政策修订核心内容 - 国家发展改革委公布四则输配电定价修订办法并公开征求意见，包括《输配电定价成本监审办法》、《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》[1] - 《监审办法》适用范围最广且关注度最高，其政策有效期从3年大幅延长至10年，增强了政策的稳定性和可预期性[1] - 修订明确细化了应纳入和剔除的成本项目，纳入项目新增"租赁费"、"安全费"、"环境保护税"等，剔除项目包括"抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用"以及电网企业市场化业务对应成本[3] 成本监审办法的具体修订 - 修订实现了对各层级电网输配电价的同步核定，新建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和价格核定[4] - 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"，以真实反映企业融资成本，加强穿透监管[3] - 整体修订在合法性、合理性和相关性三个维度均有强化，有利于提升电网投资和管理效能[4] 业界关注与待明确的细则 - 省级电网成本分摊电量从"输配电量"改为"销售电量"，但销售电量是否包括线损需要后续细则进一步明确概念[5][6] - "新型储能电站的成本费用"不得计入输配电定价成本，其成本疏导方式成为业内关切焦点，是通过系统运行费用还是电力市场回收尚不明确[5][6] - 国家层面现行规定中，系统运行费用不包括新型储能电站的容量费用[7] 地方储能补偿机制探索 - 多个省份已出台针对新型储能电站的容量补偿和容量电价机制，明显提振地区投资信心[7] - 内蒙古容量补偿标准为0.35元/kWh，截至今年6月底两家电网企业支付放电量补偿金超过两亿元；河北容量电价标准为100元/kW，甘肃为330元/kW[7] - 补偿费用分摊方式存在区别，内蒙古向发电侧分摊，河北等省则向工商业用户侧传导并纳入系统运行费用[8] - 据测算，河北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%[7] 储能行业前景与成本分摊原则 - 储能招中标市场波动源于政策调整与项目建设周期效应叠加，投资进入短期观望期[9] - 行业认为对灵活调节资源既不能欠补偿也不能过度补偿，需保持资源充裕度以实现社会整体经济效益最大化[9] - 系统调节成本应分类讨论并按"谁受益、谁承担"原则分摊：发电侧新能源间歇性导致的新增成本由发电企业承担，用电侧需求波动导致的新增成本由用户承担[11] - 随着电力市场机制完善，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，实现价值回收[11]

政策修订核心内容 - 国家发展改革委公布四则输配电定价修订办法 包括《输配电定价成本监审办法》《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》[1] - 《监审办法》适用范围最广且有效期从3年延长至10年 显著增强政策稳定性和可预期性[1] - 修订体现激励与约束并重原则 加强穿透监管 如按集团合并口径平均融资利率核定电网企业贷款利率[3] 成本界定与调整 - 明确新增纳入成本项目 包括租赁费 安全费 环境保护税 水资源税 管廊使用费等正常输配电服务费用[3] - 剔除与输配电业务无关费用 包括抽水蓄能电站 新型储能电站 电网所属电厂成本及市场化业务对应成本[3] - 实现各层级电网输配电价同步核定 省级电网 区域电网和跨省跨区专项工程同步开展成本监审和价格核定[4] 行业关注焦点 - 省级电网成本分摊电量从"输配电量"改为"销售电量" 需明确销售电量是否包含线损[5] - 新型储能电站成本费用不得计入输配电定价成本 引发成本疏导方式讨论[5] - 系统运行费用目前不包括新型储能容量费用 但多省已推出容量补偿机制[6][7] 地方补偿机制差异 - 内蒙古对新型储能实施容量补偿 2024年标准为0.35元/kWh 执行10年 截至6月底支付放电量补偿金超两亿元[7] - 河北设定容量电价标准100元/kW 甘肃为330元/kW 均对储能时长有要求[7] - 成本分摊方式存在差异 内蒙古向发电侧分摊 河北等省向工商业用户侧传导并纳入系统运行费用[8] 储能行业发展态势 - 独立储能项目经济性显著 河北模式资本金内部收益率达6.2% 内蒙古模式达14.8%[7] - 政策调整与项目建设周期效应导致储能招中标市场波动 投资进入短期观望期[9] - 未来新型储能将通过电能量市场 辅助服务市场和容量市场实现多重收益和价值回收[11] 成本分摊原则争议 - 发电侧间歇性和波动性新增成本应按"谁受益谁承担"原则由发电企业主要承担[11] - 用电侧需求波动导致新增成本应由用户主要承担 避免全部通过系统运行费转嫁用户[11] - 需区分成本来源以实现社会效益最大化和公平原则[11]