中國儲能網訊：近年來，隨著新型電力系統建設加速推進，儲能在保障電網安全、促進新能源消納、提升系統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攤以及儲能是否應納入輸配電成本，始終是政策制定與行業(yè)討論的焦點。
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投資的邊界，也為儲能市場化發(fā)展釋放了關鍵信號。
政策邏輯：將儲能從電網公共成本中剝離
儲能不計入輸配電成本的政策設計，本質上是電力市場化改革進程中的結構性調整。
根據國家發(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的載體，需覆輸電線路、變電站等硬件設施的建設、運維與折舊費用，其價值在于實現電力在不同區(qū)域、不同時間的物理傳輸。
而儲能的核心作用是 “電力時空調節(jié)”，通過充電存儲低谷或富余電能、放電補充高峰用電缺口，解決風電、光伏等可再生能源 “靠天吃飯” 的間歇性問題，本質上屬于電力平衡資源，而非傳輸環(huán)節(jié)的配套設施。
將儲能納入輸電成本，不僅違背了二者功能屬性的差異，還會導致輸電成本核算口徑模糊，增加電力用戶的不合理負擔。
作為靈活調節(jié)資源，儲能成本應通過市場化機制（如輔助服務市場、容量租賃、峰谷套利）實現價值閉環(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）》進一步強化了這一原則，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年以來的政策導向，進一步強化了儲能作為“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，部分電網企業(yè)傾向于將儲能資產“打包”進輸配電成本，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。
這種模式雖短期內降低了儲能項目的市場風險，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、輕運營”的傾向。
儲能成本不計入輸配電價后，將對電網和儲能的運營和發(fā)展模式產生重要影響。
對于電網企業(yè)而言，新規(guī)將避免電網企業(yè)將儲能投資成本轉嫁給全體電力用戶，防止電價被動上漲，保障電力普遍服務的公平性，電網企業(yè)需通過市場化手段（如輔助服務采購、容量租賃）獲取調節(jié)資源，同時也也意味著電網企業(yè)需從 “投資驅動”轉向“運營驅動”，重構資產管理模式。
年初，136號文件標志著儲能發(fā)展邏輯轉向市場化重構，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“通道費用”中，無法通過市場化方式體現調峰、調頻、備用等服務的真實價格。
而剝離輸電成本核算后，儲能可通過參與電力現貨市場、輔助服務市場等多元場景實現價值變現。
另外，從新型電力系統建設目標來看，儲能不計入輸電成本有助于提升系統整體效率與經濟性。
隨著風電、光伏裝機量持續(xù)增長，電網對 “源網荷儲” 協同的需求日益迫切，儲能作為靈活性資源的核心，獨立核算并通過市場化方式回收成本，可鼓勵用戶側儲能發(fā)展，實現分布式儲能與集中式電網的互補，減少遠距離輸電壓力，降低電網投資與運維成本。
儲能不計入輸配電成本，還有一個深層意義在于引導儲能資源向“系統最需要的地方”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（如西北風電基地）、電網阻塞節(jié)點（如東部負荷中心），而非按行政指令 “平均分配”。
現實矛盾與破局
盡管此次新政為電網端儲能成本分攤機制做了明確規(guī)定，但儲能市場化進程中，合理化的成本疏導機制建立仍面臨不少挑戰(zhàn)。
首先是，儲能成本疏導機制碎片化，電網替代型儲能納入輸配電成本缺乏核定標準。
此外，跨主體利益博弈加劇，用戶側儲能的容量電費減免可能削弱電網企業(yè)固定收益，而電網替代型儲能的成本分攤機制尚未達成共識。
針對現存矛盾，需在制度層面借鑒《新型電力系統儲能成本補償機制》提出的分類補償框架，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，還需進一步細化政策細則，厘清儲能與輸電成本的核算邊界，建立科學的儲能價值評估體系，建立 “誰受益、誰承擔” 的精準分攤機制，通過輔助服務費用、容量電價等工具實現成本合理傳導。
從國內外經驗看，一些地方和國家探索儲能了不計入輸配電成本的實踐路徑，通過明確成本分攤規(guī)則、完善市場化交易機制，為儲能產業(yè)發(fā)展松綁。
如，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，同時，2025-2026年獨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，建立“容量租賃 + 峰谷套利”的復合收益模型。這一設計既降低了儲能參與市場的門檻，又通過容量補償保障了項目基本收益，推動了河北獨立儲能逆襲式增長。
四川省對2026 年底前建成的用戶側儲能項目免收兩年容需量電費，單座 1MW/2MWh 項目可節(jié)省60-100萬元成本，結合充電環(huán)節(jié)免除輸配電價的政策，用戶側儲能的峰谷套利空間顯著擴大。
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市場，充電電量免繳輸電費用；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的電量免除輸配電價，技術損耗仍需付費，既保障電網合理收益，又倒逼企業(yè)提升儲能系統效率。
這些“精準豁免 + 效率激勵”的政策設計，為我國提供了重要參考。
編后語：在“雙碳”目標與能源革命的雙重驅動下，儲能產業(yè)正站在從“政策補貼”向“市場盈利”跨越的關鍵節(jié)點。厘清成本邊界，是第一步；完善市場機制，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中的巨大潛力。
