9月8日，國家發改委最新發布的四項輸配電價相關征求意見稿，并非簡單的電價核算調整，而是為未來十年新型電力系統建設立下權責清晰的規則。從明確新型儲能電站成本不計入輸配電定價，到探索新能源就近消納的單一容量電價，每一項條款都精準指向電力行業發展中的機制性問題，既堵住了成本轉嫁的可能，又為新業態發展提供了明確導向。
此次新規最核心的調整，是將抽水蓄能電站、新型儲能電站、電網所屬電廠的成本費用，徹底排除在輸配電定價成本之外，同時把這類資產移出可計提收益的固定資產范圍。這一界定不是賬目的簡單切割，而是從根源上厘清了電網主業與儲能、發電業務的邊界。過去，部分儲能或電廠成本可能通過輸配電價間接傳導給用戶，現在規則明確后，輸配電定價僅聚焦電網的輸電、配電核心職能，成本構成更透明，用戶用電成本的核算也更精準，避免了不同業務間的成本混同。
針對新能源就近消納探索單一容量制電價，是貼合新能源發展需求的關鍵設計。新能源發電存在間歇性、波動性特點，需要電網隨時提供穩定供應保障服務，過去傳統的兩部制電價（容量電價+電度電價），在適配新能源就近消納場景時存在靈活性不足的問題。
單一容量制電價直接聚焦電網提供的保障服務成本，讓新能源項目在布局時能清晰核算配套的電網服務費用，不用再糾結電度電價的分攤問題，這會降低新能源項目落地的決策難度，推動更多新能源項目向負荷中心附近布局，減少遠距離輸電帶來的損耗，加速新能源的實際消納效率。
跨省跨區專項工程的電價調整，同樣圍繞電力資源優化配置展開。新規提出對以輸送清潔能源或聯網功能為主的專項工程，探索兩部制或單一容量制電價，還明確要探索輸電權交易。
這一調整打破了過去跨省跨區電價“一刀切”的模式，讓電價機制與工程的實際功能掛鉤——輸送清潔能源為主的通道，電價設計會更側重鼓勵清潔電力跨省流動；聯網功能為主的通道，則會更注重可靠性服務的成本核算。而輸電權交易的探索，能讓跨省跨區通道的利用更高效，避免部分通道閑置、部分通道超負荷的情況，推動全國范圍內的電力資源靈活調配。
從整體修訂方向看，四項意見稿始終圍繞新型電力系統建設的需求展開。無論是明確成本邊界、創新電價機制，還是強化全過程監管，核心都是讓電力行業的各個參與主體“各司其職”：電網企業聚焦輸電、配電的主業，不再承擔儲能、發電的成本壓力；儲能、新能源項目要在清晰的電價規則下規劃發展，不用再擔心成本分攤的模糊性；跨省跨區工程則要通過更靈活的定價和交易機制，提升資源配置效率。
這些規則的落地，將為電力行業帶來長期穩定的發展預期。對用戶而言，輸配電價成本構成的透明化，能避免不必要的成本疊加；對新能源行業而言，清晰的電價機制會降低項目落地風險；對全國電力市場而言，更高效的跨區域配置能推動清潔能源更快普及。整體來看，這次輸配電價新規不是孤立的政策調整，而是為新型電力系統搭建起權責清晰、運轉高效的制度框架，為雙碳目標的實現提供了機制保障。
電力
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