中國儲能網(wǎng)訊：在新型電力系統(tǒng)加速建設、新能源裝機占比持續(xù)攀升的當下，儲能作為電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)的核心載體，其市場化發(fā)展與盈利模式一直是行業(yè)聚焦的核心議題。
2026年以來，輸配電價剝離儲能成本政策從國家頂層設計落地至地方實操細則，成為激發(fā)市場活力，降低儲能項目的運營成本，顯著提升項目經(jīng)濟性的關鍵舉措。
從國家定調(diào)走向地方落地
輸配電價剝離儲能成本是我國電力價格改革、儲能市場化發(fā)展的必然結(jié)果，政策推進脈絡清晰，層層遞進，正在形成完善的政策體系。
早在2022年，國家發(fā)改委、能源局就明確提出，獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，為政策落地奠定基礎。
2025年11月，國家發(fā)改委印發(fā)新版輸配電價相關辦法，明確新型儲能不得計入輸配電定價成本，厘清電網(wǎng)投資與儲能市場化發(fā)展的邊界，告別此前儲能成本轉(zhuǎn)嫁電網(wǎng)的模式，讓儲能徹底走向市場化競爭。
2026年1 月，發(fā)改價格〔2026〕114 號文件出臺，明確建立獨立儲能容量電價機制，與輸配電費減免政策形成聯(lián)動，從“電量收益 + 容量補償”雙維度，完善儲能價格體系，進一步釋放政策利好。
在國家政策指引下，各地紛紛結(jié)合區(qū)域電力供需與產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況，出臺落地細則，其中山東、河南成為率先落地的標桿省份。
其中，山東省2026年3月官宣，自6月1日起，分布式儲能、獨立儲能、虛擬電廠聚合儲能等項目，向電網(wǎng)送電的當月等量充電量可免除輸配電費。
政策覆蓋工商業(yè)儲能、戶儲聚合、光儲一體化等多元場景，直接降低儲能充電成本，從而提高谷充峰放的套利收益。
河南省3月24日發(fā)布新政，明確獨立儲能、煤電配儲、儲能聚合商向電網(wǎng)放電時，對應充電電量免除輸配電價+政府性基金及附加，同時配套容量電價補償、新能源配額激勵等政策，全方位助力儲能項目盈利。
除了上述兩省，陜西、河北、遼寧等地也均發(fā)文明確，獨立儲能放電部分免除充電部分的輸配電費，只承擔線損。
從上述省份的政策導向看，免除輸配電費，并非籠統(tǒng)的全量電費減免，而是精準、對等的電價優(yōu)惠機制，核心規(guī)則清晰且極具針對性。
簡單來說，就是獨立儲能、分布式儲能電站向電網(wǎng)放電時，對應的當月等量充電電量，免征輸配電價、政府性基金及附加。
政策的核心邊界十分明確，遵循等量對等、當月結(jié)算原則，儲能放多少度電，其充電環(huán)節(jié)中同等度數(shù)的電量，便可免除輸配電相關費用。
并且僅針對參與電力市場、并網(wǎng)運行的儲能項目，自發(fā)自用、不并網(wǎng)、未參與市場化交易的儲能設施，無法享受該項優(yōu)惠。
此外，湖北等地則采用“先繳后返”的模式，明確獨立儲能以放電量為基數(shù)退還充電時收取的輸配電費，免收基本電費和基金附加。
蘊含四層行業(yè)意義
地方省份基于國家層面對于“新型儲能不得計入輸配電定價成本”的政策導向，探索儲能放電免除輸配電費，看似是一項電價優(yōu)惠政策，實則是我國能源體制改革的重要突破，背后蘊含著深遠的行業(yè)意義。
其一，厘清電力成本邊界。政策明確儲能不屬于輸配電環(huán)節(jié)附屬設施，不再將儲能成本納入輸配電定價成本，讓電網(wǎng)回歸輸電主業(yè)，讓儲能走向市場化運營，實現(xiàn)“各司其職”，避免公共電網(wǎng)成本無端增加。
其二，激活儲能市場化動力。以往儲能項目盈利模式單一，高度依賴峰谷價差，儲能放電輸配電費的減免，直接提升項目內(nèi)部收益率，降低投資門檻，疊加容量電價機制加速落地釋放的政策紅利，吸引更多社會資本涌入儲能領域。
其三，助力新能源消納。在光伏、風電裝機持續(xù)增長的背景下，儲能是解決新能源波動性、間歇性的核心手段。政策紅利釋放促使儲能項目成本降低，由此帶來盈利空間的擴大，將推動儲能裝機快速增長，進而提升電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力，破解新能源棄風棄光難題，助力雙碳目標實現(xiàn)。
其四，培育能源新質(zhì)生產(chǎn)力。政策利好倒逼儲能技術升級與模式創(chuàng)新，推動工商業(yè)儲能、戶用儲能、虛擬電廠、光儲一體化等新業(yè)態(tài)快速發(fā)展，構(gòu)建更靈活、更高效、更安全的新型電力系統(tǒng)。
利好四類主體
地方省份對于儲能放電免除輸配電費的差異化探索，對儲能產(chǎn)業(yè)鏈上下游、各類應用場景都將產(chǎn)生積極影響，尤其是工商業(yè)儲能、分布式儲能、光儲一體化等領域。
輸配電費作為工廠、商場、數(shù)據(jù)中心等工商業(yè)用電成本的重要組成部分，每千瓦時費用通常在 0.1-0.15 元，是儲能項目充電環(huán)節(jié)的剛性成本。
此前，儲能低谷充電需全額繳納輸配電費，大幅壓縮峰谷套利空間，而此項減免直接砍掉了儲能盈利路上的一大“攔路虎”，讓儲能項目的收益實現(xiàn)質(zhì)的飛躍。
分布式儲能、虛擬電廠通過聚合分散式儲能資源參與電網(wǎng)調(diào)度與電力交易，輸配電費減免讓聚合項目的整體收益大幅提升。
原本盈利微薄的戶用儲能聚合、工商業(yè)儲能集群，在政策利好下，具備了更強的市場競爭力，推動分布式儲能從試點走向規(guī)?；瘧谩?/span>
光伏+儲能作為新能源發(fā)展的主流模式，免除輸配電費后，光伏電站配套儲能項目，低谷充電成本降低，高峰放電收益提升，直流側(cè)集成、光儲同站項目的收益模型進一步優(yōu)化，無論是地面電站還是分布式光伏，配套儲能的意愿大幅增強，加速光儲融合發(fā)展。
筆者認為，山東、河南等省份探索的儲能放電免除輸配電費政策或?qū)⑿纬墒痉缎谌珖秶鷥?nèi)得以推廣，成為儲能行業(yè)的常態(tài)化優(yōu)惠政策。
未來，隨著電力現(xiàn)貨市場的全面鋪開、容量電價機制的不斷完善，儲能將形成 “峰谷套利+容量補償+輔助服務”的多元盈利模式，疊加輸配電減免政策紅利，徹底擺脫盈利模式單一困境。
