中國儲能網(wǎng)訊：隨著我國能源結構轉型不斷深化，以電化學儲能為核心的新型儲能技術廣泛應用于電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)，發(fā)揮了重要調節(jié)性作用，對于保障電網(wǎng)安全運行、促進新能源開發(fā)消納具有重大意義。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，截至2024年底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達7376萬千瓦/1.68億千瓦時，裝機規(guī)模逐步呈現(xiàn)集中式、大型化趨勢，平均儲能時長提高到2.3小時，年度等效利用小時數(shù)約1000小時。
獨立儲能定義及收益模式
獨立儲能電站是指具備調度直控條件，以獨立市場主體身份直接與電力調度機構簽訂并網(wǎng)調度協(xié)議，不受接入位置限制，納入電力并網(wǎng)運行及輔助服務管理，并按照其接入位置與電網(wǎng)企業(yè)和相關發(fā)電企業(yè)或電力用戶等相關方簽訂合同，約定各方權利義務的儲能電站。目前，獨立儲能電站主要通過“電能量（現(xiàn)貨套利）、容量（容量電價+共享租賃）、電力輔助服務”三類價值渠道實現(xiàn)收益，收益水平主要受到價格及市場機制和政府補貼政策等因素的影響。
當前，少數(shù)省份出臺了針對獨立儲能的容量補償政策，一定程度上緩解了獨立儲能面臨的盈利不足問題，但定價方式缺乏動態(tài)調整機制，不利于提升資源配置效率，難以支撐獨立儲能市場化可持續(xù)運作。隨著《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）明確取消新能源強制配儲要求，獨立儲能既有的租賃收益受到較大影響，亟需加快建立長期穩(wěn)定有效的容量電價機制，合理體現(xiàn)獨立儲能容量價值，支撐建立可持續(xù)的商業(yè)模式，推動行業(yè)健康發(fā)展。
獨立儲能容量電費補償機制現(xiàn)狀
國家及地方層面政策情況
近年來，國家層面相關文件多次提及新型儲能價格機制建設，為地方相關政策制定提供頂層框架。2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號）明確要求健全新型儲能價格，建立電網(wǎng)側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；2024年12月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《電力系統(tǒng)調節(jié)能力優(yōu)化專項行動實施方案（2025~2027年）》（發(fā)改能源〔2024〕1803號），再次強調加快建立市場化容量補償機制，以市場為導向確定容量需求和容量價值，對有效容量進行合理補償。
根據(jù)中央政策的相關要求，各地結合地區(qū)自身特點，推出了差異化的獨立儲能容量補償政策，目前山東、內蒙古出臺了相對市場化的長效容量補償電價機制，新疆、河北和浙江等省區(qū)則通過政策文件明確了若干年內針對新型儲能的容量補償標準，廣東就獨立儲能試行電費補償機制征求意見（四省兩區(qū)的補償機制詳見表）。
廣東獨立儲能項目成本收益情況分析
以廣東為例，按照當前造價水平，100兆瓦/200兆瓦時獨立儲能項目總投資約為2.8億元。根據(jù)政府相關部門測算結果，考慮項目凈資產(chǎn)占總資產(chǎn)的30%，項目年度成本主要包括折舊、財務費用、運維費用三項，其中折舊費用約為2800萬元、財務費用約為927萬元、運維費用約為700萬元，年度合計成本約為4427萬元；項目年度收入主要包括輔助服務（調頻、備用）收入、電力現(xiàn)貨市場收入、容量租賃收入三項，其中輔助服務收入約為2132萬元，電力現(xiàn)貨市場收入約為192萬元，容量租賃收入約為1760萬元，年度合計收入約為4084萬元。在不考慮容量電費補償?shù)那闆r下，項目年度收入低于成本，處于虧損狀態(tài)。
按照廣東發(fā)改委《關于我省獨立儲能電站試行電費補償機制等有關事項的通知》相關規(guī)定，獨立儲能可獲得的容量電費年度補償標準為100元/千瓦（含稅），上述獨立儲能項目每年可獲得容量電費1000萬元，年度凈利潤為657萬元，項目實現(xiàn)扭虧為盈。
存在問題
國內部分省區(qū)現(xiàn)有針對獨立儲能的容量補償機制均采用政府直接定價方式，主要存在容量補償機制市場化水平較低、容量補償標準缺乏統(tǒng)一依據(jù)、容量補償效果受到政策不確定性影響等三方面問題。
容量補償價格市場化水平較低
各省出臺的獨立儲能容量補償價格主要通過行政手段確定，通?；陔娏?、可用容量、裝機容量等參數(shù)進行補償，不同形式補償機制的合理性與效果優(yōu)劣尚不明確，同時整體上缺乏動態(tài)調整機制，難以反映電力系統(tǒng)中獨立儲能資源的實際供需關系，不利于獨立儲能與其他類型調節(jié)性資源間的公平競爭，可能導致獨立儲能規(guī)劃布局偏離經(jīng)濟最優(yōu)結果，降低系統(tǒng)整體資源配置效率。
容量補償標準缺乏統(tǒng)一依據(jù)、地區(qū)間差異較大
基于政府定價的容量補償通常應用于電力市場建設初期，用于保障主體成本回收、緩解經(jīng)營壓力，具體補償標準核定一般需綜合考慮經(jīng)營成本與市場收益情況，即“機組容量補償費用=（單位容量平均固定成本+單位容量平均變動成本-單位容量平均市場收入）×機組容量×補貼因子”。當前，各地出臺獨立儲能容量補償標準時均未公開核算流程細節(jié)及相關參數(shù)取值，難以界定補償標準的科學性和合理性。此外，各省份制定容量補償政策多從自身角度出發(fā)，地區(qū)間機制和標準差異較大，難以支撐獨立儲能資源的區(qū)域協(xié)同，不利于融入全國統(tǒng)一電力市場建設。
容量補償效果受到政策不確定性影響
除了山東和內蒙古之外，當前，國內各省的獨立儲能容量補償機制多采用政策性的短期補償，補償政策有效期通常為1~3年，無法覆蓋獨立儲能的全生命周期（10年左右）；同時，新疆、河北、浙江等省區(qū)政策中明確了補償標準逐步退坡的相關要求，明確規(guī)定獨立儲能的容量補償收益逐漸降低，但調整幅度更多是基于人工經(jīng)驗，容易造成“過補”或者“欠補”問題，獨立儲能項目長期收益能力面臨較大不確定性，具體影響仍需深入分析。
相關建議
短期機制優(yōu)化
短期來看，當前，獨立儲能電站經(jīng)營發(fā)展面臨收益瓶頸，有必要加快完善出臺獨立儲能容量補償機制，推動政府定價兜底補償模式轉向市場化的容量電價機制，有效保障獨立儲能在市場建設過渡階段的合理收益。
一是區(qū)分存量項目和增量項目分類施策。針對存量獨立儲能項目，由省級價格主管部門參考“（單位容量平均成本-單位容量平均市場收入）×補貼因子”統(tǒng)一明確容量補償電價水平。針對增量獨立儲能項目，建立容量補償價格市場化競爭定價機制，逐年確定容量補償電價水平且不得高于存量項目，推動容量補償價格穩(wěn)步退坡。存量及增量獨立儲能項目容量補償電費納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用，由全體工商業(yè)用戶共同承擔。
二是建立獨立儲能容量補償價格市場定價機制。由省級能源主管部門、電力運行主管部門會同電網(wǎng)公司，結合系統(tǒng)調節(jié)能力需求、電網(wǎng)及電源規(guī)劃情況，明確本省當前至未來12個月內獨立儲能電站布局及容量需求；由省級價格主管部門就容量補償電價水平組織市場化競價，科學設定競價上下限，并按報價從低到高確定入選項目直至滿足獨立儲能容量需求，容量補償電價原則上按入選項目最高報價確定，執(zhí)行期限原則上按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。
長期機制建設
長遠來看，獨立儲能電站經(jīng)營發(fā)展必須堅持市場化改革方向，成熟運作的電力市場體系是提升資源配置效率、保障多元主體可持續(xù)發(fā)展的必由之路。
一是探索開展容量市場研究及試點。在推動短期容量補償機制穩(wěn)步退坡的基礎上，研究構建覆蓋各類電源及儲能、反映可信容量供應能力的長效容量電價市場化形成機制，分階段向多類型主體參與競爭的容量市場過渡，在具備條件的地區(qū)優(yōu)先開展試點。
二是持續(xù)加強電力市場體系建設及機制銜接。完善獨立儲能電站等新型經(jīng)營主體參與電力市場的相關機制，統(tǒng)籌優(yōu)化“電能量+容量+輔助服務”電力市場交易體系，豐富輔助服務市場交易品種，擴大輔助服務市場規(guī)模體量，推動各類系統(tǒng)運行成本市場化公平分擔，有序放寬電力市場量價限制，充分發(fā)揮價格信號作用，支撐和引導獨立儲能高質量可持續(xù)發(fā)展。
