网硕互联帮助中心国家发改委发布的《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2026〕1077号）于2026年8月1日正式实施，标志着我国电力体制迎来里程碑式变革。这一文件绝非简单的价格调整，而是对电网盈利模式、用户电费结构、储能行业生态的彻底重构，其深远影响将重塑未来能源格局。
核心思想：从"管住价格"到"用价格管资源"
过去，电网企业依赖“购销差价”模式，通过售电获取收益，这种机制下，电网与用户存在利益对立——用户用电量减少或自发自用（如光伏、储能）会直接削减电网收入。1077号文彻底颠覆这一逻辑，采用“准许成本+合理收益”定价机制，将电网收入与用电量脱钩，转变为固定收益。电网角色从“卖电超市”转型为“电力管家”，核心职责转向保障供电稳定性、提升响应速度、优化设备运维。
通读这份文件及其配套体系，我认为核心思想有三层。
第一层是监管框架的延续与收紧。"准许成本+合理收益"的大框架没有变，但颗粒度明显变细：分电压等级精细化核算，统一了跨省跨区输电计价和线损核算规则，并且要求电网企业按年上报各电压等级的资产、费用、线损率、投资完成进度等基础数据。这意味着电网的成本透明度将逐年提高，下一个监管周期的核价会更"狠"——监管者手里有了连续的数据序列，虚高成本将无处藏身。
第二层是价格结构的调整。本轮核价总体平稳，但结构性信号清晰：电量电价下调，容（需）量电价小幅上调。这个"一降一升"不是技术细节，而是价值观的转向——电网收费的逻辑正在从"你用了多少电"转向"你占用了多少系统能力"。电力系统的稀缺资源正在从电量变成容量和调节能力，价格表必须如实反映这一点。
第三层，也是最容易被忽略的一层：为全面现货化清扫障碍。第四监管周期恰好覆盖"十五五"前期，是全国统一电力市场建成的关键窗口。无论是淡化"点对网"外送定价、向统一送出省输电价格靠拢，还是给独立储能明确充放电的计费身份，本质上都是在消除价格体系里的"特殊身份"，让每一个市场主体按同一套规则计价。
这一转变释放出强烈信号：电网不再是电力市场的“参与者”，而是回归公共服务属性，成为能源转型的基础设施载体。通过剥离电网的“创收冲动”，政策意在破除电网与用户间的零和博弈，为新能源消纳、储能规模化应用扫清制度障碍。
对现有储能行业的影响：一次冷静的成本重估
对储能从业者来说，1077号文体系带来的最实质变化，是独立储能的"充电身份"问题终于有了统一答案。
在此之前，电网侧独立储能充电时算不算用户、要不要交输配电费、会不会被"双重收费"，各地口径混乱，不少项目的财务模型里这一项是模糊的。现在，多省的落地文件把话说死了：抽水蓄能和电网侧独立新型储能充电时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；放电电量相应退减输配电费。辽宁进一步明确，抽蓄和电网侧独立储能的充放电价按所在节点的现货市场实时价格执行。
这个安排的影响是双面的。
好的一面，是"放电退减输配电费"从机制上否定了双重收费，储能的度电成本可以算清账了。对一个靠峰谷价差和辅助服务吃饭的行业来说，成本可预期比成本高低更重要——模型能跑通，资本才敢进来。
冷的一面，是"暂按单一电量制用户执行输配电价"这个"暂"字。它没有给储能任何输配电价上的豁免，只是选择了一种计费方式。换言之，监管层的态度很明确：储能是市场主体，不是被补贴对象，该交的过网成本一分不少，多交的部分退给你。这与2021年以来"新型储能独立市场主体地位"的政策脉络一脉相承，但这次是第一次以可结算的价格形式落地。
另一个值得注意的分化是电压等级。分电压等级精细化定价之下，接入电压等级越高，单位输配电成本越低。客观上，这会进一步把行业资源推向高压、大容量的电网侧独立储能，而低压工商业储能的配网侧成本相对承压。叠加136号文之后新能源强制配储退出历史舞台，"小而散"的配储逻辑正在让位于"大而独立"的市场化储能，1077号文不过是给这个趋势又加了一块砝码。
1077号文重构了储能的商业价值：
1. 容量补偿机制确立：13省份明确落地储能容量补偿政策，为储能项目提供“固定保底收入”，叠加峰谷套利、辅助服务等收益，形成多维盈利模式。这解决了过去“看天吃饭”的困境，极大提升项目可融资性与抗风险能力。
2. 企业降本刚需催生需求：新规将工商业电价拆解为“电量电价+容量电价”，后者针对变压器容量收费。对于变压器空载率高、负荷波动大的企业（如商场、季节性工厂），配置储能削峰填谷成为降低容量电费的必然选择。储能从“可选配置”升级为“基础电力设施”。
3. 长时储能崛起：政策通过经济激励引导储能向4小时以上长时系统发展，匹配新能源出力特性，助力电力系统稳定性。技术迭代与市场需求形成正反馈，加速行业技术升级。
对未来发展的影响
把目光放长远一点，我认为1077号文及其省级细则标志着储能行业进入了真正的"成人礼"阶段，三个趋势会加速兑现。
第一，储能收益的主引擎将彻底从价差套利转向"容量+调节"的复合收益。 电量电价下、容需量电价上的结构调整，加上现货节点定价，意味着单纯低充高放的收益会越来越薄、越来越不稳定，而调频、备用、容量租赁这类为系统提供"能力"的价值会逐步货币化。储能运营商的核心竞争力，将从"会不会算峰谷"变成"能不能在多市场里做组合优化"。
第二，计量与结算能力成为新的分水岭。 "放电退减输配电费"听起来简单，做起来需要充放电量分表计量、按节点现货价结算、月度退减清算——这一套对储能电站的计量体系和运营平台的结算能力提出了实打实的要求。未来两年，谁的EMS和结算系统能无缝对接各省不同的退减规则，谁就能在合规成本上领先一个身位。这对做储能运营平台和虚拟电厂的厂商而言，是一个被低估的市场机会。
第三，区域分化会加剧，选址逻辑要重写。 1077号文只是定框架，真正的成本差异体现在各省的输配电价表和落地细则里。同样是独立储能，放在输配电价低、现货价差大、退减规则清晰的省份，和放在细则含糊的省份，全生命周期IRR可能相差数个百分点。未来的储能投资地图，本质上就是一张各省价格表的叠加分析图。
1077号文的影响将超越单一行业，引发连锁反应：
● 推动电力市场成熟化：透明的输配电成本核算、电网数据公开机制，为绿电交易、跨省电力调度等市场化改革奠定基础，促进全国统一电力市场建设。
● 倒逼企业能效革命：高容量电价迫使企业优化用电结构，淘汰低效设备，加速工业领域电气化与智能化改造。
● 助力双碳目标落地：通过价格杠杆释放电网容量，提升新能源消纳空间，储能作为“灵活性资源”成为新型电力系统不可或缺的支柱。
一点冷思考
最后说两句不那么乐观的话。
一是警惕"退减"在执行端打折扣。政策写的是"相应退减"，但退减的基数、周期、与容量电费的关系，各省理解未必一致，历史上类似的清退政策在基层结算中走样的例子并不少见。储能企业在测算时，宜按"退减打八折"做保守情景。
二是"暂按"二字提醒我们，储能的输配电价身份尚未终局。单一电量制只是过渡安排，随着现货市场成熟，不排除未来转向更精细的计费方式，甚至出现专门针对储能的双向计价机制。把商业模式押在现行规则的某个细节上，是有风险的。
1077号文不是一份让人热血沸腾的文件，它没有补贴、没有指标、没有口号。但它做的是更根本的事：把储能从政策的温室里请出来，按市场主体的标准给它立了账本。
评论前必须登录！
注册