储能充电侧电价各部分减免力度呈区域分化，侧面反映政府态度及该地区电力市场当下情况。从储能充电来看，各费用项目的征收政策存在区域性差异。政府性基金及附加对储能充电侧实行减免，输配电价亦享受免收或缴后退减政策，有效降低了储能充电的成本。系统运行费用方面，目前仅河北、宁夏、天津三地明确对储能充电侧予以减免，湖北仅减免系统运行费中的政策性交叉补贴新增损益部分，其余省份尚无明确减免政策。上网环节线损费用则需全额缴纳。储能充电电价减免情况反映当地政府对于储能参与市场化态度；1）宁夏是西北新能源富集大省，风光装机体量高、消纳压力突出，储能是强制配储、风光就地消纳核心载体，减负政策倒逼新能源配套储能落地；2）河北是京津冀输电枢纽，西电东送叠加本地新能源并网规模大，夏季高峰供电紧张，需要储能调峰保供、缓解电网阻塞；3）天津城市负荷密集型电网，用电峰谷差逐年拉大，本地调节资源不足，依靠储能削峰填谷保障电网安全稳定运行。
　　系统运行费用对网侧储能营收影响明显，多数省份容量补偿尚不足以支撑市场化运营。网侧储能的盈利渠道主要包括现货价差收益、辅助服务收益和容量补偿三大板块，其中现货价差收益在储能总收益中占比最高，构成盈利基本盘。系统运行费用的大小直接决定充放电价差水平，系统运行费用的征收对行业利润形成显著挤压，目前仅甘肃等5省的网侧储能能够在容量补偿支持下达到盈利门槛。与此同时，新能源全面入市推动我国系统运行费用持续快速上涨，储能行业利润空间面临进一步挤压。
　　绿电装机比例有望进一步提升，政策存在优化空间。河北、宁夏作为新能源大省，2025年新能源装机规模占比分别达到72.4%和65.5%，远超全国平均水平的47.3%；天津电网受入外来电中新能源比例同样偏高，三地电网平衡压力突出，对储能服务需求大，免除储能充电侧系统运行费用成本以促进储能进入市场化交易。随着绿电装机比例进一步提升，催化储能需求，通过充电成本纾困的政策有望全国性铺开。
　　投资建议：对于2026/2027年因为经济性驱动的装机情况，还需持续观察三个指标：各地区的煤电容量电价定价；各地区的储能项目清单规模；以及现货市场的价差变化情况。目前仅部分区域通过免除充电系统运行费降低储能成本，随着电力市场化继续推进，充电系统运行费用免除有望全国铺开，储能运营商盈利性得以边际提升。建议关注储能运营商、涉足储能业务的电力运营商南网储能、海博思创、华电新能、长江电力。
　　风险提示：政策不及预期风险；电力现货市场建设不及预期风险；行业竞争加剧风险。