目前，多地新型儲能容量電價細則陸續(xù)落地，為儲能項目提供了穩(wěn)定的容量收益“底薪”，顯著改善了項目的經(jīng)濟性與投資回報預期。

在近日舉辦的第十四屆儲能國際峰會暨展覽會上，多位專家學者與行業(yè)代表圍繞儲能價格政策、盈利模式及發(fā)展路徑展開深入研討，容量電價是貫穿始終的核心議題。

那么，容量電價究竟能為新型儲能降低多少度電成本?

容量電價可覆蓋度電成本約三成

根據(jù)114號文規(guī)定，電網(wǎng)側獨立儲能容量電價=當?shù)孛弘娙萘侩妰r標準×可靠容量系數(shù)。

其中，可靠容量系數(shù)反映儲能的頂峰能力，為儲能滿功率連續(xù)放電時長與全年最長凈負荷高峰持續(xù)時長的比值，最高不超過1。凈負荷高峰時長，可以通俗理解為供需矛盾最尖銳、需優(yōu)先保障供電的時段。目前，甘肅、湖北最長凈負荷高峰持續(xù)時長分別定為6、10小時。

峰會上，國網(wǎng)能源研究院有限公司財審所價格室副主任姚力通過一組數(shù)據(jù)，直觀展現(xiàn)了容量電價覆蓋成本的作用。

在造價1.0元/瓦時、年放電600小時的條件下，新型儲能度電成本約0.273元。按330元/千瓦?年容量電價測算，凈負荷高峰時長4、6、10小時對應的度電補償約0.138元、0.092元、0.055元，可覆蓋度電成本約51%、34%、20%。

“也就是說，按6小時凈負荷高峰時長測算，容量電價可覆蓋度電成本約三成。”姚力表示。

新型儲能滿功率放電時長與當?shù)貎糌摵筛叻鍟r長匹配度越高，項目經(jīng)濟性越好。放電時長過短會導致頂峰能力不足、容量電價效益下降;過長則受114號文比值不超過1的規(guī)定限制，同樣影響經(jīng)濟性。

儲能充放電定價機制隨現(xiàn)貨市場運行狀態(tài)不同而有差異：現(xiàn)貨連續(xù)運行地區(qū)按實時電價結算，非連續(xù)運行地區(qū)充電執(zhí)行代理購電價格、放電執(zhí)行省級核定價格。

需要注意的是，儲能在充電時被視為電力用戶，享受系統(tǒng)調節(jié)服務，因此需繳納線損費用、系統(tǒng)運行費及輸配電費;而在放電時段，則可按照放電電量相應退減輸配電費。

“實際上只收了損耗電量的輸配電費。”姚力解釋道。

“要注意的是，新型儲能充電時需支付系統(tǒng)運行費。”姚力補充道，“當前多項電費分攤均計入系統(tǒng)運行費，包括煤電容量電費、新型儲能容量電費、新能源差價結算費用等，致使系統(tǒng)運行費水平快速上漲，因此新型儲能運營需重點關注這項成本。”

此次峰會上，河北、河南、甘肅等多地代表分別介紹了本省新型儲能發(fā)展現(xiàn)狀。記者梳理發(fā)現(xiàn)，影響新型儲能發(fā)展的因素多元。除容量電價政策外，新能源發(fā)展規(guī)模、區(qū)域用電負荷特征以及電力現(xiàn)貨市場建設進度等，均對儲能發(fā)展形成重要影響。

新能源發(fā)展是儲能增長的核心驅動

河北新型儲能發(fā)展特色鮮明，裝機主要布局于新能源富集區(qū)域與電網(wǎng)關鍵節(jié)點，集中在張承地區(qū)(張家口、承德)及滄石地區(qū)(滄州、石家莊)，其中張承地區(qū)裝機占比超50%。

截至2025年6月，河北已投運新型儲能項目180座，規(guī)模達700萬千瓦。

據(jù)悉，河北新型儲能商業(yè)模式呈現(xiàn)多元化格局：新能源配套儲能以降低棄電率為主要目標，用戶側儲能側重通過峰谷價差實現(xiàn)套利，獨立儲能則依托電能量交易、輔助服務等渠道獲取多元收益，第三方投資項目多采用經(jīng)營性租賃模式，火儲聯(lián)合項目則以調頻服務為核心收益來源。

整體來看，項目收益主要可歸納為電能量收益、容量租賃、容量補償及輔助服務四類。

當前河北大型儲能項目收益水平較為可觀，但市縣層面尚未形成統(tǒng)一規(guī)劃布局，一定程度上存在無序發(fā)展、內卷化競爭等問題。

河北省能源規(guī)劃研究中心綜合能源首席專家、綜合能源處處長謝學旺以省內兩個大型儲能項目為例，介紹了其收益構成情況。

其中，華能西柏坡儲能項目收益主要來自電能量交易、容量補償及容量租賃。該項目于2024年5月31日投運。2025年實現(xiàn)電能量收益4285萬元、容量補償792萬元、容量租賃1500萬元，共計6567萬元。

察北管理區(qū)電網(wǎng)側獨立儲能電站收益涵蓋電能量市場與容量補償。項目于2025年7月16日投運，折算全年電能量收益有望達到約2.64億元。

內蒙古電力(集團)原副總工程師岳建華亦對河北市場表示認可：“對于有意布局大型獨立儲能項目的企業(yè)，河北具備一定優(yōu)勢，值得重點推進相關布局。”

甘肅是新能源大省，新能源裝機占比已達63%，預計2026年將突破1億千瓦。甘肅新能源以集中式大型基地為主，客觀上有利于大型儲能項目規(guī)模化、集中化發(fā)展。

同時，甘肅區(qū)位優(yōu)勢獨特，素有西北五省“四室一廳”之“廳”的定位，地處西北電網(wǎng)重要外送通道，屬于典型的送端電網(wǎng)，這一區(qū)位特征也影響著新型儲能的布局方向。華能隴東儲能電站便是服務于“隴電入魯”電力外送的配套工程。

截至今年3月，甘肅新型儲能裝機規(guī)模已達921萬千瓦，位列全國第五。

國網(wǎng)甘肅省電力公司調度中心二級協(xié)理王維洲坦言，甘肅儲能需求之強勁超出預期：“我們原本以為136號文出臺后，儲能發(fā)展節(jié)奏可能有所放緩。但實際情況并非如此，儲能裝機同比增速超100%，發(fā)展勢頭十分強勁。”

而同為新能源大省的河南，新型儲能發(fā)展境遇卻截然不同。

截至2025年底，河南發(fā)電裝機規(guī)模達1.63億千瓦，其中新能源裝機占比突破50.3%，首次超越火電成為省內第一大電源。新能源裝機中分布式光伏占比高、滲透率高，成為河南的突出特征。

截至今年2月底，河南新型儲能裝機規(guī)模為290萬千瓦/593萬千瓦時，其中獨立儲能電站13座，裝機規(guī)模130萬千瓦/260萬千瓦時;新能源配套儲能項目98座，裝機規(guī)模160萬千瓦。相較于規(guī)模較大的新能源裝機，河南新型儲能裝機規(guī)模相對偏小。

容量電價細則落地至關重要

一個值得關注的現(xiàn)象是，河南新型儲能裝機偏小，備案項目數(shù)量卻極為可觀。據(jù)統(tǒng)計，僅2025年11—12月兩個月，河南累計備案儲能項目便達170個，規(guī)模高達1821萬千瓦。

國網(wǎng)河南省電力公司電力科學研究院高級專家趙光金在解讀這一現(xiàn)象時表示：“大家都在等政策，等撬動這一巨大市場的政策。”

截至目前，河南尚未出臺新型儲能容量電價具體落地實施細則。盡管河南于3月22日印發(fā)《推動河南省新型儲能高質量發(fā)展的若干措施》，但記者注意到，文件僅明確了建立容量電價機制的方向與基本原則，并未明確補償標準、核算方式、執(zhí)行時間等操作細則。

對此，趙光金認為：“當前急需的是政策創(chuàng)新，政策體系將對新型儲能的應用場景、運行策略與投資收益產(chǎn)生決定性影響。”

河北和甘肅新型儲能實現(xiàn)較快發(fā)展，與其率先探索建立新型儲能容量電價機制密不可分。

早在2024年，河北即明確執(zhí)行100元/千瓦?年的容量電價標準，并規(guī)定在電力現(xiàn)貨市場運行前，儲能充放電分別以發(fā)電、用電市場主體身份參與中長期交易;現(xiàn)貨市場啟動后，按現(xiàn)貨規(guī)則結算。同時明確，獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，充電電量免于承擔輸配電價、系統(tǒng)運行費及政府性基金及附加，不執(zhí)行功率因數(shù)考核，僅按規(guī)定承擔上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用。

2025年，河北進一步出臺政策延長容量電價適用期限，明確2026年6月1日前建成并網(wǎng)的儲能電站，均可享受24個月、100元/千瓦的容量電價支持。

謝學旺坦言：“目前電網(wǎng)側儲能，收益還是不錯的。”測算顯示，峰谷價差0.3元時，10萬千瓦/40萬千瓦時儲能電站電能量收益約3000萬元、容量補償1000萬元、輔助服務收益1000萬元，收益占比3:1:1。即便在0.3元價差下，獨立儲能仍具備較好收益水平。

甘肅堪稱容量電價機制建設的標桿省份，建成全國首個統(tǒng)籌煤電與電網(wǎng)側新型儲能的容量電價體系，明確容量電價補償標準330元/千瓦?年。

以甘肅某10萬千瓦/20萬千瓦時電網(wǎng)側獨立儲能項目為例，年可獲容量電費1000萬元，需繳納系統(tǒng)運行費230萬元、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費57萬元、輸配電費171萬元。

可見，系統(tǒng)運行費、線損費及輸配電費合計不足容量電費的一半，直觀印證了容量電費是獨立儲能最核心的收益與成本支撐，遠高于其他費用的影響權重。

現(xiàn)貨市場是儲能價值回歸的必經(jīng)之路

河南容量電價細則亟待落地，但其電力市場建設推進迅速，已全面進入電力現(xiàn)貨連續(xù)結算試運行階段，這與河北北部電網(wǎng)(含張家口、承德等地)尚未開展現(xiàn)貨試運行的情況形成差異。

“在現(xiàn)貨條件下，獨立儲能比較困難。”趙光金坦言，河南98座新能源配套儲能不愿轉為獨立儲能，核心原因在于：新能源配儲在發(fā)電環(huán)節(jié)無需繳納系統(tǒng)運行費、政府性基金、輸配電價及上網(wǎng)線損4項成本;而一旦轉為獨立儲能，上述費用均需繳納，度電成本將增加0.18~0.2元。

此外，河南啟動電力現(xiàn)貨試運行后，春秋季新能源大發(fā)時段時常出現(xiàn)充電電價、放電電價雙雙為零的現(xiàn)象，無峰谷價差可套利，這也是配儲不愿轉為獨立儲能的原因。

不過趙光金補充表示，河南在源網(wǎng)荷儲一體化推進上力度突出，相關規(guī)劃政策走在全國前列。截至目前，河南已累計實施源網(wǎng)荷儲項目781個，總投資619億元，項目全部建成后可提升綠電消納量168億千瓦時。

甘肅電力現(xiàn)貨市場較早轉入正式運行，是全國第四個、西北首個正式運行的省級電力現(xiàn)貨市場。電力現(xiàn)貨市場對儲能運行模式具有直接導向作用，王維洲舉例表示：“在市場信號引導下，部分儲能項目已開展兩充兩放運行，完全是市場化自主選擇的結果。”

針對現(xiàn)貨市場下的峰谷套利空間，王維洲則持更為審慎的看法：“套利空間大概率會持續(xù)收窄。甘肅2025年峰谷最大價差僅0.27元，平均價差0.14元。隨著新能源裝機占比持續(xù)提升，儲能套利空間還可能進一步壓縮。”

他同時指出，新型儲能布局需兼顧新能源發(fā)展與區(qū)域負荷增長。甘肅當前用電負荷年均增速僅5%，新能源增速近30%。他建議行業(yè)研判套利與政策環(huán)境時，還需重點關注區(qū)域負荷、外送通道能力對儲能布局的實際影響。

綜合來看，河北、河南、甘肅三省新能源稟賦各異、電力市場進程不一，新型儲能發(fā)展呈現(xiàn)出截然不同的態(tài)勢，而容量電價細則落地與否、政策支持力度、現(xiàn)貨市場環(huán)境及區(qū)域負荷與外送條件，共同構成了決定儲能生存空間與發(fā)展質量的核心要素。

未來，隨著各地政策細化、市場機制成熟，新型儲能需平衡政策支撐與市場驅動，兼顧技術與區(qū)域資源稟賦，方能實現(xiàn)高質量可持續(xù)發(fā)展，在新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮更大價值。