摘要：2025 年 9 月 8 日，国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》等四项输配电价相关征求意见稿，明确规定抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用不得计入输配电定价成本。这一政策将于 2025 年 11 月 1 日起实施，有效期

2025 年 9 月 8 日，国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》等四项输配电价相关征求意见稿，明确规定抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用不得计入输配电定价成本。这一政策将于 2025 年 11 月 1 日起实施，有效期 10 年。

此次政策的核心调整包括：

1 为什么不计入电价？

将储能成本从输配电价中单列出来，并不是一次简单的口径调整，而是对电力系统分工与价格机制的回归。

电网承担的是把电送到千家万户的“通道”职责，成本对应线路、变电站等基础设施的建设与运维，具有明显的公共性和自然垄断属性，理应在监管框架下通过输配电价回收。

储能则不同，它更像系统的“缓冲器”和“时间转换器”，在电力富余时吸纳、在紧张时释放，解决风光等可再生能源的波动与不稳定。

因此，它属于提供灵活性与平衡能力的市场化资源，而不是传输环节的附属品。

若把两者混为一谈，通道成本与平衡成本会被搅在一起，价格信号被稀释，最终让与传输无关的费用转嫁给所有用电客户，储能本应通过市场体现的服务价值也会被掩盖。

从改革的角度看，这一步能够让成本更透明、边界更清晰。

过去把储能资产“打包”进输配电成本，短期看似稳妥，项目风险也能借助电价回收机制被摊平；可长期看，这种处理弱化了竞争，也挤压了社会资本进入储能领域的动力。

将储能独立出来，电网企业可以更专注主业、在监管中比效率。

储能企业面向市场，围绕响应速度、可用性、选址与系统贡献度去竞争，以可计量、可结算的辅助服务获取回报。

行业由此从“政策兜底”转向“用业绩说话”，活力和创新空间都会更充足。

就新型电力系统的目标而言，这一做法也更合算。

随着风光装机不断提升，“源—网—荷—储”的协同愈发重要。把储能放回市场位置，既能促成用户侧与分布式储能的发展，与电网形成互补，也能减少对远距离输电通道的过度依赖，降低新增投资与运维压力，帮助清洁能源更多实现就地消纳。

更重要的是，真实的价格信号会引导储能自动流向最需要的地方：新能源消纳压力大的区域、网架薄弱的瓶颈节点、负荷集中的城市边缘，而不是按行政口径“平均铺摊子”。系统用更小的代价，换来更高的灵活性与稳定性。

这次调整还与财务与监管口径的更新保持一致。

会计准则修订后，企业资产与成本核算发生了变化，例如“使用权资产”被纳入折旧计提范围。监管办法相应修订，既能减少交叉补贴和信息不对称，也能让“什么属于通道、什么属于平衡”在财务与监管层面统一起来，便于比较和监督。规则清楚了，企业决策也会更干净利落。

归根到底，把储能成本从输配电价中剥离，是一次顺逻辑、稳预期、提效率的制度性调整。

属性有了边界，价格回归本意，竞争回到赛道，储能的系统价值会更透明，投资激励会更明确，电力系统的灵活性、经济性与韧性也会随之提升。

2 电价会产生哪些变化？

短期看，这一轮调整首先体现在电价结构更清楚。

输配电价回到它该有的边界，只含纯粹的输配电成本与政府性基金等明确科目，像储能这样的无关成本被剥离出去，用户电费单据的构成也随之更透明。

放到更长的时间轴看，电价体系会沿着市场化与透明化的方向持续演进。

储能成本改走市场化回收通道，避免了过去通过输配电价“隐性摊派”的做法，电价能更真实地反映供需与系统成本。

四川等地已探索独立储能充电侧不承担输配电价及政府性基金、放电侧参与市场交易的机制，价格信号因此更到位。

在此基础上，峰谷价差有望进一步拉开。

用户侧储能“削峰填谷”的积极性被唤起，比如江苏自 2025 年 6 月 1 日起实施的工商业分时电价，高峰、平段、低谷的浮动比为 1.6∶1∶0.4，预计可释放约 300 万千瓦的需求响应潜力。

与此同时，区域电价的差异化会更有“含义”：新能源富集区可能出现更低电价，负荷集中、网架紧张的地区电价相对偏高，以价格引导资源向最需要、最有效的地方流动。

其实放眼全球，国际经验也指向同一条路子。

美国 FERC 第 841 号命令要求向储能全面开放容量与辅助服务市场，充电电量免缴输电费用，储能收益与电网费用在电价结构中清晰分离，用户还能通过公开数据查看储能服务的定价，电价因此更透明、市场更有活力。

欧盟层面则通过立法消除“双重征税”，例如罗马尼亚明确储能回馈电网的电量免收输配电价，仅计取技术损耗，且在用户电费单中将“输电损耗”单独列示，账单更直观，机制也更可预期。

总体而言，无论是短期的结构理顺，还是中长期的价格信号优化，这些做法都在把“看不清的成本”变成“看得见的价值”。

3 各类企业迎来冲击

就电网企业而言，眼下的压力首先来自收入结构的重塑。

过去把储能资产“打包”进输配电价、借由电价机制回收投资的做法将难以为继，那些更依赖此路径的企业短期承压更明显。

随之而来的，是投资策略的再评估：储能类项目需要改走市场化回收通道，电网侧资金更应投向主网优化、配网补强与新能源并网能力建设。

市场上关于“今年电网投资有望首次突破6500亿元”的判断，某种程度上正反映了这种方向性调整。

同一时间，运营理念也在切换，从“资产拉动”转向“以运营见效”，把精力放在精益运维、损耗控制、柔性调度与服务能力的提升上。拉长周期看，这种调整将促使电网企业更加聚焦输配电主业，适应通过容量租赁、辅助服务采购等市场化手段获取调节资源的常态，成本结构也会在两部制等定价规则的约束下更清晰、更可比。

跨省跨区输电价格办法的优化探索（如面向清洁能源外送或联网功能项目尝试两部制、容量制等），有望进一步提高跨区域资源的优化配置能力，让电网在更大范围内实现“把电送到最需要的地方”。

储能企业的变化更为直接。

短期挑战主要是盈利模式的切换：由“依附输配电价的回收”转向“面向市场的多元收益”。随着“以市场引导为主、政策驱动为辅”的基调确立，价格信号会更露骨，竞争也会更激烈。

扩产潮与价格博弈在产业链上游到系统集成环节同步上演，产能规划、现金流管理和交付能力都会被市场检验。

想要站稳脚跟，技术与产品力必须尽快迭代：高安全、高循环寿命、低度电成本的系统方案正成为“入场券”，像大容量电芯、简化PACK、优化热管理与BMS协同等方向，都是降本增效的关键。

中长期看，参与现货与辅助服务、需求侧响应与容量市场、直面大用户与虚拟电厂等多场景的组合收益，将逐步形成更加稳健的现金流结构。

与此相伴的，是一轮围绕技术、资金、渠道与合规能力的产业整合，强者恒强的趋势会更明显。海外市场的加速布局，也会成为龙头企业对冲内需波动的重要支点。

对新能源发电企业，短期的压力来自配套储能的“刚性”与项目经济性的再测算。

部分地区仍执行“新能源+储能”的配置要求，不少集中式风光项目需要按装机比例与时长同步配置储能，或购买共享储能与系统调节服务，这会直接改变资本开支、度电成本与内部收益率的平衡。

项目侧的应对，一方面是把储能真正嵌入生产经营逻辑——用差价套利与辅助服务补收益、用灵活性提升并网消纳与出力稳定性。；

另一方面是探索“光伏（或风电）+储能+X”的综合开发模式，用复合业态延展现金流来源。

在更长的技术周期里，路线将更为多元：以磷酸铁锂为主的高性价比方案继续下探系统成本，全钒液流等长寿命、深循环路线在特定场景（长时、频繁调节）中打开空间。

政策侧的容量租赁、价格机制优化与项目准入标准升级，则会加速技术与项目的优胜劣汰，推动“装得上、用得好、算得清”的结构性回归。

工商业用户端感受到的变化则更直观。

账单更“干净”之后，各项费用的构成一目了然，企业可以据此更精准地做电价策划与负荷管理。

差异化电价与分时电价的信号更强，容量与电量的两部制定价让“用多少、占多大”各自归位。

峰谷价差的拉大，倒逼用能侧把工艺排产、储能配置与柔性负荷做在一起，把“削峰填谷”真正变成成本优势。

越来越多的用户侧储能与能管系统开始落地：从小规模的“两充两放”策略，到接入虚拟电厂、参与需求响应与市场化交易，企业在“自用降本—辅助服务增收—绿色电力消纳”的组合路径上摸索出一套自己的玩法。

随着经验扩散与工具成熟，精细化的能效管理将从“锦上添花”变成“刚性能力”，那些能把曲线“压平”、把度电成本“压低”的企业，会更快享受到新电价体系的红利。

把这些线索放在一起，可以看清一个共同趋势：各类主体都在从“资产驱动”转向“运营驱动”、从“政策兜底”转向“市场校准”。

规则更清、信号更真、竞争更实，正是这轮调整带来的真正变化。

4 企业如何应对？

围绕这轮规则调整，各类主体的关键词其实都指向“回归主业、用市场说话、把运营做实”。

对电网企业而言，近期的姿态应当是先把投资重心拉回到主网优化、配网补强和新能源并网能力建设上，储能相关投入一律按市场化原则重估。

该由市场回收的，就通过辅助服务、容量租赁等机制来获取，而不是再挤进输配电价的“篮子”里。

运营侧同样需要换挡，从“拼资产”转为“拼运营”，用更精细的调度、更透明的成本核算和更智能的数字化平台去提升周转效率与供电质量。

交易侧则尽快升级适配储能参与的系统，让独立储能的充放电状态、辅助服务绩效与结算口径都能被实时度量和准确结算。

往中长期看，电网企业可以在“储能+电网服务”的增值空间里做文章：把系统集成、运维保障、关键节点的替代型储能等做成标准化服务包，探索容量电价与两部制等更贴近系统价值的价格机制；同时加强与储能、新能源主体的战略协同，积极参与技术标准与规则制定，并在更大范围的跨区资源优化与国际化合作中，输出成熟的技术与管理能力。

储能企业的应对更直接也更艰巨，短期要先把“产品力”与“交付力”夯实。

在安全性、循环寿命、能量密度、系统集成与热管理等关键指标上快速迭代，形成覆盖电网侧、用户侧、以及新能源配套的完整产品矩阵。

商业上从单一补贴思路转向复合收益结构，把容量租赁、峰谷价差、辅助服务、现货交易等组合起来，做出可复制、可审计、可融资的现金流模型。

同时提升系统集成与运维服务的占比，用全生命周期成本（LCOS）而不是“单价”去赢得订单。

中长期则需要两条腿走路：一边加大对电芯材料、功率变换、系统控制与EMS/VPP软件的研发投入，前瞻布局全钒液流、钠离子、固态/半固态等下一代路线。

另一边通过并购重组、全球化落地与参与国际标准，完成“产能—技术—渠道—合规”四位一体的升级，真正把“储能+新能源+数字化”做成一体化解决方案，而不是松散拼装。

新能源发电企业的策略核心，是把储能从“配套项”变成“经营项”。

短期在项目开发阶段就要把并网条件、储能比例、共享储能可得性与现货/辅助服务规则一并纳入测算模型，优化选址与规模，确保IRR不是被动承受，而是通过灵活性收益与消纳能力提升来主动修复。

同时大胆尝试“新能源+储能+X”的复合开发，把农业、文旅、工业负荷等场景与电力交易结合，扩展非电价型收入与社会效益。

中长期则加码技术与多能互补：在高效率组件、智能逆变与源网荷储一体化控制上持续投入，关注储能系统成本下行带来的度电成本改善，探索与氢能、热储能等的耦合路径。

并与电网、储能企业共建一体化项目和区域级虚拟电厂，利用更成熟的价格与标准体系实现稳定的现金流与更高的可调度性。

至于工商业用户，最有效的动作往往也是最朴素的两件事：把负荷“排好班”，把系统“装到位”。

短期先做用电侧的体检与手术：基于分时电价与峰谷差拉大的现实，优化生产排程与用电曲线，配合高效设备改造降损增效。

同时用严谨的测算评估用户侧储能的规模与类型，结合本地政策与市场规则，选择合适的两部制/单一制电价与交易路径。

等基础打牢，再把数字化能力补齐：上线能管系统与智能电表，用数据驱动工艺优化；具备条件的，可以把“光伏+储能”做成稳定的自发自用与市场化交易组合，并逐步接入虚拟电厂，把柔性负荷与分布式资源聚合成可交易的“能力”，在需求响应与辅助服务中赚取第二曲线。

长期来看，建立专业的能管团队与制度，布局分布式能源与微电网，已经不只是“降本增效”的选择题，而是企业韧性与竞争力的必答题。

来源：能投委