9月8日，国家发改委最新发布的四项输配电价相关征求意见稿，并非简单的电价核算调整，而是为未来十年新型电力系统建设立下权责清晰的规则。从明确新型储能电站成本不计入输配电定价，到探索新能源就近消纳的单一容量电价，每一项条款都精准指向电力行业发展中的机制性问题，既堵住了成本转嫁的可能，又为新业态发展提供了明确导向。
此次新规最核心的调整，是将抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用，彻底排除在输配电定价成本之外，同时把这类资产移出可计提收益的固定资产范围。这一界定不是账目的简单切割，而是从根源上厘清了电网主业与储能、发电业务的边界。过去，部分储能或电厂成本可能通过输配电价间接传导给用户，现在规则明确后，输配电定价仅聚焦电网的输电、配电核心职能，成本构成更透明，用户用电成本的核算也更精准，避免了不同业务间的成本混同。
针对新能源就近消纳探索单一容量制电价，是贴合新能源发展需求的关键设计。新能源发电存在间歇性、波动性特点，需要电网随时提供稳定供应保障服务，过去传统的两部制电价（容量电价+电度电价），在适配新能源就近消纳场景时存在灵活性不足的问题。
单一容量制电价直接聚焦电网提供的保障服务成本，让新能源项目在布局时能清晰核算配套的电网服务费用，不用再纠结电度电价的分摊问题，这会降低新能源项目落地的决策难度，推动更多新能源项目向负荷中心附近布局，减少远距离输电带来的损耗，加速新能源的实际消纳效率。
跨省跨区专项工程的电价调整，同样围绕电力资源优化配置展开。新规提出对以输送清洁能源或联网功能为主的专项工程，探索两部制或单一容量制电价，还明确要探索输电权交易。
这一调整打破了过去跨省跨区电价“一刀切”的模式，让电价机制与工程的实际功能挂钩——输送清洁能源为主的通道，电价设计会更侧重鼓励清洁电力跨省流动；联网功能为主的通道，则会更注重可靠性服务的成本核算。而输电权交易的探索，能让跨省跨区通道的利用更高效，避免部分通道闲置、部分通道超负荷的情况，推动全国范围内的电力资源灵活调配。
从整体修订方向看，四项意见稿始终围绕新型电力系统建设的需求展开。无论是明确成本边界、创新电价机制，还是强化全过程监管，核心都是让电力行业的各个参与主体“各司其职”：电网企业聚焦输电、配电的主业，不再承担储能、发电的成本压力；储能、新能源项目要在清晰的电价规则下规划发展，不用再担心成本分摊的模糊性；跨省跨区工程则要通过更灵活的定价和交易机制，提升资源配置效率。
这些规则的落地，将为电力行业带来长期稳定的发展预期。对用户而言，输配电价成本构成的透明化，能避免不必要的成本叠加；对新能源行业而言，清晰的电价机制会降低项目落地风险；对全国电力市场而言，更高效的跨区域配置能推动清洁能源更快普及。整体来看，这次输配电价新规不是孤立的政策调整，而是为新型电力系统搭建起权责清晰、运转高效的制度框架，为双碳目标的实现提供了机制保障。
电力
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