来源：市场资讯
（来源：储能盒子）
储能的天，开始变了。
8月1日，发改价格〔2026〕1077号文正式执行，这份文件全称很长《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》（简称1077号文），虽有些拗口，但影响一点都不绕。
7月份，国家发改委发布了国家发展改革委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，这项新政于8月1日正式实施。
1077号文到底说了啥？
简单来说就一句话，电网的赚钱逻辑变了。
过去，电网的收入跟卖了多少度电挂钩，卖得越多赚得越多。1077号文采用的“准许成本+合理收益”机制，把电网收入与用电量脱钩了。电网不再靠多卖电赚钱，而是靠管好电网、保障供电稳定来获得固定收益。角色从卖电超市变成了电力管家。
具体到价格表上，省级电网的变化可以概括为 “电量降、容量升”。全国约20个省级电网的两部制电量电价下调，降幅普遍在5%以内；与此同时，多数省份的需量电价和容量电价上调，容量电价普遍上涨约1元/千伏安·月。
区域电网层面，输电价格从单一的“按输送电量收费”改为“电量电价+容量电价”的两部制模式。华中、华北、华东区域电量电价上涨，西北区域则下降，东西电价价差在拉大。
线损率也全面下调。北京从4.10%降至3.11%，天津从4.09%降至2.54%，全国加权平均线损率从4.16%降至3.70%。
一句话总结，电价结构变了，电网的游戏规则变了，跟电网打交道的所有人，都得重新算账。
新政降临，谁在受益，谁在承压？
这次调整最核心的信号是，电网收费的逻辑正在从“你用了多少电”转向“你占用了多少系统能力”。
对于大工业用户来说，对于24小时满负荷运行的大工业用户像数据中心、电解铝厂这类企业，电量电价下调叠加线损率下降，打开了“输配电量电价+线损”双重降本窗口。有业内人士测算，一年1亿度用电量的工厂，电量电价下降5%，一年至少能省几十万元。
但是反过来，那些报了很大变压器容量但实际用电很少的企业像酒店、写字楼、充电站、季节性生产企业，容量电费上涨直接推高固定成本。“少用多占”的用电户要为闲置资源多付费了。
对储能行业来说，1077号文的影响呈现出鲜明的结构分化。
首先，高压侧大型储能是受益者。 110kV及以上档位的单一制电量电价下降，两部制电量电价全档下行。接入220kV以上的高压储能项目，充放电过网成本明显降低，项目IRR有望得到提振。
但值得一提是的，工商业储能或将迎来承压。 中低压档位（不满1kV至35kV）的单一制电价全国加权平均上涨1.0%至1.6%，直接压缩了峰谷套利空间。尤其值得警惕的是山西，中低压单一制电价逆势上涨且幅度全国最大。其次冀北（+6%~13%）、安徽（+11%）、河北（+6%~10%）的压力也不小。
线损率下降虽能部分对冲，每度电线损费用约0.003~0.005元，线损降本可抵消约0.001~0.002元/度的输配电价涨幅。但整体来看，对中低压分布式储能的影响偏空。
此外，独立储能的充电身份终于有了统一答案。 此前各地对电网侧独立储能充电时要不要交输配电费、会不会被“双重收费”，口径混乱。现在明确了。
抽水蓄能和电网侧独立新型储能充电时视作用户，缴纳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；放电电量相应退减输配电费。成本可预期了，财务模型能算清了。
工商储的处境，将会如何？
虽然此次新政对于工商业业主带来了影响，但也需要从具体情况来看。
对于已经配置储能的工商业业主来说，如果你的储能接在高压侧，容量电费上涨的压力，可以通过储能削峰填谷来对冲。利用储能降低最大需量、优化负荷曲线，反而能放大储能的价值。但如果你当初为了省钱把储能接在了低压侧，这次可能要重新算账了。
对于准备配置储能的业主来说，选对电压等级比选对设备更重要。 高压侧接入的储能项目过网成本在降，低压侧在涨。同样一个项目，接在110kV和接在10kV，输配电成本可能是完全不同的走向。
另外，不要只看峰谷价差了。1077号文释放的信号很明确。容量管理能力将成为储能价值评估的核心维度。 能帮业主降低最大需量、提升负荷率的储能方案，价值会越来越突出。
对于正在规划光伏、储能项目的企业来说，1077号文带来的变化，更值得在项目建设初期就重点考虑。
过去，很多企业更关注装机容量、投资成本和静态收益，未来，项目设计需要同步考虑负荷特性、容量配置、光储协同、后续扩容以及数字化运营能力。
1077号文最深远的影响，不是涨了几厘还是降了几分，而是它彻底改变了储能在电力系统中的价值定位。
过去，储能的价值主要靠峰谷价差套利。但现在真的变了。
电网的定价逻辑转向了“按容量收费”，储能的价值正在从套利工具转向容量管理工具。
能帮用户降低最大需量、提升负荷率、优化容量配置的储能方案，会越来越值钱。只会做低买高卖、靠价差吃饭的项目，空间会越来越窄。
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