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“7月10日，国家发展改革委正式印发《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），明确自2026年8月1日起执行新一轮输配电价体系。
这不是一次普通的价格调整，而是我国“管住中间、放开两头”电力体制改革的又一制度化落地。作为自然垄断环节的核心定价规则，输配电价是整个电力系统的价格“骨架”，其每一轮迭代都将传导至发电、电网、用户全链条，对正处于高速发展期的新型储能产业，更具有底层逻辑层面的深远影响。”
一、四轮周期迭代：输配电监管从试点走向成熟定型
自2015年电力体制改革启动输配电价改革以来，我国已历经四轮监管周期，监管体系从局部试点走向全国覆盖，从粗放核定走向精细化约束。本轮定价的核心依据，是2025年修订印发的四项核心办法——输配电定价成本监审、省级电网输配电价定价、区域电网输电价格定价、跨省跨区专项工程输电价格定价，构建了“成本监审为基础、分级定价为框架”的完整制度闭环。
从本次通知来看，第四监管周期释放了两大明确信号：
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全口径价格落地，层级体系更完整
本次同步核定省级电网输配电价与区域电网输电价格，覆盖国家电网、南方电网、内蒙古电力三大主体，实现了从省内输配到区域输电的全口径价格核定，进一步打通了省内消纳与跨省跨区交易的价格传导链条。
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动态监管升级，成本约束刚性增强
通知明确要求，电网企业需每年5月底前向价格主管部门报送各电压等级资产、费用、输配售电量、线损率、投资进度等全维度基础数据。这标志着输配电价监管从“一核定三年”的静态模式，转向“周期核定+年度监测”的动态常态化监管，对准许成本的约束力度显著提升。
二、传导逻辑：输配电价如何重塑储能的收益地盘
输配电价是终端电价的核心组成部分，也是电力市场交易的“底座成本”。其规则与水平的确定，将从三个维度深刻影响储能产业的商业模式与收益空间。
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用户侧储能：锁定价差预期，推动从政策驱动转向收益驱动
工商业终端电价由电能量价格、输配电价、政府性基金及附加三部分构成，峰谷价差是用户侧储能的核心收益来源。
本轮输配电价的明确核定，相当于锁定了终端电价中的固定成本部分，大幅降低了因输配电价调整导致峰谷价差收窄的政策不确定性。对于依赖长周期回收成本的储能项目而言，稳定可预期的电价信号，直接提升了投资测算的可信度与项目的抗风险能力。
与此同时，分电压等级的差异化输配电价体系，将进一步细化不同接入等级项目的收益结构。高压侧大工业储能与低压侧工商业储能的成本、套利基数将出现更清晰的分化，倒逼行业从“广撒网”式开发转向精准布局，针对高电价、大价差的场景做深度优化。
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新能源配套储能：疏通跨区消纳，放大系统价值
我国能源资源与负荷中心逆向分布的基本格局，决定了跨省跨区输电是新能源消纳的核心路径。区域电网输电价格的清晰核定，解决了长期以来跨省交易中输电成本不透明、预期不稳定的痛点，有利于扩大跨省跨区电力交易规模，提升新能源大基地的消纳空间。
对于配套新能源大基地的共享储能而言，跨区交易的顺畅意味着储能的调峰价值、外送支撑价值可以更充分地兑现。西北、华北等新能源富集地区的共享储能项目，收益模式将从“本地消纳单支撑”向“本地+跨区双支撑”升级，盈利稳定性与长期价值将得到显著提升。
三、区域分化：省级差异下的结构性市场机会
受电网资产规模、负荷密度、电源结构、线损水平等因素影响，各省输配电价水平必然呈现显著的区域差异，也将推动国内储能市场的区域格局进一步分化。
东部负荷中心省份：工商业用电体量庞大、电价水平较高，是用户侧储能的核心主战场。输配电价落地将稳定工商业电价预期，工业园区、商业综合体、数据中心等高耗能场景的分布式储能与用户侧共享储能需求，有望进入加速释放期。
西北新能源外送省份：新能源装机占比高、外送需求刚性强，区域输电价格的核定直接利好跨区电力交易。配套大基地的共享储能、电网侧储能将迎来明确的发展机遇，储能的系统支撑价值将成为核心竞争力。
电力现货试点省份：输配电价的清晰化将进一步激活现货市场的价格信号，储能参与现货交易的套利空间与策略灵活性将显著提升，具备专业交易运营能力的企业将获得先发优势。
图: 广东省及深圳电网输配电价表（其他省级电网输配电价表见下方原文链接）
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