新型储能容量电价“兜底”能力几何?

目前，多地新型储能容量电价细则陆续落地，为储能项目提供了稳定的容量收益“底薪”，显著改善了项目的经济性与投资回报预期。

在近日举办的第十四届储能国际峰会暨展览会上，多位专家学者与行业代表围绕储能价格政策、盈利模式及发展路径展开深入研讨，容量电价是贯穿始终的核心议题。

那么，容量电价究竟能为新型储能降低多少度电成本?

容量电价可覆盖度电成本约三成

根据114号文规定，电网侧独立储能容量电价=当地煤电容量电价标准×可靠容量系数。

其中，可靠容量系数反映储能的顶峰能力，为储能满功率连续放电时长与全年最长净负荷高峰持续时长的比值，最高不超过1。净负荷高峰时长，可以通俗理解为供需矛盾最尖锐、需优先保障供电的时段。目前，甘肃、湖北最长净负荷高峰持续时长分别定为6、10小时。

峰会上，国网能源研究院有限公司财审所价格室副主任姚力通过一组数据，直观展现了容量电价覆盖成本的作用。

在造价1.0元/瓦时、年放电600小时的条件下，新型储能度电成本约0.273元。按330元/千瓦・年容量电价测算，净负荷高峰时长4、6、10小时对应的度电补偿约0.138元、0.092元、0.055元，可覆盖度电成本约51%、34%、20%。

“也就是说，按6小时净负荷高峰时长测算，容量电价可覆盖度电成本约三成。”姚力表示。

新型储能满功率放电时长与当地净负荷高峰时长匹配度越高，项目经济性越好。放电时长过短会导致顶峰能力不足、容量电价效益下降;过长则受114号文比值不超过1的规定限制，同样影响经济性。

储能充放电定价机制随现货市场运行状态不同而有差异：现货连续运行地区按实时电价结算，非连续运行地区充电执行代理购电价格、放电执行省级核定价格。

需要注意的是，储能在充电时被视为电力用户，享受系统调节服务，因此需缴纳线损费用、系统运行费及输配电费;而在放电时段，则可按照放电电量相应退减输配电费。

“实际上只收了损耗电量的输配电费。”姚力解释道。

“要注意的是，新型储能充电时需支付系统运行费。”姚力补充道，“当前多项电费分摊均计入系统运行费，包括煤电容量电费、新型储能容量电费、新能源差价结算费用等，致使系统运行费水平快速上涨，因此新型储能运营需重点关注这项成本。”

此次峰会上，河北、河南、甘肃等多地代表分别介绍了本省新型储能发展现状。记者梳理发现，影响新型储能发展的因素多元。除容量电价政策外，新能源发展规模、区域用电负荷特征以及电力现货市场建设进度等，均对储能发展形成重要影响。

新能源发展是储能增长的核心驱动

河北新型储能发展特色鲜明，装机主要布局于新能源富集区域与电网关键节点，集中在张承地区(张家口、承德)及沧石地区(沧州、石家庄)，其中张承地区装机占比超50%。

截至2025年6月，河北已投运新型储能项目180座，规模达700万千瓦。

据悉，河北新型储能商业模式呈现多元化格局：新能源配套储能以降低弃电率为主要目标，用户侧储能侧重通过峰谷价差实现套利，独立储能则依托电能量交易、辅助服务等渠道获取多元收益，第三方投资项目多采用经营性租赁模式，火储联合项目则以调频服务为核心收益来源。

整体来看，项目收益主要可归纳为电能量收益、容量租赁、容量补偿及辅助服务四类。

当前河北大型储能项目收益水平较为可观，但市县层面尚未形成统一规划布局，一定程度上存在无序发展、内卷化竞争等问题。

河北省能源规划研究中心综合能源首席专家、综合能源处处长谢学旺以省内两个大型储能项目为例，介绍了其收益构成情况。

其中，华能西柏坡储能项目收益主要来自电能量交易、容量补偿及容量租赁。该项目于2024年5月31日投运。2025年实现电能量收益4285万元、容量补偿792万元、容量租赁1500万元，共计6567万元。

察北管理区电网侧独立储能电站收益涵盖电能量市场与容量补偿。项目于2025年7月16日投运，折算全年电能量收益有望达到约2.64亿元。

内蒙古电力(集团)原副总工程师岳建华亦对河北市场表示认可：“对于有意布局大型独立储能项目的企业，河北具备一定优势，值得重点推进相关布局。”

甘肃是新能源大省，新能源装机占比已达63%，预计2026年将突破1亿千瓦。甘肃新能源以集中式大型基地为主，客观上有利于大型储能项目规模化、集中化发展。

同时，甘肃区位优势独特，素有西北五省“四室一厅”之“厅”的定位，地处西北电网重要外送通道，属于典型的送端电网，这一区位特征也影响着新型储能的布局方向。华能陇东储能电站便是服务于“陇电入鲁”电力外送的配套工程。

截至今年3月，甘肃新型储能装机规模已达921万千瓦，位列全国第五。

国网甘肃省电力公司调度中心二级协理王维洲坦言，甘肃储能需求之强劲超出预期：“我们原本以为136号文出台后，储能发展节奏可能有所放缓。但实际情况并非如此，储能装机同比增速超100%，发展势头十分强劲。”

而同为新能源大省的河南，新型储能发展境遇却截然不同。

截至2025年底，河南发电装机规模达1.63亿千瓦，其中新能源装机占比突破50.3%，首次超越火电成为省内第一大电源。新能源装机中分布式光伏占比高、渗透率高，成为河南的突出特征。

截至今年2月底，河南新型储能装机规模为290万千瓦/593万千瓦时，其中独立储能电站13座，装机规模130万千瓦/260万千瓦时;新能源配套储能项目98座，装机规模160万千瓦。相较于规模较大的新能源装机，河南新型储能装机规模相对偏小。

容量电价细则落地至关重要

一个值得关注的现象是，河南新型储能装机偏小，备案项目数量却极为可观。据统计，仅2025年11—12月两个月，河南累计备案储能项目便达170个，规模高达1821万千瓦。

国网河南省电力公司电力科学研究院高级专家赵光金在解读这一现象时表示：“大家都在等政策，等撬动这一巨大市场的政策。”

截至目前，河南尚未出台新型储能容量电价具体落地实施细则。尽管河南于3月22日印发《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施》，但记者注意到，文件仅明确了建立容量电价机制的方向与基本原则，并未明确补偿标准、核算方式、执行时间等操作细则。

对此，赵光金认为：“当前急需的是政策创新，政策体系将对新型储能的应用场景、运行策略与投资收益产生决定性影响。”

河北和甘肃新型储能实现较快发展，与其率先探索建立新型储能容量电价机制密不可分。

早在2024年，河北即明确执行100元/千瓦・年的容量电价标准，并规定在电力现货市场运行前，储能充放电分别以发电、用电市场主体身份参与中长期交易;现货市场启动后，按现货规则结算。同时明确，独立储能电站向电网送电的，充电电量免于承担输配电价、系统运行费及政府性基金及附加，不执行功率因数考核，仅按规定承担上网环节线损费用。

2025年，河北进一步出台政策延长容量电价适用期限，明确2026年6月1日前建成并网的储能电站，均可享受24个月、100元/千瓦的容量电价支持。

谢学旺坦言：“目前电网侧储能，收益还是不错的。”测算显示，峰谷价差0.3元时，10万千瓦/40万千瓦时储能电站电能量收益约3000万元、容量补偿1000万元、辅助服务收益1000万元，收益占比3:1:1。即便在0.3元价差下，独立储能仍具备较好收益水平。

甘肃堪称容量电价机制建设的标杆省份，建成全国首个统筹煤电与电网侧新型储能的容量电价体系，明确容量电价补偿标准330元/千瓦・年。

以甘肃某10万千瓦/20万千瓦时电网侧独立储能项目为例，年可获容量电费1000万元，需缴纳系统运行费230万元、上网环节线损费57万元、输配电费171万元。

可见，系统运行费、线损费及输配电费合计不足容量电费的一半，直观印证了容量电费是独立储能最核心的收益与成本支撑，远高于其他费用的影响权重。

现货市场是储能价值回归的必经之路

河南容量电价细则亟待落地，但其电力市场建设推进迅速，已全面进入电力现货连续结算试运行阶段，这与河北北部电网(含张家口、承德等地)尚未开展现货试运行的情况形成差异。

“在现货条件下，独立储能比较困难。”赵光金坦言，河南98座新能源配套储能不愿转为独立储能，核心原因在于：新能源配储在发电环节无需缴纳系统运行费、政府性基金、输配电价及上网线损4项成本;而一旦转为独立储能，上述费用均需缴纳，度电成本将增加0.18~0.2元。

此外，河南启动电力现货试运行后，春秋季新能源大发时段时常出现充电电价、放电电价双双为零的现象，无峰谷价差可套利，这也是配储不愿转为独立储能的原因。

不过赵光金补充表示，河南在源网荷储一体化推进上力度突出，相关规划政策走在全国前列。截至目前，河南已累计实施源网荷储项目781个，总投资619亿元，项目全部建成后可提升绿电消纳量168亿千瓦时。

甘肃电力现货市场较早转入正式运行，是全国第四个、西北首个正式运行的省级电力现货市场。电力现货市场对储能运行模式具有直接导向作用，王维洲举例表示：“在市场信号引导下，部分储能项目已开展两充两放运行，完全是市场化自主选择的结果。”

针对现货市场下的峰谷套利空间，王维洲则持更为审慎的看法：“套利空间大概率会持续收窄。甘肃2025年峰谷最大价差仅0.27元，平均价差0.14元。随着新能源装机占比持续提升，储能套利空间还可能进一步压缩。”

他同时指出，新型储能布局需兼顾新能源发展与区域负荷增长。甘肃当前用电负荷年均增速仅5%，新能源增速近30%。他建议行业研判套利与政策环境时，还需重点关注区域负荷、外送通道能力对储能布局的实际影响。

综合来看，河北、河南、甘肃三省新能源禀赋各异、电力市场进程不一，新型储能发展呈现出截然不同的态势，而容量电价细则落地与否、政策支持力度、现货市场环境及区域负荷与外送条件，共同构成了决定储能生存空间与发展质量的核心要素。

未来，随着各地政策细化、市场机制成熟，新型储能需平衡政策支撑与市场驱动，兼顾技术与区域资源禀赋，方能实现高质量可持续发展，在新型电力系统中发挥更大价值。