随着新型电力系统建设加快，储能在保障电网安全、促进新能源消纳和提升系统灵活性方面的作用日益突出。然而，储能是否应纳入输配电成本，一直是政策和行业讨论的焦点。

近日，发改委明确储能不计入输配电成本，进一步厘清电网投资边界，为储能市场化发展释放明确信号。

🔹 政策逻辑：区分功能属性，推动市场化定价

根据2019年发布的《输配电定价成本监审办法》，抽水蓄能、电储能等已被排除在输配电成本之外。该政策的核心在于区分电网的公共属性与储能的市场属性：电网承担电力传输功能，其成本涵盖线路、变电站等设施的建设与运维；而储能主要用于“电力时空调节”，解决风光发电间歇性问题，属于灵活性资源，应通过辅助服务、容量租赁、峰谷套利等市场化方式实现价值回收。

2025年9月8日发布的修订征求意见稿再次强调该原则，明确新型储能不得计入输配电成本，强化其市场化定位。

🔹 影响：推动商业模式创新，提升系统效率

此前，部分电网企业曾将储能纳入输配电成本以规避市场风险并转嫁投资成本，但这扭曲了价格信号、抑制社会投资，也不利于运营效率提升。

新规推动电网企业从“投资驱动”转向“运营驱动”，通过市场化采购调节资源，避免不合理电价上涨。对储能行业而言，政策倒逼其从“政策依赖”转向“市场造血”，通过电力现货、辅助服务等多元场景实现价值变现。

此外，储能独立核算还可引导资源向新能源消纳压力大或电网阻塞严重的区域流动，提升系统整体经济性与运行效率。

🔹 现实矛盾与破局：完善机制，精准分摊

尽管政策方向明确，储能成本疏导仍面临挑战，如电网替代型储能缺乏核定标准、跨主体利益协调复杂等。

建议借鉴分类补偿思路，区分功率型与能量型储能，建立“容量成本+能量损耗”差异化核算体系，细化政策以明确成本边界，建立“谁受益、谁承担”的分摊机制，并通过辅助服务费用、容量电价等工具实现合理成本传导。

国内外已有相关实践，如河北对独立储能实行容量电价+市场交易模式，四川对用户侧储能暂免容需量电费。美国FERC、欧盟也通过政策明确储能充电免输配电费或回馈电网电量豁免，在保障电网收益的同时激励效率提升。

📌 编后语：

在“双碳”目标和能源转型驱动下，储能正从政策扶持走向市场竞争。明确成本边界是第一步，完善市场机制才是关键。唯有让储能真正依托市场发展，才能充分释放其在新型电力系统中的潜力。