中國儲能網(wǎng)訊：11月27日，國家發(fā)改委正式印發(fā)修訂版輸配電價“四個辦法”，其中《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》再次明確，電動汽車充換電服務、抽水蓄能、新型儲能電站成本費用等不得計入輸配電價成本，政策有效期長達10年。
這是時隔6年，國家層面對輸配電成本監(jiān)審規(guī)則的首次重大調整。
此前，2019年發(fā)布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》中，抽水蓄能、電儲能等已被排除在輸配電成本之外，為此次辦法出臺奠定了基礎。
這也是今年以來，儲能發(fā)展邏輯轉向市場化驅動、電力市場化改革加速推進的背景下，電力行業(yè)一次關乎分工邏輯、市場機制與發(fā)展模式的深刻變革，為新型電力系統(tǒng)建設與能源轉型注入強勁動力，其背后蘊含行業(yè)發(fā)展、市場運行與社會民生等多個維度的深層意義。
政策首要意義在于厘清行業(yè)邊界，推動電網(wǎng)與儲能各司其職、聚焦主業(yè)。
電網(wǎng)作為電力輸送的“通道”，承擔著將電力安全穩(wěn)定送達千家萬戶的公共服務職能，其線路、變電站等基礎設施建設與運維成本理應通過監(jiān)管框架下的輸配電價規(guī)范回收。
而新型儲能的核心價值是扮演電力系統(tǒng)的“緩沖器”，在新能源電力富余時儲存電能，在用電高峰時釋放電能，專門解決風電、光伏等可再生能源的波動性問題，本質是提供靈活性調節(jié)服務的市場化資源，而非輸電環(huán)節(jié)的附屬設施。
此前，將儲能成本納入輸配電價的模式，導致通道成本與平衡成本混淆，既讓電網(wǎng)企業(yè)背負了非主業(yè)負擔，也使其難以專注于輸電效率的提升。
新規(guī)實施后，電網(wǎng)可集中精力優(yōu)化輸配電網(wǎng)絡布局與運維管理，儲能行業(yè)則脫離電網(wǎng)附屬地位，轉向專業(yè)化發(fā)展軌道，形成“電網(wǎng)保輸送、儲能保平衡”的清晰分工格局。
其次，對于儲能行業(yè)而言，這一調整是激活市場活力，倒逼行業(yè)市場化轉型與創(chuàng)新升級的關鍵舉措。
此前，部分電網(wǎng)企業(yè)存在將儲能納入輸配電成本以規(guī)避市場風險并轉嫁投資成本，但這扭曲了價格信號、抑制社會投資，也不利于運營效率提升。
另外，儲能成本依賴輸配電價兜底的模式，看似降低了項目風險，實則弱化了行業(yè)競爭。
當儲能成本被剝離出輸配電價后，行業(yè)徹底告別政策兜底的保護模式，轉而進入“用業(yè)績說話”的市場化競爭階段。
儲能企業(yè)需通過提升響應速度、優(yōu)化儲能效率、精準選址布局等核心能力參與競爭，憑借調峰、調頻等可計量的輔助服務，以及峰谷電價差套利、容量租賃等多種方式獲取收益。
這種競爭壓力將持續(xù)推動儲能技術迭代，促使企業(yè)探索多元儲能技術路線，同時優(yōu)化項目運營模式，拓展產(chǎn)品的應用場景。
例如，四川試點的獨立儲能電站充電側免繳輸配電費、放電側參與市場交易的模式、河北省規(guī)定獨立儲能電站充電電量不承擔輸配電價及政府性基金，放電電量參與電力市場交易等正是對方省份對于儲能市場化探索的有益嘗試。
第三、在電力市場層面，該政策能夠釋放精準價格信號，提升資源配置效率。
價格是市場資源配置的“指揮棒”，此前，儲能成本混入輸配電價的做法，導致電價信號失真，非輸配電相關的費用被隱性攤派給全體用電用戶，既加重了用戶負擔，又掩蓋了儲能的真實市場價值。
新規(guī)實施后，輸配電價僅反映電力輸送的真實成本，而儲能的服務價值通過市場交易形成價格。
這種清晰的價格信號會引導儲能資源向最需要的領域流動，新能源消納壓力大的區(qū)域、電網(wǎng)薄弱的瓶頸節(jié)點、負荷集中的城市邊緣將成為儲能布局的重點區(qū)域，避免了行政化配置導致的資源浪費。
同時，精準的成本信號也讓電力市場各主體決策更科學，新能源電站會主動配套儲能設施提升電力消納率，電網(wǎng)企業(yè)可通過采購第三方儲能服務替代部分輸配電設施投資，全社會的電力資源配置將更趨高效。
第四、從社會民生與能源轉型角度看，該政策為清潔能源大規(guī)模并網(wǎng)掃清障礙，助力“雙碳”目標實現(xiàn)。
民生角度看，輸配電價剝離儲能成本后，避免了無關費用轉嫁，讓居民與企業(yè)的電費構成更透明合理，在保障電力供應穩(wěn)定的同時，有效減輕全社會用電負擔。
能源轉型方面，國家能源局最新數(shù)據(jù)顯示，截至2025年10月底，風光發(fā)電合計裝機容量高達17.31億千瓦，同比增長35.3%，占全國發(fā)電裝機容量的46.13%。
新能源裝機量持續(xù)攀升隨之而來的波動性給電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行帶來巨大挑戰(zhàn)，而儲能是解決這一問題的核心支撐。
儲能行業(yè)的市場化發(fā)展，將大幅提升電力系統(tǒng)對新能源的接納能力，減少棄風棄光現(xiàn)象。
當儲能能夠通過市場獲得合理回報時，用戶側與分布式儲能將迎來更大的發(fā)展動力，與集中式儲能形成互補，推動“源—網(wǎng)—荷—儲”協(xié)同運行模式落地。
這不僅能降低對遠距離輸電通道的過度依賴，減少新增電網(wǎng)投資壓力，更能促進清潔能源就地生產(chǎn)、就地消納，推動能源結構向綠色低碳轉型。
第五、在監(jiān)管與行業(yè)治理層面，該政策還完善了電力行業(yè)監(jiān)管體系，減少交叉補貼與信息不對稱。
新規(guī)將與會計準則修訂形成協(xié)同效應，讓電力行業(yè)成本核算在財務與監(jiān)管層面形成統(tǒng)一標準。
同時，政策明確列出儲能相關設施等九類不得計入輸配電定價成本的費用，進一步壓縮了非合規(guī)成本擠占輸配電利潤的空間。
清晰的規(guī)則讓企業(yè)決策更有依據(jù)，也讓監(jiān)管部門能夠通過分電壓等級核定成本等方式，實現(xiàn)對電網(wǎng)運營效率的精準評估。
筆者認為，新型儲能不計入輸配電定價成本，本質是讓電力系統(tǒng)的各類要素回歸其本質價值。
這一政策不僅重塑了儲能行業(yè)的發(fā)展邏輯，優(yōu)化了電力市場的運行機制，更將為新型電力系統(tǒng)建設筑牢基礎，為能源領域實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標提供堅實保障，推動我國能源行業(yè)在市場化、清潔化的道路上穩(wěn)步前行。
