对比图说清楚。旧模式下，电网的收益等于目录销售电价减去政府核定的上网电价，赚的是购销价差，电卖得越多赚得越多；新模式下，电网按国家核定的分电压等级输配电价收取固定"过网费"，收益与售电量部分脱钩，转向"准许成本+合理收益"的资产回报逻辑。官方解读用了一句话概括这一转变的监管含义：通过建立"准许成本+合理收益"定价机制，实现输配电价与发电、售电环节价格分离。

对一家地处高原的电网企业，这次换轨的财务含义比内地更复杂。西藏电网负荷密度居全国最低之列（按线路长度与供电人口折算），35千伏及以上线路总长超3.9万公里，服务供电人口约370万，单位电量的输配成本显著高于内地省份。在购销价差模式下，这部分成本被统购统销的价差内部化；转为"准许成本+合理收益"后，成本监审将逐项核定价表，低利用率资产的回收压力显性化。官方解读中"外送收益反哺本地电网的长效机制"一句，正是针对这一矛盾的制度安排——外送收入成为高原电网成本回收的第二个来源，而不完全依赖区内用户交叉补贴。

作为对照，2023年目录电价的水平可以作为理解价差空间的锚：拉萨市2026年转供电规范公告披露，居民电价220/380伏为0.49元/千瓦时、10千伏为0.48元/千瓦时；一般工商业执行分季节差别电价，丰水期（5-10月）低压0.70元/千瓦时、10千伏0.69元/千瓦时，枯水期（1-4月、11-12月）低压0.76元/千瓦时、10千伏0.75元/千瓦时。丰枯价差约0.06元/千瓦时，反映水电占比高的系统季节特征。新机制下，丰枯差异将改由市场化交易价格直接表达，季节信号从"目录电价分档"迁移到"上网电价竞价"。

表：西藏目录销售电价基准（藏政办发〔2023〕28号口径，经拉萨市2026年4月转供电规范公告转引）。该表为统购统销模式下的终端价格，输配电价改革后仅作为未入市用户的过渡标准。

四、需量电价首秀：负荷管理信号补齐

政策解读中容易被略过但分量最重的一句话是：此次改革与国家两部制电价进一步接轨，健全完善了工商业用户单一制、两部制分档电价，首次出台了需量电价。对用电负荷波动大、利用率偏低的市场化用户，可以采用更经济的容（需）量电价计费选择。

需量电价按最大需量（千瓦）计费，与按电量（千瓦时）计费的电量电价共同构成两部制。它的信号指向明确：报装容量虚高、负荷率低的用户要为占用的电网容量支付更多，而压缩报装容量、提高负荷率可以获得电费节省。官方解读把"合理核减变压器报装容量、优化用电负荷"列为用户降低用电成本的正规手段，等于在价格文件里内置了需求侧管理的入口。

这一信号在西藏的边际价值高于内地。高原电网每一千瓦容量对应的线路公里数远超内地均值，容量成本更真实也更高；同时矿业、数据中心等新负荷正在加速进场（2026年上半年全区规模以上工业增加值同比增长20.9%，居全国第一），大工业用户的报装行为将直接决定配网投资的节奏。需量电价把"多用容量多付费"写进规则，是从源头约束无效投资的机制。与国家层面近年工商业两部制改革（按需量计费执行方式的规范化）方向一致，西藏这一步直接跳到了终态。

从用户侧算一笔账可以看清工具的价值。假设一个报装5000千伏安、实际最大需量长期只有2500千瓦、月电量约90万千瓦时的工业用户：单一制下按电量缴费，占用的翻倍容量不产生任何额外成本；两部制下若选择基本电价按需量计费，报装虚高的部分变成每月真实的电费支出，压缩变压器报装容量、加装无功补偿提高负荷率就有了直接的经济回报。对电网侧，这笔账对应的是延缓配网增容投资——在每公里线路覆盖用户数居全国最低之列的西藏，延缓一年的容量投资的现金流价值远高于内地。需量电价因此不只是收费方式的精细化，它同时是负荷管理、投资管理和新能源消纳（高负荷率用户更适配波动性电源）三件事的价格入口。

五、外送定价破冰：五条通道上的新账本

通知之外，政策解读披露了另一项国家级突破：国家首次核定西藏电力外送输电价格，建立了外送收益反哺本地电网的长效机制，为清洁能源基地建设提供价格保障。这句话拆开看有两层：外送输电价格此前从未有过西藏口径，外送电量如何结算、通道费用如何分摊缺乏依据；反哺机制则意味着外送收益的用途被制度化地导向本地电网，而非全部沉淀在电源业主或受端省份。

先盘家底。西藏电网自2015年首次实现藏电外送，截至2026年5月累计外送清洁能源超172亿千瓦时，助力内地减少标煤消耗529万吨、减排二氧化碳1477万吨。通道侧，四项联网工程奠定了物理基础：青藏联网2011年投运结束西藏电网孤网运行历史，川藏联网2014年、藏中联网2018年、阿里联网2020年相继竣工，74个县（市、区）全部纳入统一电网，形成以500千伏为主网架的坚强统一电网。外送主力通道是±400千伏青藏直流，其二期扩建工程2025年9月28日扩容投运，输电能力从60万千瓦提升至120万千瓦，实现翻倍；直流运行方式由45种拓展至117种，2026年一季度向西藏输送电量14.3亿千瓦时（同比增长超五成），同时外送西藏富余水电3.9亿千瓦时；西藏全年清洁能源外送电量提升至21亿千瓦时。

台阶的下一级由藏粤直流落下。藏东南至粤港澳大湾区±800千伏特高压直流输电工程2025年9月16日启动建设，总投资约532亿元，线路全长约2681公里，自西向东跨越西藏、云南、广西、广东四省区，在西藏昌都、林芝及广东广州、深圳建设四座换流站，额定输电容量1000万千瓦，采用特高压多端柔性直流技术，被科技日报称为目前世界上输电能力最强、技术水平最先进、投资规模最大的柔性直流工程。工程2029年全面投运后，藏东南清洁能源基地每年可向粤港澳大湾区输送超430亿千瓦时电能，约为三峡电站年发电量的一半，100%为清洁能源，可替代标煤约1200万吨、减少二氧化碳排放约3300万吨。加上既有通道，西藏年外送规模将从21亿千瓦时量级跳升至450亿千瓦时量级，放量超过20倍（见图2）。

把这组通道格局放回价格语境，外送输电价格核定的意义才完整。430亿千瓦时的年度送电量没有一张价表，就只能按个案谈判或行政安排结算，电源业主的收益、通道方的回报、受端省份的到网电价都缺乏基准。首次核定外送输电价格，等于给藏粤直流2029年投运预留了结算基础设施。反哺机制进一步规定收益流向：外送赚到的钱制度化地回流本地电网，缓解高原电网"区内用户养不起、国家补贴兜底"的旧矛盾。这是西藏电力从输血走向造血的制度起点。

外送的绿色属性也值得单独计价。累计172亿千瓦时的清洁外送电量，按1个绿证对应1000千瓦时的国家口径折算约1720万个绿证的环境权益量；藏粤直流投运后每年430亿千瓦时对应约4300万个绿证的年新增供给。环境权益进入市场后，西藏外送的完整收益=电量收入+环境权益收入，后者取决于绿证价格与受端出口型企业的采购意愿——粤港澳大湾区2024年绿电交易量已达491亿千瓦时（同比增长11倍），买方市场现成存在。反哺机制如果能把环境权益的分成也纳入池子，高原电网的第二个收入曲线会比单纯电量收入更陡。

六、高原电网的家底：数字与口径

看西藏电力市场的底座，需要把几组口径分开陈述。用电侧：2025年全社会用电量175.83亿千瓦时，连续多年保持两位数增长，用电负荷连续13年刷新历史纪录——总量小（约为广东省一周的用电量），增速快，是全国增长斜率最高的区域市场之一。电源侧：自治区2026年政府工作报告披露，2025年清洁能源电力装机突破1300万千瓦；新华网西藏频道2026年5月报道口径为"截至2026年4月底电力总装机容量1039.19万千瓦、人均装机2.97千瓦"。两组数字存在明显口径差（后者为电网侧统计且明显更低），官方未作裁定，本文以政府工作报告口径为主锚，引用时注明来源。清洁占比方面，新华网口径为清洁能源发电量占比超过97.45%、全国最高；科技日报口径为装机占比已达97%、发电量占比接近100%——两个口径均指向同一个事实：西藏是全国清洁能源发电占比最高的省级电网（新华网口径）。

电网侧：西藏和平解放75年来累计完成建设投资1069亿元（截至2026年4月底），35千伏及以上输电线路总长超3.9万公里，供电人口突破370万，农村供电可靠率99.49%。宏观背景是工业化提速：2026年上半年全区生产总值1555.55亿元、同比增长6.3%，规模以上工业增加值同比增长20.9%、居全国第一。制造业和矿业负荷进场，叠加电解类高载能产业的潜在落地，对市场化价格信号的需求是刚性的——统购统销的目录电价无法给增量负荷提供差异化的价格发现，这正是本轮改革的时间压力所在。

七、十五五放大器：6000万千瓦与1.2万亿

《西藏自治区国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》2026年5月29日正式披露，清洁能源被置于"4+4+X"现代化产业体系四大支柱产业之首。规划给出的量化目标是：到"十五五"末，西藏电力装机将达到6000万千瓦左右，在建装机1.2亿千瓦左右（见图4）。以2025年底约1300万千瓦的存量为基数，五年规划新增约4700万千瓦，是存量的3.6倍；在建口径的1.2亿千瓦，几乎全部由巨型工程构成。

1.2万亿的主角是雅鲁藏布江下游水电工程：2024年12月获国家核准，2025年7月19日正式开工，同步组建中国雅江集团（第99家中央企业）。工程主要采取截弯取直、隧洞引水的开发方式，建设5座梯级电站，总投资约1.2万亿元。装机规模存在多口径：主流报道为6000万千瓦量级，券商研报口径为近7000万千瓦，部分公开报道给出6000万至8100万千瓦区间；年发电量口径较为一致，约3000亿千瓦时——相当于2024年全国总发电量的3%、全国水力发电总量的24%，可满足逾3亿人年度用电（券商测算口径），每年可节约标准煤约9000万吨、减排二氧化碳约3亿吨。工程的电力以外送消纳为主，兼顾西藏本地自用。

水电之外的高原样本同样在铺开。玉曲河扎拉水电站配置两台全球单机容量最大的500兆瓦高水头冲击式水轮发电机组（东方电气制造，入选国家能源局首台（套）重大技术装备项目），全面投运后年均发电量39.46亿千瓦时；乌玛塘50兆瓦槽式光热项目在海拔4550米的当雄开工，是全球海拔最高的槽式光热电站（科技日报报道口径），采用8.6米大开口槽式集热器并配置6小时熔盐储热，计划2027年与配套400兆瓦光伏一体化投产；西藏首个清洁能源装备产业园中车山南产业园一期已投产，首台西藏造智能箱变与高压开关柜下线，二三期落地后年产值有望突破30亿元。输配电价政策先于藏粤直流投运约三年落地，恰好给这一轮电源投产留出了市场培育窗口：交易规则、市场主体、价表三者都在需求放量之前就位。

八、产业链与利润池

西藏电力开发的产业链可以拆成五段：电源开发（水电、光伏、光热）、输电通道（特高压直流与柔性直流换流站、线路）、受端消纳（大湾区、华中）、本地消纳（清洁供暖、算力、矿业冶炼）、本地制造（箱变、开关柜等配套装备）。各环节的价值密度差异极大，且高度依赖工程进度。

利润池的量级按工程拆分。藏粤直流总投资约532亿元，参照特高压直流工程的行业惯例价值结构（推演口径）：换流站约占四到五成，其中换流阀约占15%-20%、换流变压器约占12%-15%；线路本体约占四到五成。雅下工程1.2万亿元投资的主体是土建与隧洞（截弯取直引水方式的巨量地下工程），水电设备份额相对较小但技术规格极高——冲击式机组向500兆瓦单机跨越，意味着单台价值量与制造难度同步抬升。本地价值捕获集中在三个层面：施工期的劳务与物流、投产后的运维检修、以及政策引导的装备本地化（中车山南园30亿元年产值目标）。按1.2万亿投资与10-12年工期推算，雅下年均投资约1000-1200亿元，相当于西藏2025年全区固定资产投资（重点项目完成投资2125亿元）的一半量级——单一工程主导一个区域经济体的投资周期，这是理解西藏"十五五"产业链的关键背景。

九、竞争格局：CR3/CR4 量化

西藏电力产业链的竞争格局呈金字塔状：越靠近巨型工程，集中度越高。换流阀环节，特高压换流阀作为主力设备品类，历史批次的公开中标口径CR3约70%-83%；2026年特高压设备前三批次的公开中标统计中，前五大供应商合计约70.8%（本站2026年10月9日电网投资专题整理），国电南瑞、许继电气、中国西电构成第一梯队。柔性直流是藏粤直流的增量变量——能量自平衡柔直换流阀为世界首套，新技术赛道可能重排座次，但入场券仍集中在既有龙头手中。

水电主机是双寡头格局。乌东德、白鹤滩等巨型电站的机组由东方电气与哈电集团分享，冲击式机组这一新赛道上，东方电气以扎拉2×500兆瓦全球最大单机取得先发身位；哈电及国际厂商（安德里茨、福伊特）在冲击式领域有历史积累，后续梯级的竞争会加剧。水电设计与施工是中国电建的绝对主场，公司公开口径为承担全国80%以上大中型水电工程的设计施工任务，中国能建次之——CR2在80%量级（公司公开披露口径）。本地制造环节，中车山南产业园是西藏首个清洁能源装备产业园（科技日报口径），形成区域内的先占优势；30亿元年产值相对全国市场是零头，但对本地工业基盘（2025年规上工业增加值增速12.4%，自治区政府工作报告口径）是可观增量。

高海拔带来的技术壁垒反过来加固了集中度。藏粤直流建设方披露，为支撑4300米级超高海拔直流输电技术与成套装备研制（线路最高点海拔达5300米），工程累计开展棒板、球板、均压环对地等真型试验23大类、114组、冲击放电3000余次，才摸清高海拔外绝缘的安全距离底线；世界首套能量自平衡柔直换流阀、大容量换流阀与换流变全套特高压核心装备首次进入4000米以上超高海拔。这些验证成本只有头部厂商有能力前置投入，且数据积累本身构成下一轮工程的护城河——后来者即使拿到订单，也要重走试验流程。设备环节的竞争格局因此比内地特高压更稳固，量价分配将高度向已进入试验序列的供应商倾斜。

这个格局对西藏的含义：产业链利润将主要沉淀在央企工程局与设备龙头手中，本地经济获得的份额取决于施工配套、劳务用工与本地化率政策。清洁能源装备本地化（首台套示范、高原制造）是政策明确鼓励的方向，也是区内产业升级为数不多的现实路径之一——2026年上半年规上工业增加值20.9%的全国第一增速里，电力相关的制造与施工贡献了主要部分。

十、市场规模：三档情景

"十五五"期间西藏电力产业的累计投资规模，官方未给出打包数字，本文以工程节点为锚做三档推演。假设框架：雅下按1.2万亿、10-12年工期折算年均投资（低/中/高档分别取800亿/1000亿/1200亿元）；藏粤直流剩余投资按总盘子532亿与2025-2029五年建设期折算；常规电源按规划新增装机（低/中/高取3500万/4700万/5800万千瓦）与约4500元/千瓦的混合单位投资折算；电网配套按常规电源投资的20%-25%估算。所有参数均为本文推演口径，非官方规划数。

三档合计对应的敏感性区间是6370亿至9792亿元，中枢约8100亿元。做一次量纲核验：中档年化投资约1630亿元，对照西藏2025年重点项目完成投资2125亿元，电力单一产业占全区年投资的七至八成——高投资强度靠国家意志与央企资产负债表支撑，市场化收益机制（外送输电价格、反哺机制）能否同步落地，决定这个强度能否持续。低档情景的核心变量是雅下节奏（地质条件与投资完成率），高档情景的变量是藏东南基地与雅下首批机组的提前投产。

再对两个参数做单因素敏感性：雅下年均投资每变动100亿元，五年累计投资同向变动500亿元（中枢8135亿对应约6%的摆幅）；常规电源混合单位投资每变动500元/千瓦，按中档4700万千瓦新增装机计算，累计投资变动235亿元。两个参数中前者权重远高于后者——西藏"十五五"电力投资的宏观波动几乎完全由雅下单一工程的节奏定义，常规电源与电网配套的量级处于从属地位。这提示观察者把注意力集中在工程节点而非常规项目清单：隧洞贯通进度、首批机组浇筑、年度投资完成率三个指标的任何偏差，都会直接改写区域产业链的订单曲线。

十一、上游风险

产业链上游与工程执行端的风险，按影响量级排序如下。

五项风险中，施工窗口与大件运输决定建设期节奏，工期与资金沉淀决定全周期财务成本，受端价格接受度决定收入端的天花板。特别需要跟踪的是外送输电价格的最终水平：430亿千瓦时的电量若到网电价缺乏竞争力，反哺机制的池子就进不了水。这是2027-2029年窗口内最值得盯住的单一变量。

十二、边界与局限

本文存在以下边界，引用数据时须一并考虑。第一，西藏电网分电压等级输配电价表以附件图片形式发布，具体数值未能从公开渠道核验，本文未引用具体价差水平，读者如需精确值请以官方附件为准。第二，装机规模存在两个官方来源的口径差（政府工作报告1300万千瓦与新华网1039.19万千瓦），本文未裁定对错，以政府工作报告口径为主锚并双写来源。第三，需量电价的具体执行标准尚未公布，本文只讨论机制含义。第四，市场规模三档情景、利润池结构、CR数据（换流阀历史批次、水电设计施工80%口径）均为公开资料口径或本文推演，存在口径滞后与估算误差。第五，外送电量451亿千瓦时为430+21的本文加总，藏粤直流430亿为其设计送电能力的年度电量口径。本文为产业研究，观点仅供参考，不构成投资建议。

十三、结论与观察指标

三个判断收尾。第一，统购统销在全国最后一个省份落幕，省级输配电价版图补全，中国电价改革的"管住中间"阶段在制度上收官，接下来的主战场全面转向"放开两头"的市场化交易。第二，外送输电价格与反哺机制是西藏电价改革中分量最重的增量——它把外送从工程安排升级为有价可依的商业行为，把高原电网的成本回收从区内用户扩展到受端省份，是输血模式向造血模式的转折点。第三，价表先于万亿投资落地，时点安排指向一个明确的意图：让藏粤直流投运时西藏已经有一个运转三年的市场化结算体系，而不是先有电量再补规则。

后续跟踪指标清单：分电压等级价表数值的市场实测（首笔市场化交易电价分解）；需量电价执行标准与首批选择两部制的用户结构；藏粤直流换流阀、换流变主设备招标的份额分布；雅下年度投资完成额与首台冲击式机组交付节点；外送输电价格水平的正式公布；西藏市场化交易电量的月度爬坡曲线。这六个指标，分别对应价格工具、设备格局、工程节奏与市场发育四条主线。

来源：西藏自治区发展和改革委员会《关于第四监管周期西藏电网输配电价有关事项的通知》及政策解读（2026年7月31日）；国家发改委发改价格〔2026〕1077号、发改价格规〔2025〕1490号；2026年西藏自治区政府工作报告；《西藏自治区国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》；新华网西藏频道（2026年5月27日）；科技日报（2026年7月21日）；人民日报（2025年9月17日）；央视网（2025年9月16日）；西藏日报（2026年5月19日）；中国金融新闻网（2025年7月28日）；拉萨市市场监管局、发改委转供电规范公告（2026年4月）；水电水利规划设计总院公开报告。市场规模情景、利润池结构与部分CR口径为本文推演，已在文中逐处标注。

观点仅供参考，不构成投资建议。