要点一：输配电价与发电价彻底分离。自2015年电改9号文以来，输配电价已从过去的“购销差价”模式转变为“准许成本+合理收益”的独立核定机制。2026年，这一分离已成为电力市场定价的基石，直接决定了电网企业的盈利模式从“赚差价”转向“收过路费”。
要点二：省级电网输配电价实行“两部制”。即电度电价和基本电价并行。电度电价按实际用电量计算，基本电价则按用户变压器容量或最大需量收取，反映了电网的固定成本分摊逻辑。从业者需关注各省最新的输配电价表，尤其是大工业用户的基本电价调整。
要点三：交叉补贴的逐步厘清与显性化。长期以来，居民、农业用电享受的低电价，其成本实际由工商业用户承担。2026年的改革重点在于将这部分交叉补贴从输配电价中剥离并单独列示，为未来居民阶梯电价的市场化调整铺路。
要点四：分电压等级核定成为常态。不同电压等级的用户接入电网的成本差异显著。改革后，110kV、35kV、10kV等不同电压等级的输配电价差异进一步拉大，高电压等级用户电价更低，有效引导用户合理选择接入电压，优化电网投资。
要点五：区域电网与专项工程输电价格独立核算。跨省跨区的特高压、超高压输电通道，其输电价格不再“一刀切”地摊入省级电网，而是单独核定。这直接影响了跨省电力交易的成本核算，是电力现货市场与辅助服务市场定价的重要参数。
要点六：输配电价监管周期明确为三年。国家发改委每三年核定并公布一次省级电网输配电价，期间可根据成本监审结果进行微调。这一周期为电力设备供应商和用电企业提供了稳定的政策预期，便于制定长期投资与用电规划。
要点七：增量配电网的输配电价机制逐步完善。随着增量配电改革试点推进，增量配电网的输配电价实行“保底+激励”模式。其与省级电网的结算电价、对终端用户的销售电价，均需在政府指导下形成，成为市场化售电主体的核心盈利点。
要点八：输配电价中的“线损率”成为关键考核指标。改革要求电网企业公布并考核综合线损率、分电压等级线损率。实际线损率低于核定标准的部分，电网企业可分享收益；超出部分则自行承担。这倒逼电网企业加大智能化改造与运维投入。
要点九：辅助服务费用与输配电价的关系进一步明确。为保障电力系统安全稳定运行，调频、调峰、备用等辅助服务成本，正从输配电价中逐步分离，形成独立的辅助服务市场。2026年，辅助服务费用已通过市场化竞价形成，不再简单摊入输配电价。
要点十：市场化用户与电网企业的结算规则更加透明。所有市场化交易的电量，其输配电价均执行政府公布的标准，不再与发电侧电价捆绑。用户可通过售电公司或直接与发电企业交易，输配电价作为“过网费”单独结算，大幅提升了价格信号的真实性与有效性。