新型储能容量电价正从梦想走向现实。

近期以来，关于容量电价的政策密集出台。一方面，煤电容量电价机制正逐步完善，云南、上海、北京、河北等多个省份发布了调整当地煤电容量电价机制的政策；另一方面，新型储能容量电价机制也正逐步推进，湖北、甘肃等地公布了电网侧独立储能容量补偿政策及价格标准。

容量电价机制的建立源于对电力系统发展新形势的深刻认识。随着风电、光伏等新能源全面进入市场，其不稳定性愈发明显，在这种情况下，煤电、储能等“稳定器”必须时刻准备着保障电力供应。

然而，相对于煤电容量电价的日益完善，新型储能的容量电价还刚刚起步，而且各省市的补偿形式和费用疏导方式还存在较大差异，亟需国家层面制定明确统一的机制设计原则。

新型储能还处于各地探索容量补偿电价阶段

1月4日，湖北发改委、能源局发布《关于建立新型储能价格机制的通知》，文件提出，建立电网侧独立储能容量补偿机制，自2026年2月1日起执行，执行期限暂定1年。而在2025年12月31日，甘肃省发展改革委、甘肃省工信厅等四部门联合发布《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》，提出建立发电侧可靠容量补偿机制，补偿范围包括合规在运的公用煤电机组、电网侧独立新型储能等。

据不完全统计，截至目前，国内已经有湖北、甘肃、宁夏等9省市公布了新型储能容量补偿政策及价格标准。尽管范围在不断扩大，但与煤电的容量补偿电价相比，成熟度还是相差很大。

山东能源灵台电厂调峰煤电项目

事实上，煤电建立容量电价机制也不是一蹴而就的。在新能源大规模发展前，国内煤电长期实行单一电量电价，电价主要覆盖发电成本与合理收益，未单独区分容量价值与电量价值，这一模式适配当时煤电作为电力系统绝对主力、电力供需相对稳定的格局。

随着新能源装机占比快速提升，煤电逐步从电量主体向调节支撑主体转型，传统单一电价难以覆盖其备而不用的容量成本，容量电价机制应运而生。

最初，煤电容量电价也是从容量补偿电价开始探索。早在2020年4月，山东就发布了《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，首创容量补偿电价，确定电力现货市场容量补偿电价0.0991元/kWh，开启了煤电容量电价机制的开端。

2022年底，云南在全国率先建立煤电调节容量市场，通过市场化方式疏导煤电成本，形成了电能量市场和调节容量市场的双市场模式；2023年10月，四川发布相关征求意见稿，拟按90.3元/千瓦·年的标准建立煤电容量补偿机制，成为首个明确提出单独煤电容量补偿标准的省份。

此外，甘肃、内蒙古等地区也通过完善辅助服务市场规则、探索“风火电源利益共享机制”等方式，实现对煤电容量价值的合理补偿。

在此基础上，2023年11月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确自2024年1月1日起实行煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策，标志着煤电容量电价从分散的容量补偿探索正式走向制度化、规范化。

当前，新型储能也正处于各地探索容量补偿阶段，还未能建立统一、规范的容量电价机制。但是，在2026年，随着越来越多的省市推出新型储能容量补偿机制，国内新型储能容量电价机制也将加快形成。

容量补偿方式各有千秋

随着各地新型储能容量补偿政策的出台，定价机制也是行业最关心的话题。整体来看，从补偿方式来看，主要有三种。

一种是按容量计价，代表省市有湖北、甘肃、宁夏、浙江、河北、广东等。此类政策的核心优势在于计价标准清晰，能为储能项目提供稳定的收益兜底，适配市场成熟度较高或需规范收益模式的地区。

如按容量计价方式通常以固定金额或略高于成本的方式核定补偿标准，价格更多地参考了当地煤电的容量电价标准。

早在2023年11月，国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》指出，关于煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。

同时，该文件还明确，通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024—2025年多数地方为30%（100元/千瓦·年）左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%（165元/千瓦·年）左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

粤港澳大湾区单体容量最大调频调峰电网侧独立储能电站

如湖北发布的《关于建立新型储能价格机制的通知》明确，年度容量电价暂按165元/千瓦·年执行；宁夏于2025年9月发布《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》显示，电网侧新型储能容量电价标准于煤电机组同步，2025年10月至12月按照100元/千瓦·年执行，2026年1月起按照165元/千瓦·年执行。

第二种是按放电量计价，主要包括内蒙古和新疆两地。此类政策以储能向电网的放电量为计价依据，核心目标是激励储能发挥调峰作用，适配新能源占比高、调峰需求迫切的地区。

内蒙古的调峰放电补偿标准为2025年0.35元/kWh，2026年降至0.28元/kWh，是全国调峰补偿标准最高、补偿期限最长（10年）的省份。新疆的调峰放电补偿标准为2025年0.128元/kWh，自2024年起实行逐年退坡机制，每年补偿标准降低20%。

第三种是复合模式，以山东为代表。山东是中国最早推行容量补偿机制的省份之一，自2021年起就开始对独立储能电站在用电侧免除容量电价，在发电侧给予容量补偿电价。目前，该地新型储能电站采用容量补偿与分时电价、辅助服务相结合的复合计价模式，核心是通过多维度激励机制，适配当地煤电为主、新能源快速增长的电源结构特点。山东2024年后调整的容量补偿标准为0.0705元/kWh。

明显呈现共同的趋势

当前，针对新型储能容量电价，国家层面还没有明确统一的机制设计原则，但是以上9省市在这方面的探索有积极意义。

2025年9月，宁夏发布的《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》和同年12月甘肃发布的《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》均将煤电机组与电网侧新型储能纳入统一补偿框架，实行相同的补偿标准。这一机制不仅打破了传统上对不同类型电源的差异化对待，承认了新型储能在系统容量支撑中的同等地位，而且有了煤电作参考，新型储能的价格机制设计更有章可循。

值得注意的是，虽然各地关于新型储能容量电价的政策各有特色，当整体上也呈现出共同之处，这也反映了政策的趋势。

首先是考核机制日趋严格，对储能项目的调度服从性、运行可靠性要求不断提高。如甘肃提到，煤电机组、电网侧独立新型储能运行期间，不能按照调度提前下达的指令提供申报最大出力或放电时长的，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生二次扣减100%；全年有三个月扣减月度100%容量电费的，扣减全年容量电费。

位于甘肃的新型储能电站

湖北则提到，项目实际最大放电功率或单次放电电量未达到日前申报值98%且未达到计划值98%的，发生一次记一次考核，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的项目，取消其容量补偿资格。

其次是容量电价逐步从政府补贴转向市场化机制。这方面除了山东表现作为明显外，其他地区也均有这方面的动作。如浙江实行分阶段递减的容量电价标准，明确2024—2026年依次为200元、180元、170元/千瓦·年。甘肃则提到，坚持系统设计，深入改革，凡是能放给市场的坚决放给市场；构建中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场等多层次电力市场体系，稳定发电侧市场预期。

整体来看，各地的容量补偿电价机制均对当地的新型储能发展提供了支撑作用。有资料统计，截至2025年上半年，内蒙古对全区纳入规划的独立新型储能电站累计发放的放电量补偿金额已超2亿元。2025年12月26日，浙江发布《关于发放新型储能容量补偿资金的通知》。根据项目清单，包括华能、国能、浙能电力在内的17个新型储能项目合计获得补偿金额2.328亿元。

可以说，各地新型储能容量补偿机制在推动当地储能发展的同时，也为国家层面制定明确统一的机制设计原则奠定了基础、积累实践经验。