【能源发展网】特别关注 | 容量电价的下一站：不止保底，更要择优

2月11日，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（以下简称《实施意见》），再次将容量电价置于电力市场改革的核心位置。《实施意见》明确了长远目标：到2035年全面建成全国统一电力市场体系，支持有条件地区探索通过报价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统可靠容量长期充裕，在条件成熟时探索容量市场，切实保障煤电等支撑性调节电源可持续发展，筑牢电力兜底保供能力。

在此之前，国家发展改革委印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称“114号文”）已率先发力，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则补偿，公平反映不同机组对电力系统的顶峰贡献。从具体机制设计到长远市场愿景，两大核心文件层层递进，为发电侧各类主体清晰廓清了投资方向、明确了发展路径。

容量电价并非全新概念，“十四五”以来，我国陆续建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，部分地区还探索建立了气电、新型储能容量电价机制。其中，煤电容量电价的核心初衷，既是对煤电“兜底调节”经济价值的制度性确认，也是推动煤电有序转型、重塑收入结构的关键抓手。在此基础上，114号文进一步细化各类电源主体的容量电价，彻底扫清了发电侧资源平等参与市场的制度障碍。

尤其值得关注的是，114号文首次提出建立电网侧独立新型储能容量电价机制——对未参与新能源配建、直接服务于电力系统安全运行的独立储能电站，各地可给予容量电价支持。对于长期缺乏稳定收益预期的独立储能行业而言，此番政策“正名”无异于为其发放了一份“保底工资”，彻底破解了行业发展的收益痛点。

从行业发展态势看，这一制度安排恰逢其时。一方面，独立储能规模已形成可观产业规模。国家能源局数据显示，截至2025年底，全国新型储能累计装机达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，其中独立储能占比突破51.2%，已成为电力系统调节的重要力量。另一方面，独立储能的系统价值已得到实战验证。2025年，国家电网经营区新型储能最大放电电力达4453万千瓦，晚高峰平均顶峰时长2.4小时，在电力供需紧张时刻展现出可靠的支撑能力，其系统调节价值得到充分印证。

尽管发展势头良好，但独立储能仍面临成长烦恼。在《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号文”）发布前，独立储能的收入包括容量租赁、电能量交易、辅助服务，以及部分地区的容量补偿。随着136号文取消“强制配储”，独立储能原有的容量租赁收益逐步收缩；同时，大部分省份独立储能的全部充电量仍要承担系统运行费用和线损。随着各地系统运行费持续攀升，独立储能的盈利空间进一步被挤压。

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻表示，114号文首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，以“同工同酬”为核心原则，标志着独立新型储能电能量市场收益、辅助服务市场收益、容量电价收益版图成型，为新型储能产业的可持续发展筑牢了根基。在北京海博思创科技股份有限公司（以下简称“海博思创”）董事长张剑辉看来，该文件为独立储能项目构建了可预期、可持续的商业模式，显著提升了储能项目收益的稳定性和抗风险能力。

分类完善各类电源容量电价机制，只是容量电价改革的第一步。114号文同时提出“有序建立发电侧可靠容量补偿机制”。国家发展改革委能源研究所能源系统中心副主任刘坚认为，分类完善容量电价机制和发电侧可靠容量补偿机制，是容量电价政策发展的两个关键阶段：前者是针对特定电源类型“分类补偿”，后者则是以市场化手段，实现系统长期可靠容量充裕的进一步探索，标志着容量电价改革从“分类施策”向“统一标准”升级。

可靠容量补偿的核心，在于“可靠”二字。考虑到不同类型机组顶峰能力不同，相同规模装机容量能够提供的可靠容量不同，114号文明确界定，可靠容量指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。文件同时明确，在电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿，真正实现“多劳多得、优绩优酬”。常州龙腾光热科技股份有限公司（以下简称“龙腾光热”）董事长俞科表示，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映了不同机组对电力系统顶峰贡献。

从可靠容量补偿范围看，除煤电、气电以及符合条件的电网侧独立新型储能等主体外，相关部门还可结合当地电力市场建设情况，拓展至其他具备可靠容量的机组。“114号文件中虽没有单独列出光热发电，但明确指出可以扩展至其他具备可靠容量的机组，为光热发电未来参与容量补偿机制预留了新的政策机制空间。”俞科说。

从技术特性看，光热发电在可靠容量折算中也具备一定优势。一方面，光热发电的储能时长可达6-12小时，能够弥补锂电池储能日内至跨日调节的缺口；另一方面，光热电站具备15%-100%额定负荷的宽幅负荷调节能力，其调峰速率是传统煤电的2-3倍，能够在系统顶峰时段发挥重要支撑作用。当前，制约光热发电规模化发展的瓶颈在于成本。2024年以来，100兆瓦及以上规模光热项目平均单位千瓦总投资约1.5万元，约为同等规模光伏电站的3倍。容量电价支持将显著提升光热项目经济性。据可胜技术董事长兼首席科学家金建祥测算，若光热发电参照煤电执行330元/千瓦/年的容量电价，在年利用小时数低于2500小时的情况下，其度电成本预计可下降约0.13元/千瓦时，大幅提升项目盈利能力。

除光热发电外，压缩空气储能、液流电池储能等长时储能技术，面临的发展处境与光热发电相近，可靠容量补偿机制的逐步确立，同样有望撬动这类长时储能技术的商业化规模化发展。

政策红利释放的同时，也为行业发展带来了新的挑战。短期看，114号文有望显著拉动电网侧独立储能的投资热情，但要警惕“一拥而上”引发的盲目投资，避免出现“一哄而散”的局面——这不仅与政策初衷相悖，更可能造成电力资源的严重错配。李臻建议，各地可通过建立严格的优质项目遴选机制、规范的项目管理制度、科学的评估考核体系，强化市场引导与过程监管，确保政策红利精准流向可靠、优质的储能项目，推动形成“规划有序、竞争公平、良性发展”的市场生态，真正实现新型储能产业高质量发展。

同时，独立储能开发商也亟待重构投资逻辑。张剑辉直言：“114号文的变化令电网侧独立储能的投资逻辑发生根本性转变。项目选址、规模、时长的选择不能再单纯追逐单一电价收益维度，而要更加注重‘关键时刻能不能顶得上、稳得住’、匹配区域电力系统的真实需求。”他判断，未来独立储能项目或倾向于布局到新能源渗透率高、调节压力大、外送能力受限或位于负荷中心的区域，实现与系统需求的精准匹配。

刘坚则提醒投资方关注系统运行费攀升对收益的挤压。114号文明确电网侧独立新型储能充电时视作用户，需缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，且放电时不退还系统运行费。2025年以来，受新能源大规模入市影响，各地系统运行费折合度电成本普遍走高。“在此背景下，系统运行费正成为挤压独立储能盈利空间的重要变量。”刘坚指出。

“新机制将考验独立储能的主动运营能力”，张剑辉表示。目前，为提升自身运营能力，海博思创已借助人工智能技术，构建起精细化、高可靠、可预测的一体化运营能力体系。该体系可借助AI进行电价预测，动态调整储能系统的充放电策略，通过模拟市场波动场景，量化运营风险并推荐应对策略。龙腾光热则在探索依托光热发电结合少量风电光伏构建具有与火电相近可靠容量和发电能力的光热一体化联营项目。“争取光热发电在发电侧实现和火电一致的电量和容量市场价格机制，在电网侧获得与新型储能一样的市场地位，以实现光热发电与风光新能源、新型储能等共同走向市场化定价，推动风光热储进入良性互动规模化发展阶段。”俞科说。

从分类容量电价的完善，到可靠容量补偿机制的探索，再到条件成熟后的容量市场的推进，容量电价改革的演进逻辑清晰可见——核心是推动发电侧价值锚点，从“行政配给”向“市场贡献”深度迁移。展望未来，容量电价的机制设计只是万里长征的第一步，要想早日推动容量市场落地见效，还需地方政府精准监管、防止资源错配，市场主体立足自身优势、锤炼核心能力，共同推动电力市场体系不断完善，为能源高质量发展提供坚实支撑。