输配电价第四监管周期新规8月1日全国落地

2026年7月10日，国家发改委印发第四监管周期输配电价新规（发改价格〔2026〕1077号），8月1日起全国实施，执行至2029年7月31日。新规以两部制电价为核心，重塑电网盈利逻辑，对工商业用电及综合能源服务产生深远影响。

一、政策出台背景

2025年11月，国家发改委修订出台新版《省级电网输配电价定价办法》等四份配套文件，于2026年1月1日起施行，有效期10年。这标志着我国输配电价改革进入第四监管周期，为后续具体定价方案奠定顶层制度框架。

在此框架下，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）。文件明确新规自8月1日起在全国范围内落地实施，执行周期延续至2029年7月31日，覆盖未来三年电网运营周期。

近年来，光伏、风电等新能源装机大批量落地，发电波动性显著加剧。传统输配电价模式下，电网收入高度依赖售电量，备用设备长期闲置却无法获得合理成本补偿，亟需通过制度调整予以解决。本次改革正是在这一背景下推进。

本次新规的核心变化在于全面推行两部制电价。电网收益由过去单一依靠售电收入，调整为容量收益与电量收益共同核算。从各省核定结果看，大部分省份电量电价有所下调，容量电价和需量电价适度提高，总体呈现"电量降、容量升"的结构特征。

盈利逻辑随之重塑。过往模式下，电网输送电量越多收入越高，新规将电网建设投入规模、设备维护情况、供电保障能力作为核定收益的核心标准。这意味着电网企业的收入不再与售电量简单挂钩，而是更充分地反映电网资产投入与供电保障的实际价值。

从新能源消纳角度看，两部制电价机制有效解决了备用设备成本补偿问题。新能源发电具有间歇性和波动性，电网需长期保持足够的备用容量以保障供电安全。新规使这部分固定成本通过容量电价获得合理回收，有助于提升电网对新能源的消纳支撑能力。

新规实施后，工商业群体用电开支将出现结构性变动。用电量较大的企业可能受益于电量电价下调，日常用电成本有望降低。但同时需密切关注容量电价和需量电价的变化，合理评估自身用电容量申报水平。

对于用电负荷波动较大或容量利用率偏低的企业，容量电价上升可能部分抵消电量电价下调带来的收益。因此，工商业用户需要更加重视用电容量管理，优化申报策略，避免容量闲置造成不必要的电费支出。

两部制电价的落地，推动工商业用户从单纯关注电量成本，转向更精细化的用电容量管理和峰谷用电优化。这一转变显著提升了虚拟电厂、需求响应、储能配置等能源管理服务的市场价值。

虚拟电厂可通过聚合分散负荷资源，帮助工商业用户在容量电价机制下优化用电负荷曲线，降低容量费用支出。储能系统则能够在用电低谷时段充电、高峰时段放电，有效削减需量峰值，为用户节约容量电费的同时参与电力市场获取收益。

电力交易服务同样面临新机遇。输配电价结构调整后，工商业用户参与电力市场化交易的电费核算方式相应变化，专业化的电力交易服务可帮助用户降低用电成本、优化电费结构，充分释放改革红利。

整体来看，第四监管周期输配电价改革为综合能源服务行业打开了结构性增长空间。具备电力交易、虚拟电厂、储能及运维全链条服务能力的企业，将更有效地帮助工商业用户应对电价机制调整带来的机遇与挑战。