系统运行费和用户承受力评估，正在重塑储能投资的版图

2026年初，储能行业的目光都聚焦在容量电价机制上。当浙江将煤电容量电价锚定在165元/千瓦·年时，整个市场似乎都在欢呼——储能的春天终于来了。

然而，在《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）这份被热议的文件中，除了明确的容量电价信号，还有两处看似低调、实则将深刻影响储能投资决策的关键条款。

它们就像高速公路上的刹车灯，提醒着全速前进的投资者：路线选择，比盲目加速更重要。

“我们算好了所有账，唯独没想到系统运行费这一块能有这么大影响。”一位在华南地区运营储能电站的投资人坦言。

114号文明确规定：电网侧独立新型储能充电时视作用户，需缴纳上网环节线损费用和系统运行费用。

这句话背后，隐藏着巨大的地区差异。2026年2月公布的电价表显示，全国有11个省份的系统运行费超过0.1元/千瓦时，其中包括广东、江苏、海南等经济活跃地区。

这笔费用有多要命？

以一个100兆瓦/200兆瓦时的储能电站为例，假设每天完成一次完整充放电循环，全年运行330天。在系统运行费为0.1元/千瓦时的地区：

年系统运行费 = 100,000千瓦 × 充电小时数 × 0.1元/千瓦时 × 330天

如果每天充电4小时，仅这一项费用就高达1320万元。这相当于直接吞噬了电站容量电费收入的一大部分。

“有些地区的项目，表面看容量电价给得不错，但一算上系统运行费，IRR（内部收益率）直接掉到警戒线以下。”一位资深行业分析师指出。

三个省份的“特殊政策”

目前已知河北、辽宁、河南三省采取了更为友好的政策：放电部分免除充电部分的输配电费和系统运行费，只承担线损。

这一政策差异，直接导致了投资吸引力的天壤之别。投资者开始重新审视项目选址逻辑——那些系统运行费高企的省份，除非容量电价足够丰厚，否则可能不再是首选。

如果说系统运行费影响的是项目运营阶段的盈利能力，那么114号文提出的另一项制度，则直接决定了项目能否落地。

“建立电价承受能力评估制度”——这11个字，将改变储能项目的区域布局逻辑。

根据文件要求，省级价格主管部门要会同能源主管部门，评估用户经济承受能力，并将结果作为确定可靠容量补偿标准、制定相关规划的重要依据。

这条规定的深层含义：

一位投资总监的感悟：

“以前我们选项目，主要看当地新能源消纳压力、看电网结构、看政策支持力度。现在必须多加一个维度：这个地方的工商业用户，到底能承受多少电价成本转移？”

在这两盏“刹车灯”的警示下，储能投资的逻辑正在发生深刻变化。

容量电价机制的确立，标志着储能行业进入了专业化、精细化发展的新阶段。过去那种“跑马圈地”式的粗放投资模式，将越来越难以生存。

在这个新阶段，投资者面临的是更复杂的决策环境：

这些问题，单靠投资团队的经验已经难以完全覆盖。

114号文的两盏“刹车灯”，实际上是在引导行业回归理性、回归价值投资本质。它们提醒每一位参与者：储能的长期健康发展，必须建立在可持续的经济模型之上，必须考虑终端用户的真实承受能力。

对于那些能够深刻理解政策内涵、精准计算成本收益、科学评估区域风险的专业投资者来说，这反而是一个更好的时代——竞争壁垒提高了，专业价值凸显了，优质项目更容易浮出水面。

而对于整个行业来说，这意味着我们正在告别野蛮生长，走向成熟规范。在这条新路上，需要的不仅是热情和资金，更是专业、审慎和远见。

面对复杂的储能投资决策，专业支持至关重要

如果您正在评估储能项目的投资价值，或对114号文及地方实施细则有深入解读需求，江苏省储能行业协会可为您提供专业支持。我们汇聚政策研究、技术经济分析、投资评估领域的专家，可为会员单位及合作伙伴提供：

在储能行业专业化发展的道路上，我们愿与您同行，助力每一个决策都更加精准、稳健。

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