上海
7月13日，华泰证券最新研报指出，本轮输配电价第四监管周期调整呈现“压高抬低、降损稳基”的结构性特征，本质上是“准许成本+合理收益”监管框架下，电网效率红利向高压大用户和跨省绿电外送场景倾斜的政策安排。全国层面看，两部制电量电价全档位下行（1~10kV至220kV+降幅2.6%~7.6%）、线损率全面优化（加权平均下降0.46pp）、基本电费保持稳定（±1%以内），三者叠加为大工业用户打开了“输配电量电价+线损”双重降本窗口；而单一制中低压微涨（1.0%~1.6%）则对分布式工商业储能构成轻微成本压力。多数区域电网上调电量电价核心是回收新建特高压成本，而多数省级送出输电电价下降则是运营进入成熟期、让利给省间交易，整体上三北地区以及四川、云南的外送电落地电价竞争力有所增强，有助于促进新能源跨省消纳。我们判断，本轮调价利好跨省新能源外送、高压侧储能。
输配电量电价分化、基本电费稳定、省内线损率全面下降
单一制中，三档低压全国加权均价分别上涨1.6%、1.2%和1.0%，压缩工商业储能峰谷套利空间；110kV/220kV+档下降1.7%/17.7%，利好高压侧大型储能。两部制则全档下行、降幅从2.6%递增至7.6%，过网成本降低。基本电费保持高度稳定，需量/容量电价在1~10kV至220kV+四档变动全部控制在±1%以内。省内上网环节线损率全面下降，全国加权平均从4.16%降至3.70%；在“准许成本+合理收益”监管框架下，电网效率提升直接转化为用户端降费，线损作为“隐性过网成本”的减少，对储能充放电效率和绿电外送经济性均构成直接利好。
三北地区跨省跨区外送电落地电价竞争力增强
跨省跨区外送电的落地电价可以粗略等于上网电价+含线损送出省市输电价格+含线损区域电网输电价格。第四监管周期与第三监管周期对比，1）含线损送出省市输电价格：京/津/鲁/沪/苏/浙/皖/粤/琼新增明确送出省输电价格按3分/千瓦时执行，不计线损；其余省（市）中，除黔/宁分别上调1.8%/36.6%至3.05/2.51分/千瓦时，冀/赣/藏同比持平外，剩余省份均有所下调，其中陇/川的下调幅度超过25%。2）含线损区域电网输电价格：西北电量电价下调15%，华北/华东/华中/东北上调32%/23%/15%/1%。3）外送落地电价：我们测算外送多数省份的落地电价均有所下降，四川和云南有望下降3-5%。
对储能IRR的影响呈“结构分化、整体温和”特征
由于用户侧储能多以单一制电价结算，而中低压档位（不满1kV~35kV）全国加权平均上涨1.0%~1.6%，将直接压缩峰谷套利空间，尤其是山西（+15%~20%）、冀北（+6%~13%）、安徽（+11%）和河北（+6%~10%）区域电网上涨压力较大。但线损率下降可部分对冲这一影响——以每度电线损费用约0.003~0.005元估算，线损降本可抵消约0.001~0.002元/度的输配电价涨幅。对于接入220kV+的高压储能项目，电量电价下降叠加线损率下降，IRR或将得到提振。需特别注意的是，山西中低压单一制逆势上涨且幅度全国第一，当地储能项目过网成本上升压力远高于全国平均水平。
对绿电直连的影响呈“间接敏感、负荷率主导”特征
绿电直连的自发自用部分可减免输配电价电量部分和公共电网线损费，但基本电费、系统备用费和政府性基金通常仍需缴纳；因此第四周期两部制电量电价和线损率下降，对绿电直连并非直接降本，而是压缩了电网购电的对比基准。高压侧大型绿电直连项目若采用两部制，其经济性关键取决于用户侧负荷率与省内平均水平的对比：负荷率高于平均时，基本电费摊薄使“绿电协议价+基本电费”组合优于电网购电；负荷率低于平均时，两部制固定成本摊薄不足，直连经济性受抑。上海、蒙东、冀北等高压降幅大省，高负荷率用户的绿电直连项目相对更加受益。
投资建议
我们判断，本轮调价利好高压侧集中式储能、跨省新能源外送两大场景，对绿电直连影响较为间接，对中低压分布式储能的影响中性偏空。跨省新能源外送“输配电量电价+线损”双重降本；高压侧集中式储能充放电过网成本显著降低。
风险提示：政策执行节奏不及预期；新能源利用小时数不及预期；外送通道建设进度不及预期；电网资本开支增速不及预期。
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