8月1日起第四监管周期输配电价正式执行。7月10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号核定新一轮省级电网输配电价自2026年8月1日起执行有效期三年至2029年。随后不到一周时间多省密集落地本省实施方案云南7月24日率先转发国家通知广东、福建7月27日正式发文7月28日甘肃、青海、贵州、海南同步发布执行通知——全部指向8月1日这一天。此前一周北京、福建、广东、海南、青海等地也已陆续公布第四监管周期输配电价实施方案。其中青海、海南、福建等省份在实施方案中首次明确了独立储能的充放电输配电价规则。对储能行业来说这比降了多少电价更值得关注。一、这一轮不是降电价是结构性重塑先看大方向。与2023年第三监管周期相比第四监管周期最明显的变化是电量电价普遍下调容量/需量电价同步上调。综合各省方案全国有约20个省份下调了电量电价降幅0.3%—5%典型降幅在0.0006—0.0057元/千瓦时之间而两部制用户的容量电价、需量电价多数省份上调涨幅约3%—5%典型涨1—1.6元/千瓦·月千瓦伏安·月。一句话概括这个逻辑用得越多越便宜占着不用要多交钱。这背后是输配电价定价机制的一次转向。电网的成本回收正在从按用电量收逐步转向按占用容量收。以前大工业用户即使高峰时段基本不用电只要接了变压器、占了容量成本就由全社会用电量分摊现在这部分成本被更直接地摊到容量上倒逼用户提高负荷率、主动错峰。对工商业用户来说这意味着电费单的构成变了跑量的成本降了占容量的成本涨了。怎么调整自己的用能结构变成了一道算术题。二、储能最关心的规则充放电的过路费终于明确了输配电价对储能项目的影响过去一直是个模糊地带。储能电站接入电网充电时从电网取电放电时向电网送电这两头到底算不算输配电价怎么算各省此前执行口径不一不少储能项目的收益测算里这笔钱要么没算、要么算错了。这一次青海、海南、福建在实施方案中给出了明确说法抽水蓄能、电网侧独立新型储能抽水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发电放电电量相应退减输配电费。拆开看是三件事第一充电时储能被当作用户对待。独立储能充电要从电网买电这条路径上要缴纳上网环节线损费用、系统运行费用并按单一电量制用户执行输配电价。也就是说储能充电不再按电厂自用电或模糊口径处理而是明码标价地走用户侧。第二放电时退减输配电费。储能放电相当于向电网送电这部分电量相应退减输配电费——放出去的电不再重复承担输配电价。这一条对储能很关键它把储能低谷充电、高峰放电的价值在输配电价层面做了确认充的是电放的是电电网只对净购电部分收取过路费。第三抽水蓄能和新型储能放到了同一套规则里。以往抽蓄和新型储能在电价处理上常有差异这次统一了口径对储能行业的政策确定性是个利好。需要说明的是这只是电网侧独立储能的规则。工商业用户侧储能用户自己投建的分布式储能走的是用户侧电费路径与此不完全相同但输配电价结构的变化会同步影响其综合价差测算。三、电费结构变了储能的收益算法也得跟着变政策落地后储能项目测算收益的复杂度上了一个台阶。以前算储能收益很多人就盯一个数峰谷价差。低谷充、高峰放价差够大就干。但第四监管周期之后这个算法不够了。原因有三一是电量电价下调、容量电价上调改变了不同时段、不同负荷特性的真实成本。峰谷价差是到户价的综合结果输配电价调整后各省峰谷价差的绝对水平和结构都会变。有第三方统计显示8月起上海、天津、广东的峰谷价差位居全国前列同时约18个省份下调了系统运行费用。价差在变按老数据算的收益率自然不可靠。二是储能充放电两头都涉及输配电价、系统运行费用、交叉补贴等多项附加。充电要缴线损费用和系统运行费用放电退减输配电费每个省的标准还不一样。逐省、逐站把成本结构算清楚光靠Excel手工表已经很难不出错。三是三年一个监管周期电价参数会定期重算。第四监管周期到2029年期间各省还可能根据市场建设进度调整具体标准比如福建明确部分内陆燃煤电厂参与省内市场交易的实际售电价格按交易价格0.03元/千瓦时执行后续将适时调整。这意味着储能项目的收益模型不是一个静态数而是需要持续更新的动态测算。说白了储能的每一度电充进来是多少钱、放出去是多少钱、中间交了多少过路费现在必须算到分。算不清楚项目投下去可能亏损也可能错过该建的时点。四、从看懂政策到算对每一度电中间隔着一个决策系统政策看不懂可以慢慢学但收益算不对损失是真金白银。对于正在规划储能电站、或者已投运电站正在参与电力市场的业主来说第四监管周期落地后有几件具体的事要做把本省新执行的输配电价、系统运行费用、交叉补贴逐项录入重新测算充放电成本和综合收益根据新的峰谷价差结构重新优化充放电时段策略——低谷多充、高峰多放不再是一句口号而是基于实时电价信号的动态调度参与电力市场交易现货、辅助服务、需求响应的项目需要把输配电价变化叠加进报价策略避免表面价差够、实际倒贴。这些事靠人工盯和手工表能干但干不细。储能项目的收益空间本来就薄输配电价结构一变粗放测算和精细测算的差距会直接反映在收益率上。高特电子做储能BMS起家在储能领域积累了大量的电站运行和电池数据。在此基础上延伸出的电力交易辅助决策系统做的就是这件事把电价政策参数、电站实时运行数据和市场交易信号放到一个模型里动态测算每个充放电时段的边际成本与收益给出可执行的充放电和交易策略。通俗讲就是帮电站把每一度电什么时候充、什么时候放、怎么参与交易算到分上。从BMS管好电池到电力交易决策管好每一度电的买卖逻辑是一脉相承的——储能电站要赚到钱既取决于电池本身的安全与寿命也取决于每一度电的进出时机。前者是硬件功底后者是软件和算法的活。这也是输配电价新政之后储能运营正在发生的一个明显变化从粗放地吃价差转向精细化地算账、做交易。政策把规则定清楚了接下来拼的就是谁算得更细、跑得更快。五、下一步看什么第四监管周期输配电价8月1日执行这只是开始。接下来值得关注的是一是更多省份的落地细节。目前集中落地的主要是先行省份其余省份的方案会陆续公布。各省在储能充放电规则、系统运行费用标准上的口径差异会直接影响各地储能项目的实际收益需要逐省跟进。二是现货市场和辅助服务市场的衔接。输配电价是基础性价格它和现货电价、辅助服务费用叠加后才是储能实际面对的综合价格信号。随着电力市场建设推进储能参与市场的收益来源会更多元测算模型也要跟着升级。三是政策执行中的实际问题。比如放电电量退减输配电费在结算环节怎么落地、系统运行费用是否单独列账这些执行细节还需要市场去检验。储能行业的底层逻辑没有变在电力系统里储能的价值就是低买高卖、削峰填谷。但低和高之间的每一条价格链路现在都被摆到台面上、算得更清楚了。规则透明对真正会算账、懂运营的玩家反而是好事。注文中政策条款及时间节点依据国家发展改革委发改价格〔2026〕1077号文件及青海、海南、福建、广东、云南、贵州、甘肃等省份发改委公开文件整理具体执行以各省正式文件为准。