中國儲能網(wǎng)訊：11月10日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于促進新能源消納和調(diào)控的指導意見》，提出“創(chuàng)新促進新能源消納的價格機制”，并明確“健全完善煤電、抽水蓄能、新型儲能等調(diào)節(jié)性資源容量電價機制”。
這是在今年電力市場化改革加速推進背景下，國家層面釋放的又一次儲能容量電價機制改革強政策信號。
國家能源局最新數(shù)據(jù)顯示，截至2025年9月底，我國新型儲能裝機規(guī)模達到1.03億千瓦，與“十三五”末相比增長超30倍，裝機規(guī)模占全球總裝機比例超過40%，躍居世界第一。
隨著儲能市場由政策驅(qū)動轉(zhuǎn)向市場化驅(qū)動，單純依賴電能量套利與輔助服務的收益模式已難以覆蓋項目成本，容量電價作為穩(wěn)定儲能投資回報的核心機制，正進入國家頂層設(shè)計加速落地與地方差異化實踐“雙線推動”的發(fā)展階段。
電力市場化改革加速，儲能需容量電價機制托底
2025年，中國電力市場化改革進入深水區(qū)，儲能行業(yè)迎來歷史性轉(zhuǎn)折，年初，136號文件被視為“強配儲”時代的終結(jié)，也標志著獨立儲能將承擔新能源消納的重任，登上能源舞臺的中心。
此后，“394 號文”提出全國電力現(xiàn)貨市場全覆蓋,兩項文件出臺標志著電力市場改革進入“新能源+現(xiàn)貨市場”深度融合階段。
傳統(tǒng)模式下，儲能收益高度依賴峰谷價差與輔助服務市場，在電力市場化模式下，儲能收益模型將更依賴容量電價+現(xiàn)貨套利+輔助服務，實現(xiàn)真正的市場化盈利。
儲能容量電價是指針對儲能設(shè)施提供的“可調(diào)度容量”而非實際發(fā)電量或放電量的補償機制，其核心是對儲能設(shè)備在電力系統(tǒng)中承擔備用、調(diào)峰、調(diào)頻等調(diào)節(jié)功能的固定成本進行補償，以保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。
容量電費由工商業(yè)用戶，或是和發(fā)電企業(yè)、全部電力用戶分攤，主要體現(xiàn)“誰受益、誰付費”原則。
儲能容量電價的核心價值，在于將儲能 “備而不用” 的容量價值轉(zhuǎn)化為穩(wěn)定收益，破解行業(yè)“盈利難” 困境。
國家層面政策脈絡(luò)
對于儲能容量電價機制，國家層面逐漸構(gòu)建清晰的政策框架，并且，隨著2025年電力市場市場化改革提速，政策信號更加強烈。
2021年7月，國家發(fā)改委、能源局聯(lián)合印發(fā)的、《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，明確了建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，這是國家層面首次針對儲能容量電價作出的制度性安排。
2022年5月，《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，明確獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，進一步降低了儲能的運營成本，為容量電價機制的實施創(chuàng)造了條件。
2023年11月，《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》明確將現(xiàn)行煤電單一制電價調(diào)整為由容量電價和電量電價構(gòu)成的兩部制電價，同時強調(diào)，加快推進電能量市場、容量市場、輔助服務市場等高效協(xié)同的電力市場體系建設(shè)，逐步構(gòu)建起有效反映各類電源電量價值和容量價值的兩部制電價機制，為新型儲能容量電價機制預留政策空間。
2024年5月，國務院《節(jié)能降碳行動方案》明確研究完善儲能價格機制，7月，《綠色轉(zhuǎn)型意見》則提出，完善鼓勵靈活性電源參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)的價格機制，研究建立健全新型儲能價格形成機制，將儲能的容量價值與傳統(tǒng)的電量價值并列。
2024年12月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力優(yōu)化專項行動實施方案（2025~2027年）》，強調(diào)加快建立市場化容量補償機制，以市場為導向確定容量需求和容量價值，對有效容量進行合理補償。
2025年9月12日，《新型儲能規(guī)?；ㄔO(shè)專項行動方案（2025—2027年）》提出“推動完善新型儲能等調(diào)節(jié)資源容量電價機制，有序建立可靠容量補償機制”，將容量電價機制從“電網(wǎng)側(cè)”擴展至“各類新型儲能”，并強調(diào)“有序建立可靠容量補償機制”，進一步深化了儲能容量電價的內(nèi)涵。
直至此次《關(guān)于促進新能源消納和調(diào)控的指導意見》的發(fā)布，標志著中國新能源發(fā)展重點轉(zhuǎn)向消納，政策表述從“容量補償”演進為“容量電價”，也是國家層面首次在正式文件中明確將新型儲能納入容量電價機制適用范圍，儲能容量電價政策的長期可持續(xù)性將得到制度保障。
值得一提的是，在近日的一次公開活動中，國家能源局能源節(jié)約和科技裝備司副司長邊廣琦表示，“十五五”期間，將推動完善新型儲能等調(diào)節(jié)資源容量電價機制，指導各地完善市場價格形成機制，推動新型儲能發(fā)展從政策引導逐步向市場驅(qū)動轉(zhuǎn)變。
這也意味著，“十五五”期間，國家層面的儲能容量電價機制或?qū)⑿纬伞?/span>
11省份差異化探索
2024 年底，《電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力優(yōu)化專項行動實施方案（2025~2027 年）》敲定了“市場化容量補償”的核心方向，為地方省份先試先行提供了頂層框架。
截至2025年9月，共有內(nèi)蒙古、甘肅、河北、寧夏、新疆等11省份出臺了儲能容量電價相關(guān)正式政策文件或征求意見稿，就新型儲能容量補償、容量電價激勵機制進行差異化探索。
政策模式涵蓋放電量補償、容量電價機制（火儲同補）、容量電價+峰谷電價疊加、以及容量補償+輔助服務考核等，補償標準一般分為“按容量補貼”（元/kW·年）與“按放電量補貼”（元/kWh）。
各地結(jié)合自身特點，在儲能容量電價機制探索方面各有側(cè)重，甘肅、寧夏等執(zhí)行固定容量電價，山東、內(nèi)蒙古等地則建立相對市場化的長效容量補償電價機制，河北、新疆、廣東、浙江等地是短期政策、尚未形成機制。
其中，多個省份的探索具有開創(chuàng)意義。
山東省，自2021年開始對獨立儲能在用電側(cè)免除容量電價，在發(fā)電側(cè)給予容量補償電價，很好地支持了新型儲能的發(fā)展，是中國最早推行容量補償機制的省份之一。
內(nèi)蒙古儲能政策補貼力度全國最強，2025年3月，內(nèi)蒙古發(fā)布《關(guān)于加快新型儲能建設(shè)的通知》，對25年6月30日前開工并建成投產(chǎn)的項目，給予0.35元/kWh放電量補償，補貼周期10年，強度高于其他省份。
甘肅省在全國率先出臺省級容量電價機制，其創(chuàng)新實施的“全容量補償+火儲同補”模式，給予儲能與火電相同的容量電價（330 元/kW·年），在已明確容量電價金額的省市中，甘肅省最高。
上海、廣東制度相對更靈活，通過容量+電量補償機制更適合中小規(guī)模、快速落地的項目。
未來該如何完善？
盡管，地方省份進行了一些有益探索，但當前儲能容量電價仍處于“摸著石頭過河”的階段，三大核心問題亟待破解。
其一，市場化水平不足，多數(shù)省份采用政府直接定價，缺乏動態(tài)調(diào)整機制，難以反映電力系統(tǒng)真實供需關(guān)系。
其二，標準不統(tǒng)一，各地補償依據(jù)各不相同，山東、內(nèi)蒙古的長效機制與新疆、河北的短期政策差異較大，長期看，不利于區(qū)域資源協(xié)同與全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)。
其三，政策穩(wěn)定性欠缺，除少數(shù)省份外，多數(shù)補償政策有效期僅1-3 年，與儲能10年左右的全生命周期不匹配，“過補”或“欠補”風險影響行業(yè)長期預期。
此外，技術(shù)路線適配性、用戶側(cè)儲能納入范圍等細節(jié)問題，仍需在實踐中進一步明確。
對于儲能容量電價機制發(fā)展方向，業(yè)內(nèi)人士也給出了建議。
國家電投集團經(jīng)濟技術(shù)研究咨詢有限公司裴善鵬公開發(fā)表的一篇文章指出，在用電側(cè)，新型儲能充電時均為電力過剩時期，電網(wǎng)不必為新型儲能備用大量輸變電設(shè)施和電源容量，因此，在用電側(cè)不應該收取容量電價。
在發(fā)電側(cè)，新型儲能選址靈活、建設(shè)周期短，在新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮的作用甚至超過抽水蓄能和煤電，因此，建議給予新型儲能發(fā)電側(cè)容量電價。
電力規(guī)劃設(shè)計總院李豐等發(fā)布的文章則指出，新型儲能容量電價應堅持“市場化為主、政策性補充”原則，短期與抽蓄分賽道建立區(qū)域標桿容量電價或競爭性容量配置過渡，未來參與容量市場與其他調(diào)節(jié)資源競爭。
同時，建議逐步建立基于系統(tǒng)可靠性定價的容量市場，初期簡化可靠性指標，合理設(shè)計需求規(guī)模與價格曲線，既準確發(fā)現(xiàn)調(diào)節(jié)資源系統(tǒng)價值、形成有效激勵，又避免大幅推高終端用電價格。
筆者認為，面向未來，儲能容量電價正朝著 “市場化、精細化、長效化” 方向加速演進。
短期來看，分類施策應成為主流思路，存量項目通過政府定價兜底成本回收，增量項目引入市場化競價，推動補償價格穩(wěn)步退坡。
長期而言，容量市場改革應逐步推進，最終實現(xiàn)“市場定價為主、政策兜底為輔” 的機制，讓儲能與煤電、調(diào)峰電站等調(diào)節(jié)資源公平競爭。
隨著電力現(xiàn)貨市場與輔助服務市場的協(xié)同完善，容量電價將與電能量、輔助服務收益形成互補，構(gòu)建起覆蓋儲能全價值的收益體系。
