第四监管周期输配电价体系正式落地，电价监管步入精细化、透明化新阶段。2026年7月8日，国家发改委印发《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），核定新一轮监管周期省级电网输配电价及区域电网输电价格，将于2026年8月1日起执行。从省级电网输配电价的结构上看与第三监管周期变化不大，居民生活、农业生产用电继续执行现行的目录销售电价政策，工商业用户执行按电压等级分类的两部制；在一些细节上则进行了优化：一是电压等级更加细化，多数省份新增"不满1kV"档位，强化了不同接入等级用户的差异；二是外送输电价格的完善，第三监管周期各个省份政策的表述不统一且只设定了价格上限，“1077号文”实现了全面规范，以统一的格式明确规定了具体的输电价格和线损率。
　　第四监管周期省级输配电价整体呈现"电量电价下调、容需量电价上调"的结构性特征，旨在通过价格信号重配资源。省级输配电价维度下，第三监管周期与第四监管周期变化主要体现在：1）绝大多数省份第四监管周期省内综合线损率小幅下调；2）绝大多数省份第四监管周期两部制电价中，电量电价下调。以10kV两部制电价用户为例，省级电网输配电量电价出现了整体性下调，仅东北、冀北、西北等少数地区微涨；3）绝大多数省份第四监管周期两部制电价中，容量电价小幅上调/持平。多数省份容量电价小幅上涨1元/kVA月左右，仅山西、浙江、安徽、贵州、云南下调，江苏、黑龙江、蒙东、蒙西等地持平。两部制电量电价下调，容需量电费的上调，是一次系统性的机制优化。电量电价的降低相当于降低了度电输配的边际成本，减轻高负荷主体的负担；容/需量电价与用户申请的变压器容量或最大需量挂钩，是固定成本。提高“容/需量电价”，意味着用户需要为占用的电网容量支付更高的固定费用。两部制电价的变化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；对于负荷率高的用户，总电费可能下降；而对于那些申请较大容量但实际用电很少的用户，电费可能上涨。
　　区域电网输电价格地域分化显著，反映区域的用电供需特征、促进新能源消纳。区域输配电价维度下，第三监管周期与第四监管周期变化主要体现在：1）区域跨省输电由“按输送电量收费”改为电量电价+容量电价模式；2）华中电网、华北电网、华东电网显著上涨，东北电网微涨，西北电网大幅下调；3）省级分摊容量电价方面，第四周期因成本监审收紧、无关资产剥离，全国16个地区容量电价下调，1个省份持平，京津冀、华中、西北、东北区域9个地区上涨。华中、华北、华东区域是全国负荷中心，电力需求集中。这些地区的电量电价显著上涨，反映区域依赖跨省跨区外来电，催生特高压建设需求，这部分成本需要通过区域电量电价来回收。西北区域是我国重要的能源基地，区域电量电价的大幅下调（第四较第三监管周期变动-15%），是促进新能源在更大范围内消纳的关键举措。
　　投资建议：“1077号文”依托2025年全新修订的四项定价办法制定，旨在提升绿电消纳、推进储能市场化（抽水蓄能电站、新型储能电站等不再计入输配电价）等，进而完善新型电力系统建设。相关方向包括提升绿电消纳的各类商业模式（源网荷储、绿电直连、零碳园区等）、网侧储能（目前退还/不征收输配电价）等。关注新型电力系统建设标的青达环保、国电南瑞、平高电气、南网储能、海博思创、金开新能、大唐新能源。
　　风险分析：政策执行不及预期风险；电力现货市场建设不及预期风险；行业竞争加剧风险。