中國儲能網訊：近日，國家發(fā)改委正式印發(fā)修訂版輸配電價四份核心文件，包括《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》、《省級電網輸配電價定價辦法》、《區(qū)域電網輸電價格定價辦法》和《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》，其中再次明確抽水蓄能電站、新型儲能電站成本費用不得計入輸配電定價成本。
與此同時，各省級政府正在加快出臺新型儲能容量電價政策，通過發(fā)電側容量電價機制給予新型儲能直接經濟補償。如甘肅省7月發(fā)布征求意見稿，提出新型儲能容量電價標準為每年每千瓦330元；寧夏9月發(fā)布征求意見稿，明確2026年新型儲能容量電價標準為每年每千瓦165元。
這些政策的落地，標志著新型儲能商業(yè)模式正逐步走向成熟。
政策背景：新型儲能發(fā)展邏輯的徹底轉變
在“雙碳”目標引領下，風電、光伏等新能源裝機快速增長，但其發(fā)電的間歇性與波動性也給電網帶來巨大調峰壓力。以鋰電池、壓縮空氣儲能為代表的新型儲能，憑借響應速度快、布局靈活等優(yōu)勢，已在電網容量支撐中展現出重要作用。
此前，國家層面已經持續(xù)釋放政策信號，明確將推動建立新型儲能容量電價機制作為重點任務。2025年9月，《電力現貨連續(xù)運行地區(qū)市場建設指引》明確提出：鼓勵新型儲能參與現貨市場競爭，研究建立面向各類電源的容量補償機制。
11月27日，國家發(fā)改委修訂發(fā)布的輸配電價“四個辦法”，雖然明確新型儲能不得計入輸配電定價成本，但通過將儲能成本從輸配電價中剝離，為其作為獨立市場主體參與市場競爭創(chuàng)造了條件。同時，《省級電網輸配電價定價辦法》也明確規(guī)定，這些儲能設施資產不得納入可計提收益的固定資產范圍。
其實，新政策并非突如其來。早在2019年發(fā)布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》就已將抽水蓄能、電儲能等排除在輸配電成本之外。此次新規(guī)則是對儲能行業(yè)定位的進一步明確，標志著儲能發(fā)展邏輯的徹底轉變。
其中，厘清行業(yè)邊界是新政策的首要意義。新規(guī)推動電網與儲能各司其職、聚焦主業(yè)。電網作為電力輸送的“通道”，承擔著安全穩(wěn)定輸送電力的公共服務職能；而新型儲能的核心價值是扮演電力系統(tǒng)的“緩沖器”。
激活市場活力是新規(guī)的深層目標。此前，將儲能成本納入輸配電價的模式，扭曲了價格信號、抑制社會投資，也不利于運營效率提升。新規(guī)實施后，儲能行業(yè)將徹底告別政策兜底的保護模式，進入“用業(yè)績說話”的市場化競爭階段。
在電力市場層面，該政策能夠釋放精準價格信號，提升資源配置效率。此前，儲能成本混入輸配電價的做法，導致電價信號失真，非輸配電相關的費用被隱性攤派給全體用電用戶，既加重了用戶負擔，又掩蓋了儲能的真實市場價值。
新規(guī)實施后，輸配電價僅反映電力輸送的真實成本，而儲能的服務價值通過市場交易形成價格。這種清晰的價格信號會引導儲能資源向最需要的領域流動，新能源消納壓力大的區(qū)域、電網薄弱的瓶頸節(jié)點、負荷集中的城市邊緣將成為儲能布局的重點區(qū)域。
同時，精準的成本信號也讓電力市場各主體決策更科學，新能源電站會主動配套儲能設施提升電力消納率，電網企業(yè)可通過采購第三方儲能服務替代部分輸配電設施投資。
省級實踐：三省區(qū)已明確補償標準
從2025年各省已經出臺的政策來看，甘肅、寧夏和黑龍江等地已在新型儲能容量補償機制方面取得實質性進展。
甘肅：高標準補償引領
甘肅省于2025年7月發(fā)布《關于建立發(fā)電側容量電價機制的通知（征求意見稿）》，提出電網側新型儲能容量電價標準暫按每年每千瓦330元執(zhí)行，與煤電固定成本水平相當，從2026年1月1日起執(zhí)行。這一標準較甘肅省原有容量電價水平提升了230%，是對新型儲能輔助調峰價值的充分肯定。
甘肅政策同時還明確了有效容量的核定方法：電網側新型儲能的有效容量根據滿功率放電時長/6×額定功率并扣除廠用電后確定。
寧夏：分階段實施
寧夏回族自治區(qū)于2025年9月發(fā)布《建立發(fā)電側容量電價機制的通知（征求意見稿）》，提出更為具體的分階段實施計劃：2025年10月至12月按照100元/千瓦·年執(zhí)行，2026年1月起按照165元/千瓦·年執(zhí)行。
寧夏政策同時明確了考核機制：新型儲能運行期間，月內發(fā)生三次非停，扣減當月容量電費；全年有三個月發(fā)生，取消其未來一年獲取容量電費的資格。
黑龍江：全面參與市場交易
黑龍江省于2025年11月發(fā)布《新型儲能規(guī)?；ㄔO專項實施方案（2025-2027年）》，提出推動新型儲能全面參與電力市場交易。該方案明確“推動完善獨立新型儲能容量電價機制”，并指出“執(zhí)行容量補償的獨立新型儲能項目應已納入2025-2027年獨立新型儲能項目建設清單”。
迄今為止，各省新型儲能容量電價機制設計呈現出多方面共性特征。
首先，各省普遍將電網側新型儲能作為容量補償的重點對象。其中甘肅、寧夏均明確，實施范圍暫包括合規(guī)在運的公用煤電機組、電網側新型儲能，均不含直流配套電源。
其次，各省對新型儲能的有效容量核定方法基本一致，均采用滿功率放電時長/6×額定功率并扣除廠用電后的數值。這一計算方法考慮了儲能系統(tǒng)的實際放電能力，而非簡單按照裝機容量計算，更加科學合理。
其三，各省普遍規(guī)定，容量電費由全體工商業(yè)用戶按用電量比例分攤。其中寧夏還明確，容量電費由區(qū)內全體工商業(yè)用戶月度用電量和發(fā)電企業(yè)月度外送電量按比例分攤。這種分攤機制體現了“受益者付費”的原則。
未來展望：從補償機制走向市場機制
眾所周知，新型儲能電站投資成本較高，單純依靠電能量市場收益往往難以覆蓋全部成本。而容量電價恰好為儲能項目提供了穩(wěn)定的收入來源，顯著提升了項目經濟性。以甘肅省的330元/千瓦·年標準計算，一個100MW的儲能項目每年可獲得330萬元的容量電費收入，大大增強了項目的投資可行性。業(yè)內人士認為，這些新型儲能容量電價政策的落地，將對行業(yè)發(fā)展產生深遠影響。
此前，國家發(fā)改委、國家能源局在《電力現貨連續(xù)運行地區(qū)市場建設指引》中提出，“有條件的地區(qū)探索通過報價競爭形成容量電價，以市場化手段保障系統(tǒng)容量長期充裕，條件成熟時建設容量市場”。這為新型儲能容量價值的長遠實現機制指明了方向。
而當下各地推行的新型儲能容量電價政策，更多還屬于補償機制范疇。未來，隨著電力市場不斷完善，新型儲能容量價值實現方式將逐步向市場化過渡。
隨著新型儲能全面參與電力市場交易，其快速調節(jié)特性將在現貨市場中獲得更高價值。如黑龍江省已明確“推動新型儲能全面參與電力市場交易”，并“結合我省實際研究探索爬坡、轉動慣量等輔助服務品種”。隨著更多省份跟進出臺類似政策，新型儲能將在電力系統(tǒng)中扮演越來越重要的角色。
值得關注的是，當前各地在補償方式、資金來源等方面仍存在較大差異，亟需國家層面加強頂層設計，明確機制原則與實施路徑。未來可能會形成分步驟、分區(qū)域推進的容量電價機制，最終建立全國相對統(tǒng)一的新型儲能容量價值實現機制。
從輔助服務到容量支撐，從補償機制到市場定價，中國新型儲能正在經歷一場深刻的身份轉變。未來五年，隨著全國統(tǒng)一電力市場體系建設提速，新型儲能有望從“錦上添花”的調節(jié)資源，升級為“雪中送炭”的可靠性容量資源，在保障能源安全和促進新能源消納方面發(fā)揮出雙重支撐作用。
