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第四监管周期输配电价落地：电力现货市场价格机制如何破题

中国能源产业发展网发布时间：

2026-07-29 09:42

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

2026年7月10日，国家发改委正式发布《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》，核定新一轮省级电网输配电价及区域电网输电价格，明确自2026年8月1日起执行。这是继2023年第三监管周期输配电价改革实现"管住中间、放开两头"的制度性突破之后，输配电价体系迎来的又一次系统性重校。从第一监管周期（2017-2019）的"建机制"，到第二周期（2020-2022）的"强监管"，再到第三周期（2023-2025）的"全放开"，输配电价改革已走过近十年历程。如今第四监管周期落地之际，一个更具挑战性的命题浮出水面：输配电价体系的重构，将如何重塑电力现货市场的价格传导机制？

要理解这一命题，首先需要回看输配电价改革的数据轨迹。第一监管周期（2017-2019年），全国平均输配电价为0.189元/千瓦时，彼时的主要任务是厘清电网输配环节成本，建立独立的输配电价体系。第二监管周期（2020-2022年），通过首轮输配电成本监审，全国平均输配电价降至0.172元/千瓦时，降幅约9.0%，累计核减不合理输配电成本约1280亿元。第三监管周期（2023-2025年）进一步深化，在完成第二轮成本监审后，省级电网平均输配电价降至0.158元/千瓦时，较第二周期再降8.1%。三个周期累计，全国平均输配电价从0.189元降至0.158元，累计降幅达16.4%。与此同步的是，市场化交易电量占比从2017年的26.5%跃升至2025年的61.3%，增长了近35个百分点。

第四监管周期的特殊性在于：它是在电力现货市场从"试点破冰"走向"全国铺开"的关键窗口期落地的。截至2026年6月，全国已有23个省（区、市）开展电力现货市场试运行，其中广东、山西、山东、甘肃、蒙西、浙江、四川、福建等8个地区已转入正式运行。2025年全国电力现货市场累计成交电量达到1.28万亿千瓦时，同比增长41.2%，占市场化交易电量的比重从2024年的14.7%提升至19.5%。在这一背景下，输配电价的每一次调整，都直接关系到发电侧与用户侧之间的价差空间——而这个价差，恰恰是现货市场价格信号的"传导带宽"。

从数据上看，输配电价对现货市场的约束效应已清晰显现。以第一批现货试点省份为例：广东电力现货市场2025年日均价差（日前市场最高价与最低价之差）为0.326元/千瓦时，而同一时期广东省级电网输配电价（含线损）为0.165元/千瓦时，输配电价占价差空间的50.6%。山东2025年现货市场日均价差为0.287元/千瓦时，其输配电价为0.148元/千瓦时，占比51.6%。这意味着，在当前现货市场格局下，输配电价几乎"吃掉"了一半以上的价差空间。如果输配电价在第四监管周期进一步调整——特别是不同电压等级之间的价差结构调整——现货市场的价格信号能否更准确、更灵敏地向两端传导，将成为检验新一轮电价改革成效的核心标尺。

第四监管周期输配电价一个备受关注的调整方向，是进一步拉大各电压等级之间的价差。根据第三监管周期的经验，1-10千伏、35千伏、110千伏、220千伏四个电压等级的输配电价之比约为1:0.78:0.55:0.38。第四监管周期若将这一比例调整至1:0.72:0.48:0.30——即进一步体现高电压等级用户的网络使用成本优势——将直接放大现货市场中不同电压等级用户的购电成本差异。以大工业用户为例，若某220千伏接入的钢铁企业年用电量约50亿千瓦时，输配电价每降低0.01元/千瓦时，年购电成本可减少5000万元。这对于现货市场中以边际成本报价的发电机组而言，意味着用户侧的购电意愿和弹性空间将被进一步打开，现货价格的市场化程度有望得到实质性提升。

另一个关键变量是区域电网输电价格的调整。第四监管周期同步核定了区域电网输电价格，这直接关系到跨省跨区电力交易的成本结构。数据显示，2025年全国跨省跨区交易电量达到1.68万亿千瓦时，占全社会用电量的16.9%，其中通过区域电网输送的电量约占总跨省电量的62%。在第三监管周期中，华北、华东、华中、东北、西北、西南六大区域电网的平均输电价格为0.062元/千瓦时。若第四监管周期区域输电价格下调5%-8%，以每年跨区交易1.7万亿千瓦时计算，将为电力用户释放约53亿至85亿元的降价红利。更重要的是，区域输电价格的下降将降低跨省现货交易的"摩擦成本"，推动省间电力余缺互济更高效地运行——而这正是现货市场发挥资源优化配置功能的基础前提。

从国际比较视角来看，中国输配电价占终端电价比重仍有优化空间。根据IEA数据，2024年美国PJM市场的输配电成本占终端电价比重约为28%-32%，欧洲主要国家（德国、法国、英国）约为35%-40%，而中国目前约为42%-48%（不同省份差异较大）。中国输配电价占比偏高的原因，一方面源于电网基础设施仍处于大规模投资期——"十五五"期间电网投资预计将达5万亿元以上，较"十四五"的约3.8万亿元增长超过30%——另一方面也反映出输配电成本分摊机制仍有精细化空间。第四监管周期核价过程中，价格主管部门已明确要求将电网投资效率、资产利用率等指标纳入核价考量，这标志着输配电价监管从"成本覆盖型"向"效率激励型"转变。

综合而言，第四监管周期输配电价的落地执行，不仅是一次电价水平的周期性校准，更是对电力现货市场"价格发现"功能的一次系统测试。随着输配电价在总电价中的占比逐步优化、各电压等级价差进一步拉开、区域输电价格稳步下调，现货市场中"电能量价格+输配电价+政府性基金及附加"的三段式结构将更加清晰透明。对于发电企业而言，这意味着现货报价策略需要从"揣摩电网通道费"转向"精准锚定节点边际电价"；对于售电公司和电力用户，则意味着购电成本结构更加可预测，现货市场价格信号的引导作用将从"有没有"进化到"准不准"。8月1日输配电价新周期的开启，将为中国电力市场化改革写下新的注脚。

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

马行川