容量租賃“退場”，容量電價“補位”，儲能風(fēng)向又變了！
光伏產(chǎn)業(yè)網(wǎng)訊
發(fā)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(fēng)向又變了
隨著《關(guān)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(xiàn)貨市場建設(shè)，容量租賃逐步退出市場，獨立儲能收益面臨嚴峻挑戰(zhàn)。
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(chǎn)業(yè)投資的關(guān)鍵制度創(chuàng)新。
前段時間，甘肅省發(fā)改委一紙文件震動新能源界——《甘肅省關(guān)于建立發(fā)電側(cè)容量電價機制的通知（征求意見稿）》正式發(fā)布。
全國首次將電網(wǎng)側(cè)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(biāo)準補償。
據(jù)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(chuàng)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(wěn)定電力系統(tǒng)、保障投資回報和推動儲能發(fā)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(fā)電企業(yè)為了提供發(fā)電容量而產(chǎn)生的固定成本。分為發(fā)電側(cè)容量電價和用電側(cè)容量電價。
簡單來說，發(fā)電企業(yè)為了能夠在需要的時候發(fā)電，要投資建設(shè)發(fā)電廠、購置發(fā)電設(shè)備等，這些投資成本是固定的，容量電價就是要確保發(fā)電企業(yè)能夠回收這部分成本。
為了補償煤電建設(shè)運營商因建設(shè)、維護發(fā)電設(shè)施而投入的固定成本，2023年11月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號），確定了燃煤容量補償電價。
根據(jù)國家發(fā)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(lǐng)域，容量電價直接補償其作為調(diào)節(jié)性資源的裝機容量價值，構(gòu)成收益結(jié)構(gòu)的“壓艙石”。
建立容量電價機制，將單一制電價調(diào)整為兩部制電價，有助于穩(wěn)定發(fā)電側(cè)儲能投資主體預(yù)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(fā)展情況。
以甘肅省所在的西北地區(qū)為例，在過去一段時間內(nèi)，西北地區(qū)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(fā)展依靠新能源強制配儲政策驅(qū)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(qū)，正面臨高比例可再生能源接入帶來的系統(tǒng)性挑戰(zhàn)。截至2025年6月，風(fēng)電與光伏發(fā)電量占比已近40%，風(fēng)光出力的隨機性和波動性使電網(wǎng)對靈活性調(diào)節(jié)資源的需求日益迫切。
事實上，內(nèi)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(chuàng)“火儲同補”模式
補貼標(biāo)準：電網(wǎng)側(cè)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(xié)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(nèi)發(fā)生三次非停，扣減當(dāng)月容量電費；全年有三個月發(fā)生，扣減全年容量電費。
內(nèi)蒙古市場盈利性較為明顯
補貼標(biāo)準：獨立儲能電站向電網(wǎng)放電量按0.35元/千瓦時補償，執(zhí)行期 10年（2025年5月已啟動首筆補償）。2026年起補償標(biāo)準逐年調(diào)整，每年9月底前公布次年標(biāo)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(shù)目前，內(nèi)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(huán)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(yè)加快項目落地
補貼標(biāo)準：放電量補償：2025年0.128元/千瓦時,后續(xù)政策待定。調(diào)峰補償：充電0.55元/千瓦時，放電0.25元/千瓦時（需按調(diào)度指令執(zhí)行，與容量電價不可疊加）。
補貼邏輯：按實際放電量結(jié)算。實際運行中，按調(diào)度指令進行調(diào)峰且獲得調(diào)峰補償?shù)臄?shù)據(jù)尚不清晰。
考核機制：無明確考核，但需滿足調(diào)度指令。
山東放電時長越長容量補償總額越高
補貼標(biāo)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(dāng)日運行及備用狀態(tài)下的小時數(shù)（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(guī)則》執(zhí)行。
河北加快項目落地，推動長時儲能
補貼標(biāo)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(zhí)行。其中月度平均可用容量=∑0.5x(日可用充電容量x可持續(xù)充電時長+日可用放電容量x可持續(xù)放電時長)/4小時/當(dāng)月總天數(shù) 。
考核機制：無法達到申報可用充放電容量和可持續(xù)充放電時長的，月內(nèi)發(fā)生兩次扣減當(dāng)月容量電費的10%，發(fā)生三次扣減50%，發(fā)生四次及以上扣減100%。年≥330次完全充放電。未達標(biāo)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(xiàn)貨套利+輔助服務(wù)+綠證交易”實現(xiàn)多元收益，真正從“政策輸血”轉(zhuǎn)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(shù)在調(diào)頻、調(diào)峰、黑啟動等多元場景中的創(chuàng)新應(yīng)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(chǎn)業(yè)投資的關(guān)鍵制度創(chuàng)新。
前段時間，甘肅省發(fā)改委一紙文件震動新能源界——《甘肅省關(guān)于建立發(fā)電側(cè)容量電價機制的通知（征求意見稿）》正式發(fā)布。
全國首次將電網(wǎng)側(cè)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(biāo)準補償。
據(jù)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(chuàng)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(wěn)定電力系統(tǒng)、保障投資回報和推動儲能發(fā)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(fā)電企業(yè)為了提供發(fā)電容量而產(chǎn)生的固定成本。分為發(fā)電側(cè)容量電價和用電側(cè)容量電價。
簡單來說，發(fā)電企業(yè)為了能夠在需要的時候發(fā)電，要投資建設(shè)發(fā)電廠、購置發(fā)電設(shè)備等，這些投資成本是固定的，容量電價就是要確保發(fā)電企業(yè)能夠回收這部分成本。
為了補償煤電建設(shè)運營商因建設(shè)、維護發(fā)電設(shè)施而投入的固定成本，2023年11月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號），確定了燃煤容量補償電價。
根據(jù)國家發(fā)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(lǐng)域，容量電價直接補償其作為調(diào)節(jié)性資源的裝機容量價值，構(gòu)成收益結(jié)構(gòu)的“壓艙石”。
建立容量電價機制，將單一制電價調(diào)整為兩部制電價，有助于穩(wěn)定發(fā)電側(cè)儲能投資主體預(yù)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(fā)展情況。
以甘肅省所在的西北地區(qū)為例，在過去一段時間內(nèi)，西北地區(qū)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(fā)展依靠新能源強制配儲政策驅(qū)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(qū)，正面臨高比例可再生能源接入帶來的系統(tǒng)性挑戰(zhàn)。截至2025年6月，風(fēng)電與光伏發(fā)電量占比已近40%，風(fēng)光出力的隨機性和波動性使電網(wǎng)對靈活性調(diào)節(jié)資源的需求日益迫切。
事實上，內(nèi)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(chuàng)“火儲同補”模式
補貼標(biāo)準：電網(wǎng)側(cè)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(xié)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(nèi)發(fā)生三次非停，扣減當(dāng)月容量電費；全年有三個月發(fā)生，扣減全年容量電費。
內(nèi)蒙古市場盈利性較為明顯
補貼標(biāo)準：獨立儲能電站向電網(wǎng)放電量按0.35元/千瓦時補償，執(zhí)行期 10年（2025年5月已啟動首筆補償）。2026年起補償標(biāo)準逐年調(diào)整，每年9月底前公布次年標(biāo)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(shù)目前，內(nèi)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(huán)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(yè)加快項目落地
補貼標(biāo)準：放電量補償：2025年0.128元/千瓦時,后續(xù)政策待定。調(diào)峰補償：充電0.55元/千瓦時，放電0.25元/千瓦時（需按調(diào)度指令執(zhí)行，與容量電價不可疊加）。
補貼邏輯：按實際放電量結(jié)算。實際運行中，按調(diào)度指令進行調(diào)峰且獲得調(diào)峰補償?shù)臄?shù)據(jù)尚不清晰。
考核機制：無明確考核，但需滿足調(diào)度指令。
山東放電時長越長容量補償總額越高
補貼標(biāo)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(dāng)日運行及備用狀態(tài)下的小時數(shù)（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(guī)則》執(zhí)行。
河北加快項目落地，推動長時儲能
補貼標(biāo)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(zhí)行。其中月度平均可用容量=∑0.5x(日可用充電容量x可持續(xù)充電時長+日可用放電容量x可持續(xù)放電時長)/4小時/當(dāng)月總天數(shù) 。
考核機制：無法達到申報可用充放電容量和可持續(xù)充放電時長的，月內(nèi)發(fā)生兩次扣減當(dāng)月容量電費的10%，發(fā)生三次扣減50%，發(fā)生四次及以上扣減100%。年≥330次完全充放電。未達標(biāo)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(xiàn)貨套利+輔助服務(wù)+綠證交易”實現(xiàn)多元收益，真正從“政策輸血”轉(zhuǎn)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(shù)在調(diào)頻、調(diào)峰、黑啟動等多元場景中的創(chuàng)新應(yīng)用。