数字储能网讯：近年来，随着新型电力系统建设加速推进，储能在保障电网安全、促进新能源消纳、提升系统灵活性等方面的作用日益凸显。然而，输电成本的合理界定与成本分摊以及储能是否应纳入输配电成本，始终是政策制定与行业讨论的焦点。

近日，发改委最新政策再次明确储能不计入输配电成本，这一界定不仅厘清了电网投资的边界，也为储能市场化发展释放了关键信号。

政策逻辑：将储能从电网公共成本中剥离

储能不计入输配电成本的政策设计，本质上是电力市场化改革进程中的结构性调整。

根据国家发改委2019年印发的《输配电定价成本监审办法》，抽水蓄能电站、电储能设施等明确被排除在输配电定价成本之外。

这一制度安排的核心在于区分电网公共属性与储能市场属性，即输配电成本作为电力普遍服务的载体，需覆输电线路、变电站等硬件设施的建设、运维与折旧费用，其价值在于实现电力在不同区域、不同时间的物理传输。

而储能的核心作用是“电力时空调节”，通过充电存储低谷或富余电能、放电补充高峰用电缺口，解决风电、光伏等可再生能源 “靠天吃饭” 的间歇性问题，本质上属于电力平衡资源，而非传输环节的配套设施。

将储能纳入输电成本，不仅违背了二者功能属性的差异，还会导致输电成本核算口径模糊，增加电力用户的不合理负担。

作为灵活调节资源，储能成本应通过市场化机制（如辅助服务市场、容量租赁、峰谷套利）实现价值闭环。

2025年9月8日，国家发改委发布的《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》进一步强化了这一原则，明确新型储能电站成本不得计入输配电定价成本。

规定也延续了2021年以来的政策导向，进一步强化了储能作为“市场化资源”而非“自然垄断环节”的属性。

影响：倒逼储能商业模式创新

过去，部分电网企业倾向于将储能资产“打包”进输配电成本，一方面可规避市场竞争，另一方面也能通过电价回收投资。

这种模式虽短期内降低了储能项目的市场风险，却扭曲了价格信号，抑制了社会资本的投资积极性，甚至引发“重投资、轻运营”的倾向。

储能成本不计入输配电价后，将对电网和储能的运营和发展模式产生重要影响。

对于电网企业而言，新规将避免电网企业将储能投资成本转嫁给全体电力用户，防止电价被动上涨，保障电力普遍服务的公平性，电网企业需通过市场化手段（如辅助服务采购、容量租赁）获取调节资源，同时也也意味着电网企业需从“投资驱动”转向“运营驱动”，重构资产管理模式。

年初，136号文件标志着储能发展逻辑转向市场化重构，对于储能行业而言，新规重申储能成本不计入输配电价将加速行业从“政策输血”转向“市场造血”，是激活市场活力的必要前提。

储能成本依附于输电成本，其价值将被掩盖在“通道费用”中，无法通过市场化方式体现调峰、调频、备用等服务的真实价格。

而剥离输电成本核算后，储能可通过参与电力现货市场、辅助服务市场等多元场景实现价值变现。

另外，从新型电力系统建设目标来看，储能不计入输电成本有助于提升系统整体效率与经济性。

随着风电、光伏装机量持续增长，电网对“源网荷储” 协同的需求日益迫切，储能作为灵活性资源的核心，独立核算并通过市场化方式回收成本，可鼓励用户侧储能发展，实现分布式储能与集中式电网的互补，减少远距离输电压力，降低电网投资与运维成本。

储能不计入输配电成本，还有一个深层意义在于引导储能资源向“系统最需要的地方”配置。

政策通过价格信号，让储能自然流向新能源消纳压力大的区域（如西北风电基地）、电网阻塞节点（如东部负荷中心），而非按行政指令“平均分配”。

现实矛盾与破局

尽管此次新政为电网端储能成本分摊机制做了明确规定，但储能市场化进程中，合理化的成本疏导机制建立仍面临不少挑战。

首先是，储能成本疏导机制碎片化，电网替代型储能纳入输配电成本缺乏核定标准。

此外，跨主体利益博弈加剧，用户侧储能的容量电费减免可能削弱电网企业固定收益，而电网替代型储能的成本分摊机制尚未达成共识。

针对现存矛盾，需在制度层面借鉴《新型电力系统储能成本补偿机制》提出的分类补偿框架，区分功率型与能量型储能，建立“容量成本 + 能量损耗成本” 的差异化核算体系。

另外，还需进一步细化政策细则，厘清储能与输电成本的核算边界，建立科学的储能价值评估体系，建立“谁受益、谁承担” 的精准分摊机制，通过辅助服务费用、容量电价等工具实现成本合理传导。

从国内外经验看，一些地方和国家探索储能了不计入输配电成本的实践路径，通过明确成本分摊规则、完善市场化交易机制，为储能产业发展松绑。

如，河北省规定独立储能电站充电电量不承担输配电价及政府性基金，放电电量参与电力市场交易，同时，2025-2026年独立储能容量电价定为100元/千瓦，通过竞争方式分配容量指标，建立“容量租赁 + 峰谷套利”的复合收益模型。这一设计既降低了储能参与市场的门槛，又通过容量补偿保障了项目基本收益，推动了河北独立储能逆袭式增长。

四川省对2026 年底前建成的用户侧储能项目免收两年容需量电费，单座 1MW/2MWh 项目可节省60-100万元成本，结合充电环节免除输配电价的政策，用户侧储能的峰谷套利空间显著扩大。

国外方面，美国FERC 通过第 841 号命令允许储能同时参与容量市场和辅助服务市场，充电电量免缴输电费用；欧盟则通过立法改革消除 “双重征税”，罗马尼亚明确储能回馈电网的电量免除输配电价，技术损耗仍需付费，既保障电网合理收益，又倒逼企业提升储能系统效率。

这些“精准豁免 + 效率激励”的政策设计，为我国提供了重要参考。

编后语：在“双碳”目标与能源革命的双重驱动下，储能产业正站在从“政策补贴”向“市场盈利”跨越的关键节点。厘清成本边界，是第一步；完善市场机制，是下一步。让储能成为“市场的孩子”，而非“计划的包袱”，才能真正释放其在新型电力系统中的巨大潜力。

（作者：吴涛）