本文转载自储能网
中国储能网讯：11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，提出“创新促进新能源消纳的价格机制”，并明确“健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制”。
这是在今年电力市场化改革加速推进背景下，国家层面释放的又一次储能容量电价机制改革强政策信号。
国家能源局最新数据显示，截至2025年9月底，我国新型储能装机规模达到1.03亿千瓦，与“十三五”末相比增长超30倍，装机规模占全球总装机比例超过40%，跃居世界第一。
随着储能市场由政策驱动转向市场化驱动，单纯依赖电能量套利与辅助服务的收益模式已难以覆盖项目成本，容量电价作为稳定储能投资回报的核心机制，正进入国家顶层设计加速落地与地方差异化实践“双线推动”的发展阶段。
电力市场化改革加速，储能需容量电价机制托底
2025年，中国电力市场化改革进入深水区，储能行业迎来历史性转折，年初，136号文件被视为“强配储”时代的终结，也标志着独立储能将承担新能源消纳的重任，登上能源舞台的中心。
此后，“394 号文”提出全国电力现货市场全覆盖,两项文件出台标志着电力市场改革进入“新能源+现货市场”深度融合阶段。
传统模式下，储能收益高度依赖峰谷价差与辅助服务市场，在电力市场化模式下，储能收益模型将更依赖容量电价+现货套利+辅助服务，实现真正的市场化盈利。
储能容量电价是指针对储能设施提供的“可调度容量”而非实际发电量或放电量的补偿机制，其核心是对储能设备在电力系统中承担备用、调峰、调频等调节功能的固定成本进行补偿，以保障电力系统安全稳定运行。
容量电费由工商业用户，或是和发电企业、全部电力用户分摊，主要体现“谁受益、谁付费”原则。
储能容量电价的核心价值，在于将储能 “备而不用” 的容量价值转化为稳定收益，破解行业“盈利难” 困境。
国家层面政策脉络
对于储能容量电价机制，国家层面逐渐构建清晰的政策框架，并且，随着2025年电力市场市场化改革提速，政策信号更加强烈。
2021年7月，国家发改委、能源局联合印发的、《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了建立电网侧独立储能电站容量电价机制，这是国家层面首次针对储能容量电价作出的制度性安排。
2022年5月，《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，进一步降低了储能的运营成本，为容量电价机制的实施创造了条件。
2023年11月，《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确将现行煤电单一制电价调整为由容量电价和电量电价构成的两部制电价，同时强调，加快推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制，为新型储能容量电价机制预留政策空间。
2024年5月，国务院《节能降碳行动方案》明确研究完善储能价格机制，7月，《绿色转型意见》则提出，完善鼓励灵活性电源参与系统调节的价格机制，研究建立健全新型储能价格形成机制，将储能的容量价值与传统的电量价值并列。
2024年12月，国家发改委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025~2027年）》，强调加快建立市场化容量补偿机制，以市场为导向确定容量需求和容量价值，对有效容量进行合理补偿。
2025年9月12日，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出“推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制”，将容量电价机制从“电网侧”扩展至“各类新型储能”，并强调“有序建立可靠容量补偿机制”，进一步深化了储能容量电价的内涵。
直至此次《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》的发布，标志着中国新能源发展重点转向消纳，政策表述从“容量补偿”演进为“容量电价”，也是国家层面首次在正式文件中明确将新型储能纳入容量电价机制适用范围，储能容量电价政策的长期可持续性将得到制度保障。
值得一提的是，在近日的一次公开活动中，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦表示，“十五五”期间，将推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，指导各地完善市场价格形成机制，推动新型储能发展从政策引导逐步向市场驱动转变。
这也意味着，“十五五”期间，国家层面的储能容量电价机制或将形成。
11省份差异化探索
2024 年底，《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025~2027 年）》敲定了“市场化容量补偿”的核心方向，为地方省份先试先行提供了顶层框架。
截至2025年9月，共有内蒙古、甘肃、河北、宁夏、新疆等11省份出台了储能容量电价相关正式政策文件或征求意见稿，就新型储能容量补偿、容量电价激励机制进行差异化探索。
政策模式涵盖放电量补偿、容量电价机制（火储同补）、容量电价+峰谷电价叠加、以及容量补偿+辅助服务考核等，补偿标准一般分为“按容量补贴”（元/kW·年）与“按放电量补贴”（元/kWh）。
各地结合自身特点，在储能容量电价机制探索方面各有侧重，甘肃、宁夏等执行固定容量电价，山东、内蒙古等地则建立相对市场化的长效容量补偿电价机制，河北、新疆、广东、浙江等地是短期政策、尚未形成机制。
其中，多个省份的探索具有开创意义。
山东省，自2021年开始对独立储能在用电侧免除容量电价，在发电侧给予容量补偿电价，很好地支持了新型储能的发展，是中国最早推行容量补偿机制的省份之一。
内蒙古储能政策补贴力度全国最强，2025年3月，内蒙古发布《关于加快新型储能建设的通知》，对25年6月30日前开工并建成投产的项目，给予0.35元/kWh放电量补偿，补贴周期10年，强度高于其他省份。
甘肃省在全国率先出台省级容量电价机制，其创新实施的“全容量补偿+火储同补”模式，给予储能与火电相同的容量电价（330 元/kW·年），在已明确容量电价金额的省市中，甘肃省最高。
上海、广东制度相对更灵活，通过容量+电量补偿机制更适合中小规模、快速落地的项目。
未来该如何完善？
尽管，地方省份进行了一些有益探索，但当前储能容量电价仍处于“摸着石头过河”的阶段，三大核心问题亟待破解。
其一，市场化水平不足，多数省份采用政府直接定价，缺乏动态调整机制，难以反映电力系统真实供需关系。
其二，标准不统一，各地补偿依据各不相同，山东、内蒙古的长效机制与新疆、河北的短期政策差异较大，长期看，不利于区域资源协同与全国统一电力市场建设。
其三，政策稳定性欠缺，除少数省份外，多数补偿政策有效期仅1-3 年，与储能10年左右的全生命周期不匹配，“过补”或“欠补”风险影响行业长期预期。
此外，技术路线适配性、用户侧储能纳入范围等细节问题，仍需在实践中进一步明确。
对于储能容量电价机制发展方向，业内人士也给出了建议。
国家电投集团经济技术研究咨询有限公司裴善鹏公开发表的一篇文章指出，在用电侧，新型储能充电时均为电力过剩时期，电网不必为新型储能备用大量输变电设施和电源容量，因此，在用电侧不应该收取容量电价。
在发电侧，新型储能选址灵活、建设周期短，在新型电力系统中发挥的作用甚至超过抽水蓄能和煤电，因此，建议给予新型储能发电侧容量电价。
电力规划设计总院李丰等发布的文章则指出，新型储能容量电价应坚持“市场化为主、政策性补充”原则，短期与抽蓄分赛道建立区域标杆容量电价或竞争性容量配置过渡，未来参与容量市场与其他调节资源竞争。
同时，建议逐步建立基于系统可靠性定价的容量市场，初期简化可靠性指标，合理设计需求规模与价格曲线，既准确发现调节资源系统价值、形成有效激励，又避免大幅推高终端用电价格。
笔者认为，面向未来，储能容量电价正朝着 “市场化、精细化、长效化” 方向加速演进。
短期来看，分类施策应成为主流思路，存量项目通过政府定价兜底成本回收，增量项目引入市场化竞价，推动补偿价格稳步退坡。
长期而言，容量市场改革应逐步推进，最终实现“市场定价为主、政策兜底为辅” 的机制，让储能与煤电、调峰电站等调节资源公平竞争。
随着电力现货市场与辅助服务市场的协同完善，容量电价将与电能量、辅助服务收益形成互补，构建起覆盖储能全价值的收益体系。
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