电网“过路费”新规下月执行：满负荷大工业成赢家，“占着不用”企业成本要涨

界面新闻记者 | 席菁华

全国电网“过路费”迎来新一轮价格调整。

7月10日，国家发展改革委发布《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》（下称“第四监管周期”），该通知自2026年8月1日起执行，监管周期为三年。

输配电价俗称电网“过路费”，既是电网公司的主要收入来源，也是电力市场关键的价格杠杆，构成工商业终端电价的核心组成部分。

本次定价是2025年11月新版输配电定价、成本监审配套办法出台后的首个完整监管周期定价，延续输配电价改革“准许成本+合理收益”核心框架。仅调整工商业输配电成本结构，居民生活、农业生产用电目录销售电价维持原有标准不变。

华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利向界面新闻表示，第四监管周期总体延续既有定价框架，在有效资产认定、成本参数核定、区域电网费用分摊和新业态定价等方面做出细化完善。

在他看来，本轮改革的重点并非简单压低或推高电价，而是推动成本约束、容量责任、电网功能价值在定价机制中充分显性化，进一步提升成本分摊的透明度与合理性。

对比第三监管周期，本轮调价呈现三大变化。

两部制电价结构调整：电量电价下调，容（需）量电价上涨

第四监管周期调整了两部制电价结构。

两部制电价指电力企业向用户收取的电费包括两部分：电量电价按用户的际用电量收取费用，与用户用了多少电直接相关；容（需）量电价按用户占用的电网容量收取的费用，与实际用电量无关，属于固定基本电费。

对比第三监管周期，多数省份电量电价有所下调，容（需）电价小幅上调。

电量电价方面，全国约20个省级电网电量电价下调，降幅普遍在5%以内。以1-10kV两部制电价为例，长三角负荷密集区域电价降幅靠前，降幅前三的分别为上海、蒙东、安徽，每千瓦时分别下调20.4%、9.24%、7.28%，仅东北、冀北、西北等少数地区微涨。

容量/需量电价稳中有升，上调幅度在3%-5%左右。仍以1-10kV两部制电价为例，需量电价方面，32个省市中16个省市不变，12个省市上调，其余下调；容量电价15个省市不变、13个省市上调。海南涨幅全国领先，上海、陕西紧随其后。

第四监管周期通过“一降一升”，实现从“按量收费”向“按容收费”偏向的结构优化。

容（需）量电价上调意味着“少用多占”的用电户要为闲置资源多付费。据光大证券研报分析，这旨在利用价格信号引导资源高效配置，提高电网资产的利用效率，避免电网容量闲置。

王永利向界面新闻解释，这一组合调整，可以理解为价格结构更加重视用户对电网容量的占用程度。适当提高容量费用权重，有助于使成本分担更加接近电网实际成本结构。

界面新闻梳理发现，220kV及以上高压大工业档位两部制电量电价下调的省市数量更多、降幅更大。电压等级越低，电量电价降幅越小。

这意味着，高电压等级又连续生产的大工业用户的单位电量“过路费”更便宜，成为本轮调价的直接受益群体。但负荷率偏低、长期闲置变压器容量的工商业用户，综合电费存在上行压力。

“季节性、间歇性生产以及存在‘大马拉小车’现象的企业，单位用电成本可能上升。充换电设施、商业综合体、冷链等峰值明显的主体，需要加强需量控制。”王永利补充道。

他表示，这一价格结构将推动企业用能管理由单纯节约电量，进一步延伸至削减峰值和提高负荷率。企业可通过调整生产排程、优化变压器容量、配置储能和实施柔性负荷管理控制需量。

线损费用单独列示，线损率全面下调

本轮核定结果显示，全国34个省级电网中，28省线损率下调、6省持平，无一地核定线损标准上调；新疆、吉林、天津降幅位列前三，分别下降3.12%、1.86%、1.55%。全国供电量加权平均线损率由第三监管周期4.16%降至3.7%。

值得一提的是，此前线路输电产生的损耗成本打包计入输配电价，用户无法区分电网设施折旧运维成本与输电损耗成本。第四监管周期明确将线损费用从输配电定价成本中剥离、单独列示，让电价构成一目了然，倒逼电网企业降低线路损耗。

线损率的整体回落，直观反映出电网运行效率的提升。

将线损费用从输配电价中单列，拆分电网运维成本与输电损耗成本，并设置刚性考核，可以压缩电网的不合理成本转嫁空间，将损耗压降带来的成本红利直接传导至工商业用户。

王永利告诉界面新闻，这意味着线损率对电网经营形成的效率约束进一步增强，“用户承担的线损费用将更多按照核定标准计算，而不是由实际损耗水平无边界地向终端传导。”他解释称。

对于工商业用户而言，在购电价格和用电规模相对稳定的情况下，核定线损率下降有助于降低线损费用，王永利认为，其更重要的意义，是将电能采购成本与电网运行效率进一步区分，使费用构成更加透明。

对于电网企业而言，核定线损率可以理解为线损成本向用户传导的重要边界。实际线损高于核定水平时形成经营压力，反之则有助于释放管理效益。

“这会促使电网企业加强分电压等级、分区域和分台区管理，推进老旧高损设备改造、无功优化、经济调度、计量治理以及异常用电识别。”王永利说。

区域电价“东升西降”，利好新能源大发展

六大区域电网输电价格呈现“负荷中心上调、能源基地下调”的涨跌分化态势。

除西北区域电网电量电价下调0.21分/千瓦时外，华北、华东、华中、东北区域分别上调0.26分/千瓦时、0.17分/千瓦时、0.34分/千瓦时、0.01分/千瓦时。

五大区域中，华中区域上调幅度最大，以2.56分/千瓦时的电量电价居于榜首；东北调整幅度最小。

王永利分析称，华北、华中区域价格上调，与区域主网架投资、运维成本、互济功能以及交易电量变化等多重因素有关；西北价格下降，则与跨省输电规模扩大、网络利用效率提高和固定成本被更多交易电量摊薄有关。

中国能源资源呈现“西部富集风光水电、中东部集中用电负荷”逆向分布特征，本次区域电价分化与这一格局相适配。

华中地区包含河南、湖北、湖南、江西四省，本地风光资源稀缺、火电新增空间有限，用电需求增速持续高于省内电源投产速度，长期依靠西北、西南、华北跨区输电保供。跨区特高压通道密集投产，基建投资形成刚性成本摊销。

同时，华中电网是全国电网的“十字路口”，西部风光、西南水电、华北火电、华东富余电力均经华中枢纽中转交换，承担全国跨区电力互济核心功能，带来更高系统调度、稳定控制运维成本，进一步抬升成本水平。

西北作为全国核心清洁能源基地，风光外送电量持续走高，特高压通道满负荷运行摊薄单位固定输电成本，因此实现电量电价下调，具备吸引高耗能产业向西布局的价格优势，成为调节区域产业布局、平衡东西发展的重要杠杆。

“本轮输配电价改革与‘十五五’时期东西部能源供需格局的变化高度相关。”绿色和平气候与能源项目主任顾鑫涔向界面新闻表示，“东升西降”的定价机制有助于降低西部绿电跨省外送的交易成本，提升跨区输电通道的利用效率，同时也体现了东中部地区对跨区保供和绿色转型成本的合理承担。

长江证券分析认为，在“十五五”强调新型电力系统建设、绿电直连、零碳园区、算力中心和高载能产业向可再生能源资源富集地区转移的背景下，终端输配电成本下降将提升用户参与中长期交易、现货交易、绿电交易和绿电直连的积极性，也有助于缓解新能源消纳压力。

针对市场关心的弃风弃光缓解问题，王永利认为，西北区域输电价格下调有助于降低新能源汇集和省间交易的部分边际成本，改善外送电的综合竞争力，扩大新能源在中长期、绿电和现货交易中的成交空间。但弃风弃光能否缓解，还取决于外送通道容量、受端调节能力、市场交易时序和省间协调机制，不能仅依靠输电价调整解决。

王永利认为，对智能微电网、绿电直连和零碳园区而言，较为清晰的容量责任有助于开展电源、负荷、储能和内部网络的一体化规划。园区可通过聚合不同企业负荷，形成更稳定的用电曲线，并开展绿电匹配、储能调度和市场交易。长期看，能够减少系统扩容需求、提高新能源消纳和主动参与市场调节的企业，能获得更明显的成本优势。

“对全国统一电力市场而言，更重要的是各区域按照相对统一的成本监审和定价规则形成价格，使用电户能够比较电能价格、输电费用和线损成本，减少不透明的过网收费。”王永利表示，“未来若进一步强化价格公开、容量分摊和通道利用信息披露，将有助于促进跨省交易和资源更大范围配置。”

2014年，中国启动新一轮电力体制改革，确立“管住中间、放开两头”改革思路。十余年间，输配电价改革以三年为一个核价监管周期，已完成三轮完整的监管周期。

第一、二监管周期初步建立独立输配电价体系，颠覆电网传统购售电差价盈利模式，建立起独立公允的输配电价核定体系；2023年落地的第三监管周期终结“价差倒推定价”模式，实现了输配电价与购销价差的彻底脱钩，斩断电网“多售电、多获利”的盈利惯性，标志着输配电价改革迈出了里程碑式的一步。