输配电定价将变，新型储能电站成本如何疏导？

日前，国家发展改革委一连公布了四则有关输配电定价的修订办法，面向社会公开征求意见，引发业界对于新型电力系统中有关各环节费用分摊方式的讨论。

这四则正在修订的办法分别是《输配电定价成本监审办法》（下称《监审办法》）《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》。其中，《监审办法》的适用范围最广、关注度最高。对比上一版2019年公布的监审办法，该政策的有效期也从3年延长至10年。

华北电力大学经济与管理学院教授王永利对第一财经记者表示，《监审办法》有效期的大幅延长，意味着今后很长一段时间即便改动也是在此框架上的小修小补，明显增强了政策的稳定性和可预期性。也正因此，业界对即将正式颁布的《监审办法》和第四监管周期电价改革政策抱以高度关注和审慎态度。

“当前有关电价修订的一个核心问题是：发电侧高比例新能源接入所带有的间歇性和波动性特征，以及用电侧的高峰和低谷的需求波动，两者叠加导致系统运行成本持续攀升，该以何种方式向哪个主体进行成本疏导。这关系到电网企业的营收来源、用户的电费支出会不会涨、涨多少，还有新能源和储能等行业的商业模式能否支撑起持续的高速扩张。”王永利说。

修订改了什么

输配电定价成本，是指政府核定的电网企业提供输配电服务的合理费用支出。而《监审办法》回答的核心问题就是哪些成本是属于“合理费用支出”，哪些应该予以排除。

第一财经记者注意到，对比上一版2019年公布的监审办法，此次修订明确细化了多项应当予以纳入和剔除的项目。其中，电网企业提供正常输配电服务产生的其他运营费用中新增了“租赁费”“安全费”“环境保护税”“水资源税”“管廊使用费”等项目；进一步排除的、与电网企业输配电业务无关的费用则包括“抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用”，以及“电网企业所属单位从事市场化业务对应的成本费用”等。

电力规划设计总院高级工程师程晨璐撰文表示，本次办法修订充分体现了激励与约束并重的原则，更好支撑新型电力系统建设。除了将企业依法缴纳的环境保护税、水资源税等纳入成本范围，并且剔除无关费用以外，还着力加强了穿透监管。例如，《监审办法》创新提出，“电网企业贷款利率按照集团合并口径平均融资利率核定”，有利于实现真实反映企业融资成本，念好电网价格监管“紧箍咒”。

而在时间上，《监审办法》的有限期从3年延长至10年，并且实现了对各层级电网输配电价的同步核定。此次修订前，省级电网输配电价、区域电网输电价格均是以3年为周期同步开展成本监审、核定价格，跨省跨区专项工程输电价格按各线路竣工决算时间以5年为周期开展成本监审、核定价格。随着新建跨省跨区专项工程数量增加，此次修订后，跨省跨区专项工程输电价格将与省级电网、区域电网同步开展成本监审、核定价格。

中国宏观经济研究院市场与价格所研究员杨娟撰文分析，这将有利于清晰划分纳入各层级输配电价的电网资产范围、确保不重不漏，同时有利于加强对电网企业内部关联交易的监管，进一步提升对电网成本和价格监管的效率。

多位业内人士认为，整体而言，《监审办法》在合法性、合理性和相关性三个维度均有强化，有利于提升电网投资效能和管理效能，“把钱花在刀刃上”。

细则仍待明确

四则修订办法公布以后，立即引发了电力用户、售电企业和众多新能源产业投资者的关注。其中讨论较多的两个问题，一是省级电网成本分摊电量从“输配电量”改为“销售电量”，如何界定销售电量是否包括线损；二是“新型储能电站的成本费用”不得计入输配电定价成本，接下来该向何方疏导。

根据《监审办法》，核定单位输配电定价成本所对应的电量，省级电网按监审期间最末一年省级电网公司“销售电量”核定。王永利对第一财经记者分析，输配电量的界定比较直接，但销售电量存在一定的模糊性，需要依据后续的细则进一步明确概念。他举例称，发电企业和电力用户交易了1亿度电，传输过程中存在3%的线路损耗，即300万度电。原先由电网统一售电时，销售电量是扣除线损的，但是现在发电侧和用户侧可以直接进行交易。如果把1亿度的交易电量计算为销售电量，这样就包含了电网线损、无功补偿等损耗。

关于新型储能电站的成本费用如何疏导，则是业内关切的另一个问题。如果它不计入输配电定价成本，那么会纳入系统运行费用吗？还是纯粹通过参与电力市场和峰谷价差套利自行回收成本费用？

2023年5月，国家发展改革委发布的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》明确，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。

可以看出，国家层面现行的规定中，系统运行费用并不包括新型储能电站的容量费用。但第一财经记者注意到，今年已有多个省份陆续出台针对新型储能电站的容量补偿和容量电价机制。从结果来看，这些举措明显提振了地区投资的信心。

内蒙古今年4月明确提出今年容量补偿标准为0.35元/kWh，每年公布次年补偿标准，标准明确后执行10年，且对开工、并网时间有要求。据当地媒体报道，截至今年6月底，两家电网企业共支付放电量补偿金超过两亿元。

此外，河北、甘肃等省也推出了容量电价政策。其中河北的容量电价标准为100元/kW，甘肃的容量电价标准为330元/kW，并且两地均对储能时长有要求。根据中信建投朱玥团队的研报测算，容量补偿和容量电价等稳定收益，结合当地的峰谷价差，独立储能项目可以取得明显的经济性。以100MW/400MWH的储能容量计算，河北模式和内蒙古模式的独立储能电站资本金内部收益率分别达到6.2%和14.8%。

第一财经记者注意到，尽管都是对新型储能电站的容量成本作出补偿，但是两地的分摊方式存在明显区别：内蒙古是向发电侧分摊费用，而河北等省的容量电价机制产生的费用则是向以工商业用户为代表的用户侧传导，纳入系统运行费用，由电网公司代收。

如何补偿、谁来买单

电力系统运行具有瞬时平衡的特征。当发电侧从稳定的传统能源向不稳定的风光倾斜，当用电侧的电气化程度持续升高加剧波动，以新型储能电站为代表的灵活性调节资源变得尤为关键。释放合理的价格信号，才能稳定投资，保障电力安全。

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻对第一财经记者表示，近期储能招中标市场波动的原因主要来自政策调整与项目建设周期效应的叠加。“531”抢装潮之后，由于政策要求不得强制配储，并且新能源全面入市意味着收益预期不稳定，这使得储能投资进入短期观望期。

“从统筹规划的角度来说，以新型储能为代表的灵活调节资源，既不能欠补偿，也不能过度补偿。这需要有关部门做好容量需求的预测，保持一定的资源充裕度。如果欠补偿，那很难维持行业可持续的发展，需要的时候没有足够的电力顶上去；如果过度补偿，让电站躺着赚钱，也是有违公平原则的，不能实现社会整体经济效益最大化的目标。”李臻说。

李臻表示，目前国家层面还没有出台新型储能的容量补偿政策，从保障系统容量充裕度建设到稳定投资者信心两方面来看，需要对各类调节资源的容量需求进行统筹考虑，在国家电价政策的整体框架下，研究合理的容量补偿机制，鼓励地方根据实际情况进行试点建设。

今年初，国家发展改革委和国家能源局印发的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》明确，要开展市场机制和经济性评估。包括但不限于新型储能及各类调节资源是否具有独立市场主体地位、峰谷价差情况、辅助服务市场总体费用及分摊情况、是否开展容量补偿试点、推动新能源参与电力市场交易现状及后续工作计划等。

王永利认为，由不同原因造成的多出来的系统调节成本应该分类讨论。如果是由发电侧高比例新能源接入所带有的间歇性和波动性特征而导致的新增成本，按照“谁受益、谁承担”的原则，应该由发电企业主要承担这部分成本支出。如果是由用电侧的高峰和低谷的需求波动而导致的新增成本，应该由用户主要承担这部分成本支出。“如果不加以区分，全部通过系统运行费转嫁给电力用户，这会加重许多大工业企业和其他工商业用户的电力成本，不利于实现社会效益最大化和体现公平原则。”

对此，李臻表示，从维护成本公平和电力安全的角度而言，未来对新能源场站的各项考核将逐渐向常规电源的要求靠齐。随着新能源发电量占比的快速增高，系统对辅助服务的需求也将进一步扩大，储能等灵活性调节资源将是提供调频、备用、爬坡等服务的主力军。随着电力市场机制的不断完善，新型储能将通过参与电能量市场、辅助服务市场、容量市场获得多重收益，实现其价值回收。