容量租賃“退場”，容量電價“補位”，儲能風向又變了！
光伏產業網訊
發布日期：2025-09-01
核心提示：
容量租賃“退場”，容量電價“補位”，儲能風向又變了
隨著《關于深化電力體制改革的若干意見》（136號文）明確取消強制配儲、推動電力現貨市場建設，容量租賃逐步退出市場，獨立儲能收益面臨嚴峻挑戰。
在此背景下，建立適配的容量電價機制，是破解其成本回收難題、激活產業投資的關鍵制度創新。
前段時間，甘肅省發改委一紙文件震動新能源界——《甘肅省關于建立發電側容量電價機制的通知（征求意見稿）》正式發布。
全國首次將電網側新型儲能與煤電一并納入省級容量電價體系，按每年330元/kW標準補償。
據了解，《通知》是全國首個省級層面獨立制定的容量電價機制，其創新實施的“全容量補償+火儲同補”模式。
在新能源高比例滲透背景下，對穩定電力系統、保障投資回報和推動儲能發展具有重要意義。
為什么要有容量電價？
容量電價是一種電力定價機制中的重要組成部分，它主要是為了補償發電企業為了提供發電容量而產生的固定成本。分為發電側容量電價和用電側容量電價。
簡單來說，發電企業為了能夠在需要的時候發電，要投資建設發電廠、購置發電設備等，這些投資成本是固定的，容量電價就是要確保發電企業能夠回收這部分成本。
為了補償煤電建設運營商因建設、維護發電設施而投入的固定成本，2023年11月，國家發改委印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發改價格〔2023〕1501號），確定了燃煤容量補償電價。
根據國家發展改革委的政策部署，自2024年1月1日起，我國正式對煤電實行“兩部制”電價，將電價明確劃分為“容量電價”和“電量電價”兩部分。
容量電價主要回收機組固定成本，電量電價主要回收變動成本。
在新型儲能領域，容量電價直接補償其作為調節性資源的裝機容量價值，構成收益結構的“壓艙石”。
建立容量電價機制，將單一制電價調整為兩部制電價，有助于穩定發電側儲能投資主體預期。
不同省份政策有何差異？
為什么甘肅率先成為全國首個省級獨立容量電價政策落地省份？這就不得不提到甘肅新能源發展情況。
以甘肅省所在的西北地區為例，在過去一段時間內，西北地區儲能雖然裝機量大，但是實際利用率低，主要原因在于儲能發展依靠新能源強制配儲政策驅動，而非真實市場需求。
2024年甘肅省2小時儲能項目收益率僅為5.1%，遠低于社會平均回報水平。
甘肅作為我國新能源富集區，正面臨高比例可再生能源接入帶來的系統性挑戰。截至2025年6月，風電與光伏發電量占比已近40%，風光出力的隨機性和波動性使電網對靈活性調節資源的需求日益迫切。
事實上，內蒙古、新疆、山東、河北等地已就新型儲能容量補償、容量電價激勵機制進行差異化探索。
甘肅首創“火儲同補”模式
補貼標準：電網側儲能：容量電價 330元/千瓦·年（試行2年），按有效容量補貼。火電協同：煤電機組同步享受330元/千瓦·年容量電價，強化“火儲同補”機制。
補貼邏輯：容量電價*有效容量，其中有效容量=(滿功率放電時長/6)×額定功率×(1-廠用電率)
考核機制：月內發生三次非停，扣減當月容量電費；全年有三個月發生，扣減全年容量電費。
內蒙古市場盈利性較為明顯
補貼標準：獨立儲能電站向電網放電量按0.35元/千瓦時補償，執行期 10年（2025年5月已啟動首筆補償）。2026年起補償標準逐年調整，每年9月底前公布次年標準。
補貼邏輯：按實際放電量計算
考核機制：不考核充放電次數目前，內蒙古蒙西電力市場的峰谷價差很大，最高時曾達到1.5元/度，日均價差維持在0.518元/度。按照一年330次循環計算，1個100MW的4小時儲能項目，年收入就是5000萬，如果算上0.35元的補貼，收益率超15%。
新疆退坡機制促使企業加快項目落地
補貼標準：放電量補償：2025年0.128元/千瓦時,后續政策待定。調峰補償：充電0.55元/千瓦時，放電0.25元/千瓦時（需按調度指令執行，與容量電價不可疊加）。
補貼邏輯：按實際放電量結算。實際運行中，按調度指令進行調峰且獲得調峰補償的數據尚不清晰。
考核機制：無明確考核，但需滿足調度指令。
山東放電時長越長容量補償總額越高
補貼標準：容量電價：0.14元/千瓦時(示范項目)，0.07元/千瓦時(市場化項目)
補貼邏輯：容量電價*日可用容量其中日可用容量 = 核定放電功率 × K × H / 24，K=電站當日運行及備用狀態下的小時數（計劃檢修、臨故修時間不計入）/24，H=日運行時長
考核機制：按《山東電力市場規則》執行。
河北加快項目落地，推動長時儲能
補貼標準：容量電價：100元/千瓦·年(月度8.33元/千瓦)， 激勵期24個月（2026年6月前建成項目）。
補貼邏輯：按月度平均可用容量執行。其中月度平均可用容量=∑0.5x(日可用充電容量x可持續充電時長+日可用放電容量x可持續放電時長)/4小時/當月總天數 。
考核機制：無法達到申報可用充放電容量和可持續充放電時長的，月內發生兩次扣減當月容量電費的10%，發生三次扣減50%，發生四次及以上扣減100%。年≥330次完全充放電。未達標按比例扣減補貼，逾期項目按月遞減激勵期。
新型儲能收益多元化
實際上，單獨以容量補償是遠不能滿足儲能市場收益可靠性的。新型儲能可通過“容量補償+現貨套利+輔助服務+綠證交易”實現多元收益，真正從“政策輸血”轉向“市場造血”。
這套組合拳不僅將激活社會資本對儲能的投資熱情，更將推動儲能技術在調頻、調峰、黑啟動等多元場景中的創新應用。
在此背景下，建立適配的容量電價機制，是破解其成本回收難題、激活產業投資的關鍵制度創新。
前段時間，甘肅省發改委一紙文件震動新能源界——《甘肅省關于建立發電側容量電價機制的通知（征求意見稿）》正式發布。
全國首次將電網側新型儲能與煤電一并納入省級容量電價體系，按每年330元/kW標準補償。
據了解，《通知》是全國首個省級層面獨立制定的容量電價機制，其創新實施的“全容量補償+火儲同補”模式。
在新能源高比例滲透背景下，對穩定電力系統、保障投資回報和推動儲能發展具有重要意義。
為什么要有容量電價？
容量電價是一種電力定價機制中的重要組成部分，它主要是為了補償發電企業為了提供發電容量而產生的固定成本。分為發電側容量電價和用電側容量電價。
簡單來說，發電企業為了能夠在需要的時候發電，要投資建設發電廠、購置發電設備等，這些投資成本是固定的，容量電價就是要確保發電企業能夠回收這部分成本。
為了補償煤電建設運營商因建設、維護發電設施而投入的固定成本，2023年11月，國家發改委印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發改價格〔2023〕1501號），確定了燃煤容量補償電價。
根據國家發展改革委的政策部署，自2024年1月1日起，我國正式對煤電實行“兩部制”電價，將電價明確劃分為“容量電價”和“電量電價”兩部分。
容量電價主要回收機組固定成本，電量電價主要回收變動成本。
在新型儲能領域，容量電價直接補償其作為調節性資源的裝機容量價值，構成收益結構的“壓艙石”。
建立容量電價機制，將單一制電價調整為兩部制電價，有助于穩定發電側儲能投資主體預期。
不同省份政策有何差異？
為什么甘肅率先成為全國首個省級獨立容量電價政策落地省份？這就不得不提到甘肅新能源發展情況。
以甘肅省所在的西北地區為例，在過去一段時間內，西北地區儲能雖然裝機量大，但是實際利用率低，主要原因在于儲能發展依靠新能源強制配儲政策驅動，而非真實市場需求。
2024年甘肅省2小時儲能項目收益率僅為5.1%，遠低于社會平均回報水平。
甘肅作為我國新能源富集區，正面臨高比例可再生能源接入帶來的系統性挑戰。截至2025年6月，風電與光伏發電量占比已近40%，風光出力的隨機性和波動性使電網對靈活性調節資源的需求日益迫切。
事實上，內蒙古、新疆、山東、河北等地已就新型儲能容量補償、容量電價激勵機制進行差異化探索。
甘肅首創“火儲同補”模式
補貼標準：電網側儲能：容量電價 330元/千瓦·年（試行2年），按有效容量補貼。火電協同：煤電機組同步享受330元/千瓦·年容量電價，強化“火儲同補”機制。
補貼邏輯：容量電價*有效容量，其中有效容量=(滿功率放電時長/6)×額定功率×(1-廠用電率)
考核機制：月內發生三次非停，扣減當月容量電費；全年有三個月發生，扣減全年容量電費。
內蒙古市場盈利性較為明顯
補貼標準：獨立儲能電站向電網放電量按0.35元/千瓦時補償，執行期 10年（2025年5月已啟動首筆補償）。2026年起補償標準逐年調整，每年9月底前公布次年標準。
補貼邏輯：按實際放電量計算
考核機制：不考核充放電次數目前，內蒙古蒙西電力市場的峰谷價差很大，最高時曾達到1.5元/度，日均價差維持在0.518元/度。按照一年330次循環計算，1個100MW的4小時儲能項目，年收入就是5000萬，如果算上0.35元的補貼，收益率超15%。
新疆退坡機制促使企業加快項目落地
補貼標準：放電量補償：2025年0.128元/千瓦時,后續政策待定。調峰補償：充電0.55元/千瓦時，放電0.25元/千瓦時（需按調度指令執行，與容量電價不可疊加）。
補貼邏輯：按實際放電量結算。實際運行中，按調度指令進行調峰且獲得調峰補償的數據尚不清晰。
考核機制：無明確考核，但需滿足調度指令。
山東放電時長越長容量補償總額越高
補貼標準：容量電價：0.14元/千瓦時(示范項目)，0.07元/千瓦時(市場化項目)
補貼邏輯：容量電價*日可用容量其中日可用容量 = 核定放電功率 × K × H / 24，K=電站當日運行及備用狀態下的小時數（計劃檢修、臨故修時間不計入）/24，H=日運行時長
考核機制：按《山東電力市場規則》執行。
河北加快項目落地，推動長時儲能
補貼標準：容量電價：100元/千瓦·年(月度8.33元/千瓦)， 激勵期24個月（2026年6月前建成項目）。
補貼邏輯：按月度平均可用容量執行。其中月度平均可用容量=∑0.5x(日可用充電容量x可持續充電時長+日可用放電容量x可持續放電時長)/4小時/當月總天數 。
考核機制：無法達到申報可用充放電容量和可持續充放電時長的，月內發生兩次扣減當月容量電費的10%，發生三次扣減50%，發生四次及以上扣減100%。年≥330次完全充放電。未達標按比例扣減補貼，逾期項目按月遞減激勵期。
新型儲能收益多元化
實際上，單獨以容量補償是遠不能滿足儲能市場收益可靠性的。新型儲能可通過“容量補償+現貨套利+輔助服務+綠證交易”實現多元收益，真正從“政策輸血”轉向“市場造血”。
這套組合拳不僅將激活社會資本對儲能的投資熱情，更將推動儲能技術在調頻、調峰、黑啟動等多元場景中的創新應用。