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记者 王雅洁
8月下旬，西北一个储能项目的开发负责人李振华，拿到了项目当月的完整结算账单。他把项目整个周期重新算一遍，测算出来的收益率比过去变动了0.4到0.6个百分点。
今年以来监管部门推出的一系列输配电价改革新政，正在重塑储能账本。李振华对经济观察报记者表示，该公司财务团队正在用相关新规则迭代全生命周期收益测算模型。
李振华对经济观察报记者说：“4小时及以上的长时储能项目，模型大多算得清；2小时短时储能项目，实际到手容量补偿大幅缩水，整个项目模型要重新计算。”
李振华介绍，其所在企业已经把一批2小时短时储能项目暂缓推进，优先排期4小时以上的、适配本地顶峰需求的储能项目。
经济观察报记者采访了解到，各省给出的容量电价标准并不相同，有的省份已经印发正式文件，有的省份仍在研究论证、尚未定稿。储能投资正在向补偿标准高的省份集中。
一位民营储能运营方人士认为，市场已经告别了只要建出来就能赚钱的阶段，储能正在离开电网的兜底，转靠自己到市场里挣钱。
新账本
储能收益模型之所以要重新测算，源自监管层推出的一系列文件：2025年11月21日，国家发展改革委印发《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》（发改价格规〔2025〕1490号，下称“1490号文”）。2026年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），建立电网侧独立新型储能容量电价机制。2026年7月8日，国家发展改革委印发《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），自2026年8月1日起执行，8月亦成为第四监管周期（即2026年8月1日起执行的新一轮省级电网输配电价监管周期）输配电价新政开始执行的第一个月。
一家央企地处西北的二级电力公司的工作人员乔勇告诉经济观察报记者，8月起，独立储能“充电按单一制结算、放电退减输配电费”的结算流程。这一流程已经嵌入省网电费结算系统自动执行，不需要人工逐笔调整。
规则一变，储能项目的账本就跟着重算。
一位参与过输配电价相关文件制定讨论的人士对经济观察报记者说：“这轮重算集中反映的不是账单直接涨跌，而是规则进一步明晰之后，市场主体开始重新审视充放电输配电费退减规则。”
重算的动作，正在从独立储能一路传导到新能源配储。
李振华对经济观察报记者表示，单看8月完整结算账单，度电收益和7月相比波动不大，但内部收益率不是看单月，财务团队正在用8月这套新结算规则迭代全周期模型，对比老版本测算，项目全周期内部收益率大概变动0.4到0.6个百分点。
李振华算过一笔账，容量电价更像一笔“保底薪酬”，只能扛住一部分固定成本缺口，项目要实现合理回报，必须叠加现货套利、辅助服务收益。如果一个项目只吃容量电价、不参与电能量市场和调频调峰，单靠容量电价这笔账就算不过来，项目很难赚到钱。
在新能源配储这边，账本重算得更明显。
一家大型新能源央企相关业务负责人对经济观察报记者说，过去风光大基地的场内配套储能，大部分直接摊入风光项目整体建设成本，与风电光伏资产合并算账，被视作“并网合规成本”，不去单独算储能本身赚不赚钱。现在企业内部财务要求必须分资产测算，把储能的投资、折旧、运维单独剥离出来评估。该新能源央企相关业务负责人说：“如果储能单元无法创造独立收益，就会直接扣减光伏项目的内部收益率。”
账本一变，立项也跟着变。
在上述新能源央企，配套储能过去更多。现在立项阶段先做系统需求评估，只有本地有明确消纳、顶峰调节需求，储能能通过租赁、联合交易、辅助服务产生真实现金流，才考虑自建配套储能。
来找电网咨询核算口径的人，也在变多。
乔勇告诉经济观察报记者：“近一两个月，来咨询的储能投资方、项目开发方明显增多，排第一位的关注点，是本省独立储能容量电价的清单准入、考核扣减规则；其次的关注点，是关心充放电输配电费退减的实操细节。”
南方电网某省级电力公司相关人员于海峰对经济观察报记者表示，近期向他咨询的项目方数量持续走高，他们最关心的问题是峰谷价差、现货套利空间，此外也关心省级独立储能容量电价的推进节奏。
一位接近国家能源局的人士概括，储能行业的这轮重算，是从“装得上”向“用得好、算得清账”的转变。但这本新账本要算清，还需要至少连续两到三个月的结算数据，而账本之外，一场更大的变化正在展开。
清退
在西北，电网企业正在把储能资产从输配电成本盘子往外清。
上述国网人士告诉经济观察报记者，从第四监管周期成本申报开始，所有储能、抽蓄资产全部被排除在外，不再纳入输配电准许成本核算。存量资产按监管周期要求做分类划转，增量项目从源头卡死，不再允许进入输配电资产盘子。少量早年的电网侧储能属于科研示范项目，在上述1490号文成本监审规则更新前已经完成资产剥离。
于海峰对经济观察报记者表示，南方电网体系内电网投资的储能，大多属于配网侧示范、台区储能试点项目，上述1490号文实施后，存量示范储能资产做单独台账管理，作为配网技术研究资产，不参与准许收益核算，不向终端用户转嫁投资成本。
政策“断奶”的效应，正在从电网侧传导到发电侧。
一家民营新能源企业相关业务负责人对经济观察报记者说，1490号文虽然约束的是电网侧资产，但释放出明确信号——储能不能指望通过电网成本盘子转嫁投资，全部投资成本必须由发电侧自身消化。政策“断奶”之后，这家企业内部开始改写投资评审标准，过去立项重点看地方配储比例要求，现在第一步评估本地电力市场条件、现货价差、辅助服务市场开放程度。
上述参与过输配电价相关文件制定讨论的人士对经济观察报记者说，输配电价本质上只用来核算电网输配网络本身的资产，也就是线路、变电站这些“通道类”设施。储能、抽蓄属于电源侧调节资源，业务属性上并不直接属于输配电业务范畴，逻辑上就不该混进电网准许成本盘子里。过去，部分地区电网投资储能，如果允许把它计入输配电有效资产，储能的投资、折旧、收益，最终都要由全体终端电力用户通过输配电价来买单。
该人士说：“这种模式短期能快速把储能规模做上去，但会带来两个问题。一是容易形成交叉补贴，打破不同区域用户公平分摊的原则；二是弱化储能项目自身市场化生存能力，投资、运营压力向外转嫁。长期看，这条路不可持续。”在他看来，不是不支持储能发展，恰恰相反，是把“电网成本兜底”这条路堵上，同时搭建独立储能容量电价机制，把收益回收路径转到系统运行费用、电力市场、辅助服务这套体系上来。一堵一立，是配套设计。
上述接近国家能源局的人士概括，过去依靠配储强制要求，或是依附电网资产分摊成本，短期可以快速拉动装机，但容易出现重建设、轻利用，部分项目“建而不用”的问题。现在把支持方式从“兜底包养”转变为按系统贡献给予合理回报，倒逼项目真正服务于电网调峰保供。
清退之后，储能第一次不靠补贴、不靠强配，要凭自己的市场化账本活下去。而账本的分化，正在拉开。
分化
重算之后，分化正在拉开。
李振华对经济观察报记者说，该企业内部把存量、储备项目全部重新复盘，分化非常明显。4小时及以上、能够实现较高有效利用小时、调度履约水平高的长时项目，模型大多算得清，既可以拿到更高比例的容量补偿，又有充足时长参与现货套利、顶峰保供，多元收益可以互相补位。
上述民营储能运营方人士对经济观察报记者说，2小时短时储能短板很突出，受时长折算规则影响，实际到手容量补偿大打折扣，放电窗口短，很难持续捕捉完整高峰电价，一旦市场行情转弱，有效利用小时下滑，项目直接陷入亏损区间。还有一类项目，地理位置不好，接入受限、节点价差长期偏低，哪怕是4小时储能，同样算不清账。
分化的不止是项目，还有省份。
甘肃一位参与本省容量电价方案制定的地方政府人士对经济观察报记者说，本省补偿基准处于国内相对偏高区间，但扣除各类折算之后，项目实际拿到手的收益会打折扣。
宁夏一位参与本省容量电价方案制定的人士则透露，本省方案已经完成内部测算、专家论证，刚刚结束社会公开征求意见，预计今年四季度出台正式文件，初步拟定基准约为165元/千瓦·年，最终以正式文件为准。
不过，广东一位参与本省容量电价方案制定的人士表示，本省工商业用户体量庞大，全社会用电成本承受能力是必须优先权衡的因素，不能简单照搬西北省份的补偿标准，本省补偿基准大概率会低于西北新能源大省。
上述接近国家能源局的人士对经济观察报记者说，资本已经出现投资偏好分化的苗头，资本会优先评估各省综合收益水平，向补偿标准高、现货市场活跃度好的区域倾斜，但还没有出现极端的、单向度扎堆少数省份的现象。
租赁市场，同样在分化。
上述大型新能源央企相关业务负责人对经济观察报记者说，容量租赁市场已经明显降温，过去靠强制配储催生的刚性需求退潮之后，买方议价能力显著抬升，西北大基地集中区域的长周期容量租赁价格，相比前两年高点回落明显。现实中也确实存在部分场站配套储能租不出去的情况。
上述民营新能源企业相关业务负责人对经济观察报记者说，当前容量租赁市场分化很严重，西北新能源大基地还有一部分长周期租赁需求，但价格持续下行。中东部省份刚性配储需求消失之后，租赁订单明显变少。
算得清的继续推进网络炒股杠杆平台，算不清的暂缓离场。储能行业正在经历第一次，靠市场化账本来决定去留。
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