日前，国家发展改革委发布《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》《跨省跨区项工程输电价格定价办法》4项输配电定价办法(以下简称《办法》)，这意味着我国开启了四监管周期输配电价改革。

自2014年新一轮输配电价改革开启以来，在“管住中间、放开两头”的改革理念下，输配电价从原来的“购销差价”逐步过渡到“过网费”(即“准许成本+理收益”)定价原则。此轮输配电价改革旨在构建更加科学透明高的电价监管体系，提升电力交易市场化水平，为建设全国统一电力市场、推动能源绿低碳转型、促进新能源高质量发展奠定坚实基础。

厘清规则

《办法》从成本监审、省级定价、区域定价到跨省区项工程定价等多个层面入手，进一步细化输配电价核算规则，对电网企业定价口径作出规范，厘清了“理成本”与“非要支出”，给用户释放了更清晰的价格信号，让电力价格“看得懂、算得清”。

明确“理成本”范畴。《办法》应纳尽纳理成本，将电网企业提供输配电服务过程中的折旧费、运行维护费，包括管廊使用费、企业依法缴纳的环境保护税、水资源税等纳入定价范畴。

厘清“非要支出”边界。《办法》明确剔除与输配电业务无关或不符成本监审规定的费用等“非要支出”，包括电动汽车充换电服务等辅助业务成本，抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用，立核算的售电公司的成本费用以及其他与输配电业务无关的费用，避免交叉补贴和不理成本转嫁，确保输配电价“款用”，引导电网企业提高运营率和理配置资源，集中力量推进数智化坚强电网、跨省跨区输电通道等关键工程建设，提升电网对新能源的消纳能力及运行可靠，为新型电力系统建设筑牢硬件基础。

进一步完善费用核定标准。《办法》完善了电网企业贷款利率核定标准，明确按集团并口径平均融资成本核定电网企业贷款利率，以准确反映实际融资成本。同时优化了部分费用核定标准，明确材料费、修理费、管理类费用按监审期间费率水平核定。

一，黄金方面：昨日把握节奏相对差，早间先急跌后拉升出长下影K，午后提示留意前期红通道上轨反压点4225一线承压看压制回落，14点收了不错的饱满阳K，就多考虑了些因素，未及时执行计划而踏空一波；15点二次下探仍稳住4200上趋势通道下轨支撑，认为黄金可能存在4小时向上的一个诱多反抽再进行打压砸盘，因而4210上尝试先震荡看涨，计划4240下再看跌回落，结果欧盘直接慢跌向下失守4200关口；而欧盘弱，美盘则一般还有二次打压，依托4210短期下滑通道上轨，也是欧盘跌幅的618分割处看压制，结果市场先向上惯多诱多了些距离，终仍是承压红通道上轨反压点4230才来砸盘下跌，低4163，也是382分割位置；可以说，昨日从一开始的犹豫不上，就逐步踩进了市场所挖的坑，进行多空洗盘；慢一拍或快一拍都不行，要刚好踏准节奏，才能多空都可以抓，比如上周操作；

12月3日黄金晚间交易：4197多持有，带保本损持有张家口塑料管材设备价格，止损4197.5，止盈4226/4236/4246

☆发文有延时，终以实盘策略及现价单操作为主，请大家持续关注；

引导发展

《办法》进一步理顺了跨省跨区输电价格，使利用大电网平抑局部地区新能源波动成为经济可行的选择；通过容量电价等反映真实成本的价格信号，加速“源网荷储”一体化等新模式新业态商业化进程，塑料管材生产线激励能调节负荷的用户积参与需求侧响应。

促进新能源就地消纳。我国现行省级电网输配电价制定时，区分电压等级和用户类别，价格形式包括单一电量制和两部制。考虑到新能源就近消纳等新型主体的用电特明显区别于传统工商业用电，《办法》将其与工商业用电区分，单探索实行单一容量制电价，并加强全流程监管。通过核算分摊系统平衡成本，激励更多经营主体通过投资一体化项目完成自平衡，减少对大电网容量依赖。这样既有利于公平分摊输配电成本，推动新能源就近消纳理布局，也有望助力推动绿电直供、虚拟电厂、零碳园区等新模式新业态协同发展。

促进新能源跨省跨区交易。通过容量电价部分，提前锁定基本收益，既能保障电网基础设施固定成本回收，又能提升跨区输电通道利用率，有利于引导西部、北部地区丰富的风光资源更顺畅地输送至中东部负荷中心，促进我国电力资源在更大范围优化配置。

引导绿低碳转型。《办法》规定，当跨省区输电工程实际利用小时数过核定小时数时，出收益中的70%将项用于支持新能源跨省跨区外送。额收益共享机制将有利于激励新能源发电企业提高发电率、突破核定小时数限制，缓解部分地区弃电问题，引导能源行业朝绿低碳方向转型。

提升率

《办法》实施后，电网企业的盈利模式将发生改变，更多需要通过强化自我约束、严格控制运营成本、提高资产运营率等方式来获取理收益。电网企业将更多聚焦电力输送“通道”这一主营业务，集中力量推进数智化坚强电网、跨省跨区项输电通道等工程建设，致力精益运维、损耗控制、柔调度与服务能力提升，以更优质的输配电服务以及更高的运营率回应市场对“价格理”的期待。

发电企业能通过更清晰的输配电价机制及价格信号，测算“上网—输配—销售”全链条成本，从而在电力交易中制定更具竞争力的策略。售电公司能更清晰地拆分成本、设计套餐，为用户提供更有个化的用电方案、增值服务和创新产品，在更为灵活、更具市场化特征的环境中谋求发展。储能行业则将告别“政策兜底”时代，围绕响应速度、可用等展开市场竞争，通过可计量、可结算的辅助服务获取市场收益。

电话：0316--3233399

工商业用户在迎来更复杂电价的同时，有望获得更具弹的用电成本，根据市场定价优化用电行为、参与需求侧响应。尤其是高耗能企业，可通过参与电力市场化交易、优化用电时段等方式降低成本。

值得关注的是，此次修订不会动摇居民、农业等民生域的电价保障，而是通过市场化手段优化工业、商业等域的电价结构，推动电力行业朝高、低碳方向发展。

从供给侧看，《办法》通过科学核定输电成本，确保绿电力被优先调度，且以更经济、更顺畅的方式融入系统，替代化石能源发电。在省级电网输配电价定价办法中，次提出通过探索实行单一容量制电价，推动电网企业创新服务模式，通过差异化定价方式促进分布式市场成熟与商业模式多元化发展。

从需求侧看，《办法》向终端用户传导更为精细、更能反映实际成本的电价，推动全社会节能提。当用户清晰看到其在高峰时段用电带来的高昂成本时，将会有更强的动力投资更节能的设备、优化其生产工艺，采用更智能化的能源管理系统，为节能降碳作出更多贡献。

电网企业需调整优化投资方向张家口塑料管材设备价格，将资金更多投向主网强化、配网升级及智能化改造，其运营模式也面临转型，需从依靠资产规模扩张转向提升运行率和服务水平。储能不再是单纯的“并网门槛”，新能源发电企业需重新评估配套储能的经济与运营策略，通过峰谷价差套利、提供辅助服务等方式，创造实际收益。风光氢储一体化、多能互补、综开发等新模式新业态或成为提升项目经济的重要路径。电力用户需进一步提升用电精细化管理水平，理调整生产排班、优化用电曲线，实现用电成本节约和市场服务收益。