中國儲能網(wǎng)訊：近年來，隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)加速推進(jìn)，儲能在保障電網(wǎng)安全、促進(jìn)新能源消納、提升系統(tǒng)靈活性等方面的作用日益凸顯。
然而，輸電成本的合理界定與成本分?jǐn)傄约皟δ苁欠駪?yīng)納入輸配電成本，始終是政策制定與行業(yè)討論的焦點(diǎn)。
近日，發(fā)改委最新政策再次明確儲能不計入輸配電成本，這一界定不僅厘清了電網(wǎng)投資的邊界，也為儲能市場化發(fā)展釋放了關(guān)鍵信號。
政策邏輯：將儲能從電網(wǎng)公共成本中剝離
儲能不計入輸配電成本的政策設(shè)計，本質(zhì)上是電力市場化改革進(jìn)程中的結(jié)構(gòu)性調(diào)整。
根據(jù)國家發(fā)改委2019年印發(fā)的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，抽水蓄能電站、電儲能設(shè)施等明確被排除在輸配電定價成本之外。
這一制度安排的核心在于區(qū)分電網(wǎng)公共屬性與儲能市場屬性，即輸配電成本作為電力普遍服務(wù)的載體，需覆輸電線路、變電站等硬件設(shè)施的建設(shè)、運(yùn)維與折舊費(fèi)用，其價值在于實(shí)現(xiàn)電力在不同區(qū)域、不同時間的物理傳輸。
而儲能的核心作用是 “電力時空調(diào)節(jié)”，通過充電存儲低谷或富余電能、放電補(bǔ)充高峰用電缺口，解決風(fēng)電、光伏等可再生能源 “靠天吃飯” 的間歇性問題，本質(zhì)上屬于電力平衡資源，而非傳輸環(huán)節(jié)的配套設(shè)施。
將儲能納入輸電成本，不僅違背了二者功能屬性的差異，還會導(dǎo)致輸電成本核算口徑模糊，增加電力用戶的不合理負(fù)擔(dān)。
作為靈活調(diào)節(jié)資源，儲能成本應(yīng)通過市場化機(jī)制（如輔助服務(wù)市場、容量租賃、峰谷套利）實(shí)現(xiàn)價值閉環(huán)。
2025年9月8日，國家發(fā)改委發(fā)布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法（修訂征求意見稿）》進(jìn)一步強(qiáng)化了這一原則，明確新型儲能電站成本不得計入輸配電定價成本。
規(guī)定也延續(xù)了2021年以來的政策導(dǎo)向，進(jìn)一步強(qiáng)化了儲能作為“市場化資源”而非“自然壟斷環(huán)節(jié)”的屬性。
影響：倒逼儲能商業(yè)模式創(chuàng)新
過去，部分電網(wǎng)企業(yè)傾向于將儲能資產(chǎn)“打包”進(jìn)輸配電成本，一方面可規(guī)避市場競爭，另一方面也能通過電價回收投資。
這種模式雖短期內(nèi)降低了儲能項目的市場風(fēng)險，卻扭曲了價格信號，抑制了社會資本的投資積極性，甚至引發(fā)“重投資、輕運(yùn)營”的傾向。
儲能成本不計入輸配電價后，將對電網(wǎng)和儲能的運(yùn)營和發(fā)展模式產(chǎn)生重要影響。
對于電網(wǎng)企業(yè)而言，新規(guī)將避免電網(wǎng)企業(yè)將儲能投資成本轉(zhuǎn)嫁給全體電力用戶，防止電價被動上漲，保障電力普遍服務(wù)的公平性，電網(wǎng)企業(yè)需通過市場化手段（如輔助服務(wù)采購、容量租賃）獲取調(diào)節(jié)資源，同時也也意味著電網(wǎng)企業(yè)需從 “投資驅(qū)動”轉(zhuǎn)向“運(yùn)營驅(qū)動”，重構(gòu)資產(chǎn)管理模式。
年初，136號文件標(biāo)志著儲能發(fā)展邏輯轉(zhuǎn)向市場化重構(gòu)，對于儲能行業(yè)而言，新規(guī)重申儲能成本不計入輸配電價將加速行業(yè)從“政策輸血”轉(zhuǎn)向“市場造血”，是激活市場活力的必要前提。
儲能成本依附于輸電成本，其價值將被掩蓋在“通道費(fèi)用”中，無法通過市場化方式體現(xiàn)調(diào)峰、調(diào)頻、備用等服務(wù)的真實(shí)價格。
而剝離輸電成本核算后，儲能可通過參與電力現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場等多元場景實(shí)現(xiàn)價值變現(xiàn)。
另外，從新型電力系統(tǒng)建設(shè)目標(biāo)來看，儲能不計入輸電成本有助于提升系統(tǒng)整體效率與經(jīng)濟(jì)性。
隨著風(fēng)電、光伏裝機(jī)量持續(xù)增長，電網(wǎng)對 “源網(wǎng)荷儲” 協(xié)同的需求日益迫切，儲能作為靈活性資源的核心，獨(dú)立核算并通過市場化方式回收成本，可鼓勵用戶側(cè)儲能發(fā)展，實(shí)現(xiàn)分布式儲能與集中式電網(wǎng)的互補(bǔ)，減少遠(yuǎn)距離輸電壓力，降低電網(wǎng)投資與運(yùn)維成本。
儲能不計入輸配電成本，還有一個深層意義在于引導(dǎo)儲能資源向“系統(tǒng)最需要的地方”配置。
政策通過價格信號，讓儲能自然流向新能源消納壓力大的區(qū)域（如西北風(fēng)電基地）、電網(wǎng)阻塞節(jié)點(diǎn)（如東部負(fù)荷中心），而非按行政指令 “平均分配”。
現(xiàn)實(shí)矛盾與破局
盡管此次新政為電網(wǎng)端儲能成本分?jǐn)倷C(jī)制做了明確規(guī)定，但儲能市場化進(jìn)程中，合理化的成本疏導(dǎo)機(jī)制建立仍面臨不少挑戰(zhàn)。
首先是，儲能成本疏導(dǎo)機(jī)制碎片化，電網(wǎng)替代型儲能納入輸配電成本缺乏核定標(biāo)準(zhǔn)。
此外，跨主體利益博弈加劇，用戶側(cè)儲能的容量電費(fèi)減免可能削弱電網(wǎng)企業(yè)固定收益，而電網(wǎng)替代型儲能的成本分?jǐn)倷C(jī)制尚未達(dá)成共識。
針對現(xiàn)存矛盾，需在制度層面借鑒《新型電力系統(tǒng)儲能成本補(bǔ)償機(jī)制》提出的分類補(bǔ)償框架，區(qū)分功率型與能量型儲能，建立 “容量成本 + 能量損耗成本” 的差異化核算體系。
另外，還需進(jìn)一步細(xì)化政策細(xì)則，厘清儲能與輸電成本的核算邊界，建立科學(xué)的儲能價值評估體系，建立 “誰受益、誰承擔(dān)” 的精準(zhǔn)分?jǐn)倷C(jī)制，通過輔助服務(wù)費(fèi)用、容量電價等工具實(shí)現(xiàn)成本合理傳導(dǎo)。
從國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)看，一些地方和國家探索儲能了不計入輸配電成本的實(shí)踐路徑，通過明確成本分?jǐn)傄?guī)則、完善市場化交易機(jī)制，為儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展松綁。
如，河北省規(guī)定獨(dú)立儲能電站充電電量不承擔(dān)輸配電價及政府性基金，放電電量參與電力市場交易，同時，2025-2026年獨(dú)立儲能容量電價定為100元/千瓦，通過競爭方式分配容量指標(biāo)，建立“容量租賃 + 峰谷套利”的復(fù)合收益模型。這一設(shè)計既降低了儲能參與市場的門檻，又通過容量補(bǔ)償保障了項目基本收益，推動了河北獨(dú)立儲能逆襲式增長。
四川省對2026 年底前建成的用戶側(cè)儲能項目免收兩年容需量電費(fèi)，單座 1MW/2MWh 項目可節(jié)省60-100萬元成本，結(jié)合充電環(huán)節(jié)免除輸配電價的政策，用戶側(cè)儲能的峰谷套利空間顯著擴(kuò)大。
國外方面，美國 FERC 通過第 841 號命令允許儲能同時參與容量市場和輔助服務(wù)市場，充電電量免繳輸電費(fèi)用；歐盟則通過立法改革消除 “雙重征稅”，羅馬尼亞明確儲能回饋電網(wǎng)的電量免除輸配電價，技術(shù)損耗仍需付費(fèi)，既保障電網(wǎng)合理收益，又倒逼企業(yè)提升儲能系統(tǒng)效率。
這些“精準(zhǔn)豁免 + 效率激勵”的政策設(shè)計，為我國提供了重要參考。
編后語：在“雙碳”目標(biāo)與能源革命的雙重驅(qū)動下，儲能產(chǎn)業(yè)正站在從“政策補(bǔ)貼”向“市場盈利”跨越的關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)。厘清成本邊界，是第一步；完善市場機(jī)制，是下一步。讓儲能成為“市場的孩子”，而非“計劃的包袱”，才能真正釋放其在新型電力系統(tǒng)中的巨大潛力。
