两部制输配电改革落地｜全国工商业电网成本重构

节能降碳三年行动印发｜新型电力系统建设路线明晰

保供中长期合同征求意见｜跨省跨区送电定价机制完善

国家发改委《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》

原有输配电价计价模式无法适配新型电力系统发展，工商业用户盲目申报大容量变压器长期闲置，持续占用公共电网网架资源；风光、储能、跨省外送项目缺乏差异化输配电计价规则，电网投资回收与资源错配矛盾凸显；单一电量制电价难以体现电网容量预留成本，负荷稳定企业与低效占用用户成本分摊不公，不利于引导用户优化用电、降低电网调峰压力，亟需通过两部制电价完成电网成本结构性重构。

文件7月10日正式发布，8月1日全国统一执行，居民、农业用电价格保持不变，仅针对高压工商业、大工业用户推行标准化两部制输配电价。电量输配电价全国20个工业省份下调5%以内，容量（需量）电价统一上调3%-5%；分区域差异化核定跨区输电价格，西北区域输电电价下调0.21分/千瓦时，华中、华北小幅上浮；单独建立储能、虚拟电厂、跨省新能源外送专项输配电定价规则；新增可靠性电价、跨区互济电价调节工具，要求电网企业按月归集用户报装容量、负荷、线损等数据，年度上报成本执行台账，强化容量占用考核约束。

旨在通过“电量降价、容量提价”的结构性调整，激励企业保持稳定满负荷用电，约束低效闲置电网容量行为，降低实体经济稳定生产用电成本；配套新能源、储能专属计价机制，完善新型市场主体输配电成本疏导渠道；建立全国统一、区域差异化的输配电监管体系，理顺电网投资回收路径，缓解风光大规模并网带来的网架资源供需矛盾，为容量电价、绿电交易、独立储能等配套政策提供价格底层支撑。

国家能源局《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》

十五五新型能源体系建设进入落地攻坚期，煤电能效参差不齐、新能源消纳配套调节资源不足，各领域节能降碳缺少三年量化落地目标；风光大基地、省间互济通道、长时储能建设节奏缺乏统一指引，传统能源清洁改造与新能源扩容衔接不畅；各地节能降碳考核无标准化执行框架，非化石能源占比提升、系统保供能力建设缺少分阶段实施路径，亟需出台专项行动方案统筹供给侧、电网侧、用户侧转型工作。

文件同步配套官方解读，设置六大专项实施专栏，明确2026-2028年非化石能源消费比重年均提升1个百分点；稳妥关停30万千瓦级以下低效煤电机组，推进60万千瓦机组节能升级改造，提升标杆能效煤电产能占比15个百分点；加快省间电力互济输电通道、6小时及以上长时独立储能布局，提升新能源就地与跨省消纳能力；全面推进工业、园区、算力负荷电能替代，推广虚拟电厂、柔性负荷聚合调节；建立年度节能降碳成效评估机制，将储能配套、绿电消纳、煤电改造纳入地方能源考核清单。

旨在形成“传统能源提效+新能源扩容+储能配套+负荷优化”协同转型路径，守住电力可靠保供底线的同时稳步推进双碳目标落地；补齐跨区输电、长时储能调节短板，大幅降低新能源弃风弃光率；统一全国能源转型量化考核标准，引导地方均衡布局调节型电源，构建安全稳定、低碳高效的新型电力系统运行体系。

国家发改委《能源保供中长期合同管理办法（试行）（征求意见稿）》

当前跨省跨区风光大基地外送缺少标准化中长期合同定价规则，送受双方送电权责、风险分摊无统一规范；部分省内中长期合同签约规模不足，无法对冲现货电价大幅波动风险；新能源、火电、储能参与保供中长期交易准入、履约考核规则分散，大型基地项目核准前送电价格协商流程缺失，中长期市场稳价、保供基础作用未能充分发挥，亟需出台全国统一管理办法规范交易秩序。

7月15日启动全社会意见征集，截止8月14日完成反馈收集；明确省内中长期合同签约量需覆盖供需双方上年基础用电量，保障基础供电稳定；规范跨省跨区风光基地送电流程，要求项目核准前送受双方协商确定中长期送电价格，遵循利益共享、风险共担原则；统一火电、风光、合规独立储能中长期合同准入标准，增设分类型履约偏差考核、违约补偿机制；建立中长期合同信息全量备案、动态监测体系，强化合同执行与电力现货市场联动。

旨在完善电力中长期市场顶层制度，打通风光大基地跨省外送合同定价堵点，稳定发电企业与工业用户长期收益预期；以刚性签约规模对冲现货电价波动，筑牢能源保供基本盘；统一全国中长期交易履约监管规则，推动“中长期为主、现货调节为辅”双层市场机制落地，提升全网电力供需平衡与价格稳定能力。