中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：1月30日，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于完善發(fā)電側(cè)容量電價(jià)機(jī)制的通知（發(fā)改價(jià)格〔2026〕114號(hào)）》（下稱“114號(hào)文”），這是國(guó)家層面首次明確新型儲(chǔ)能可獲得容量電價(jià)及其對(duì)應(yīng)的計(jì)算方式，被業(yè)內(nèi)稱為“補(bǔ)齊了新型儲(chǔ)能收益的最后一塊拼圖”。
根據(jù)114號(hào)文，未來新型儲(chǔ)能的容量收入將分為“三步走”：
第一步是以“容量電價(jià)”為核心，容量電價(jià)水平以當(dāng)?shù)孛弘娙萘侩妰r(jià)標(biāo)準(zhǔn)為基礎(chǔ)，根據(jù)頂峰能力按一定比例折算。
第二步是以“可靠容量補(bǔ)償”為核心，前提是電力現(xiàn)貨市場(chǎng)連續(xù)運(yùn)行以后，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)將以彌補(bǔ)市場(chǎng)邊際機(jī)組在電能量和輔助服務(wù)市場(chǎng)不能回收的固定成本為基礎(chǔ)，統(tǒng)籌考慮電力供需關(guān)系、用戶承受能力、電力市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)展等因素合理確定。
第三步是以“容量市場(chǎng)”為核心，在條件成熟以后，采用市場(chǎng)競(jìng)價(jià)等方式形成容量電價(jià)。上述三個(gè)步驟逐漸向市場(chǎng)化定價(jià)遞進(jìn)，依次替代。
不同于以往各地標(biāo)準(zhǔn)迥異的政策探索，114號(hào)文為新型儲(chǔ)能容量電價(jià)機(jī)制提供了統(tǒng)一、清晰的頂層設(shè)計(jì)框架，這提振了市場(chǎng)投資主體對(duì)政策預(yù)期穩(wěn)定性。據(jù)中信建投證券測(cè)算，165元/kW·年到330元/kW·年的容量電價(jià)水平折合約0.08/kWh到0.16/kWh的度電收益提升，各省儲(chǔ)能投資IRR（內(nèi)部收益率）可增長(zhǎng)3個(gè)到4個(gè)百分點(diǎn)，這構(gòu)建起有效的成本對(duì)沖機(jī)制，并將顯著提升經(jīng)濟(jì)性臨界省份的投資吸引力。
對(duì)于儲(chǔ)能廠商而言，以下趨勢(shì)值得關(guān)注：
一是長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能的投資規(guī)模將會(huì)擴(kuò)大。容量電價(jià)的核心是以頂峰能力按一定比例折算，折算比例為滿功率連續(xù)放電時(shí)長(zhǎng)除以全年最長(zhǎng)凈負(fù)荷高峰持續(xù)時(shí)長(zhǎng)。目前，河北、甘肅、湖北三省公布的近似折算時(shí)長(zhǎng)上限分別是4小時(shí)、6小時(shí)、10小時(shí)，以此推算，目前市場(chǎng)主流的2小時(shí)級(jí)儲(chǔ)能系統(tǒng)獲得的收益僅分別為全額容量電價(jià)的二分之一、三分之一和五分之一。雖然容量收益僅占儲(chǔ)能電站整體收益約三成，而且相同功率下時(shí)長(zhǎng)越大成本越高，但考慮到該變量是重要的固定收益，仍會(huì)影響部分項(xiàng)目投資決策。
除了放電時(shí)長(zhǎng)4小時(shí)以上的磷酸鐵鋰電池，長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能的利好對(duì)象還包括鈉電池、壓縮空氣儲(chǔ)能等，但短期內(nèi)其使用性能與適用條件仍無法與鋰電媲美。
二是充放電效率高的儲(chǔ)能產(chǎn)品將釋放更大價(jià)值。114號(hào)文明確，獨(dú)立儲(chǔ)能在充電時(shí)視作用戶，繳納上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用和輸配電費(fèi)，放電電量相應(yīng)退減輸配電費(fèi)，但線損費(fèi)用和系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用不予退減。
2026年2月，由于容量電價(jià)上漲和新能源機(jī)制電價(jià)差價(jià)結(jié)算電費(fèi)開始結(jié)算，多省系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)折合度電成本大幅提升，11個(gè)省級(jí)電網(wǎng)超過0.1元/kWh。以往儲(chǔ)能充放電是否需要全額繳納系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)存在模糊空間，但新政明確它是儲(chǔ)能電站需要自行承擔(dān)的運(yùn)營(yíng)成本。投資者需要精細(xì)化運(yùn)營(yíng)，通過采用高循環(huán)效率產(chǎn)品、優(yōu)化充放電策略來降低需要付費(fèi)的凈損耗電量。粗放運(yùn)營(yíng)或低效產(chǎn)品都會(huì)導(dǎo)致利潤(rùn)收窄甚至收支倒掛。
三是從嚴(yán)考核下，儲(chǔ)能系統(tǒng)涉及“可調(diào)用”的關(guān)鍵性能指標(biāo)將與收益直接掛鉤。114號(hào)文強(qiáng)調(diào)要加強(qiáng)容量電費(fèi)考核，引導(dǎo)機(jī)組提升生產(chǎn)運(yùn)行水平。湖北省2026年1月出臺(tái)容量補(bǔ)償機(jī)制規(guī)定，月度實(shí)際最大放電功率或單次放電電量未達(dá)到申報(bào)值和計(jì)劃值98%的，記一次考核。發(fā)生四次扣減當(dāng)月全部容量電費(fèi)。年內(nèi)發(fā)生三次容量電費(fèi)全部扣減，取消容量補(bǔ)償資格。預(yù)計(jì)后續(xù)各地對(duì)儲(chǔ)能考核都將日趨從嚴(yán)。
這意味著，儲(chǔ)能系統(tǒng)必須在響應(yīng)速度、穩(wěn)定性、實(shí)際放電功率等關(guān)鍵性能指標(biāo)上表現(xiàn)良好，才能滿足電網(wǎng)頂峰瞬時(shí)調(diào)用要求，從而持續(xù)得到容量電費(fèi)。電池容量、運(yùn)行效率、循環(huán)壽命等虛標(biāo)行為將對(duì)電站產(chǎn)生顯著負(fù)面影響。
儲(chǔ)能的容量電價(jià)怎么算
114號(hào)文文件名為《關(guān)于完善“發(fā)電側(cè)”容量電價(jià)機(jī)制的通知》，就新型儲(chǔ)能而言，它所指的容量電價(jià)執(zhí)行對(duì)象是“電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站”，且不包括新能源配儲(chǔ)項(xiàng)目。
國(guó)網(wǎng)能源研究院財(cái)審所副所長(zhǎng)張超表示，這是因?yàn)槲募锏摹鞍l(fā)電側(cè)”并非是在強(qiáng)調(diào)物理位置，而是按照為公共系統(tǒng)提供的實(shí)際功能來界定補(bǔ)償價(jià)值。新型儲(chǔ)能在頂峰時(shí)段為電力系統(tǒng)提供穩(wěn)定的供電能力，功能上具有“類發(fā)電”屬性，應(yīng)當(dāng)被納入發(fā)電側(cè)容量?jī)r(jià)值付費(fèi)的框架中，享受“同工同酬”的待遇，這是政策的基本思路。但新能源電站配儲(chǔ)項(xiàng)目的服務(wù)對(duì)象是特定電站，不作為公共系統(tǒng)資源，因此被排除在容量電價(jià)機(jī)制范圍外。
外界最關(guān)注的容量電價(jià)金額，114號(hào)文給出了明確的計(jì)算公式：容量電價(jià)水平以當(dāng)?shù)孛弘娙萘侩妰r(jià)標(biāo)準(zhǔn)為基礎(chǔ)，根據(jù)頂峰能力按一定比例折算（折算比例為滿功率連續(xù)放電時(shí)長(zhǎng)除以全年最長(zhǎng)凈負(fù)荷高峰持續(xù)時(shí)長(zhǎng)，最高不超過1），并考慮電力市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)展、電力系統(tǒng)需求等因素確定。
這意味著，容量電價(jià)水平的上限鎖定在了煤電容量電價(jià)水平。
張超分析，煤電是目前我國(guó)電力系統(tǒng)中最主要、最可靠的調(diào)節(jié)電源，可以實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)時(shí)間持續(xù)頂峰，以它的容量電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)為衡量系統(tǒng)容量?jī)r(jià)值的“錨”，可以將不同技術(shù)路線的電源置于同一價(jià)值尺度上衡量，有利于體現(xiàn)公平公正。
截至2月5日，全國(guó)已有16個(gè)省級(jí)電網(wǎng)公布了2026年煤電容量電價(jià)，云南、甘肅將煤電容量電價(jià)一次性頂格調(diào)整到330元/kW·年，四川、天津?qū)⒚弘娙萘侩妰r(jià)調(diào)整到231元/kW·年，其余省份調(diào)整到165元/kW·年。
上述調(diào)整是根據(jù)國(guó)家發(fā)改委和國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》而確定的。據(jù)該通知，2026年起，各地通過容量電價(jià)回收固定成本的比例提升至不低于50％，即165/kW·年。這意味著剩余未公布煤電容量電價(jià)的省份，最低將調(diào)整為165元/kW·年，最高可與云南和甘肅看齊。
上限雖定，但儲(chǔ)能實(shí)際能拿多少，很大程度上取決于電站的滿功率放電時(shí)長(zhǎng)和本地凈負(fù)荷高峰的比值。
這個(gè)新引入的計(jì)算公式中存在兩個(gè)關(guān)鍵要素，前者是指儲(chǔ)能電站以額定功率持續(xù)放電直至能量耗盡的總時(shí)長(zhǎng)，一個(gè)100MW/200MWh的電站，滿功率連續(xù)放電時(shí)長(zhǎng)即為2小時(shí)。
后者則是指在全年所有需要頂峰供電的時(shí)刻中，剔除風(fēng)電、光伏等不可控電源出力后，系統(tǒng)凈負(fù)荷高峰持續(xù)時(shí)間最長(zhǎng)的那一時(shí)段的長(zhǎng)度，由本地電網(wǎng)結(jié)合經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)和仿真模型估算得出。
甘肅省在2025年底出臺(tái)的容量電價(jià)試行機(jī)制中首次明確“系統(tǒng)凈負(fù)荷高峰持續(xù)時(shí)長(zhǎng)暫定為6小時(shí)”，其余省份雖然沒有明確提出，但是曾將類似概念的折算比例定在10小時(shí)、6小時(shí)或4小時(shí)，可以作為參照系數(shù)。這表明，目前占據(jù)市場(chǎng)規(guī)模半數(shù)以上的2小時(shí)級(jí)儲(chǔ)能在容量電價(jià)折算標(biāo)準(zhǔn)前將大打折扣，4小時(shí)以上的長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能得到的容量補(bǔ)償將比之翻倍甚至更多。
如果細(xì)看這個(gè)公式還會(huì)發(fā)現(xiàn)，容量電價(jià)對(duì)于功率沒有提出要求，計(jì)算的僅是滿功率下兩個(gè)時(shí)長(zhǎng)的比值。但這不能輕易得出“低功率高時(shí)長(zhǎng)的儲(chǔ)能系統(tǒng)就比高功率高時(shí)長(zhǎng)、高功率低時(shí)長(zhǎng)的儲(chǔ)能系統(tǒng)更占便宜”的結(jié)論。
原因有二：一是114號(hào)文明確“電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站實(shí)行清單制管理，管理要求由國(guó)家能源局根據(jù)電力供需形勢(shì)分析及保供舉措等另行明確，項(xiàng)目具體清單由省級(jí)能源主管部門會(huì)同價(jià)格主管部門制定”。功率過低的產(chǎn)品對(duì)電力系統(tǒng)的支撐能力有限，可能因無法進(jìn)入清單范圍而喪失獲益資格。
二是除折算比例外，地方將考慮本地電力市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)展、電力系統(tǒng)需求等因素確定容量電價(jià)水平。此前數(shù)個(gè)省份出臺(tái)的機(jī)制引入了更復(fù)雜的參數(shù)，包括采用容量供需系數(shù)而非單純時(shí)長(zhǎng)供需系數(shù)。例如，甘肅規(guī)定，電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立新型儲(chǔ)能可獲得的容量電費(fèi)為“申報(bào)容量、可靠容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)和容量供需系數(shù)三者的乘積”。容量供需系數(shù)為容量需求除以可靠容量，按年確定，數(shù)值大于1時(shí)取1。
因此，放電時(shí)長(zhǎng)對(duì)儲(chǔ)能收益的影響并不絕對(duì)，資方應(yīng)當(dāng)根據(jù)地方政策綜合考慮多重維度。既包括放電功率、供求關(guān)系等因素影響下的容量收益，也要比較電能量和輔助服務(wù)市場(chǎng)構(gòu)成的多元收益。
新政下的不確定性
中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟公布的數(shù)據(jù)顯示，2025年新型儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模144.7GW/373.7GWh，同比增加84.8%/102.9%，是“十三五”末的45倍。同期新增投運(yùn)項(xiàng)目平均時(shí)長(zhǎng)2.85小時(shí)，2到4小時(shí)的項(xiàng)目數(shù)量占比達(dá)八成?？紤]到容量電價(jià)給予固收保障、度電成本進(jìn)一步降低等積極因素，預(yù)計(jì)中國(guó)2030年新型儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模保守場(chǎng)景下將達(dá)到371.2GW，理想場(chǎng)景下將達(dá)到450.7GW，未來五年復(fù)合增長(zhǎng)率分別約為20.7%和25.5%。
盡管整體增長(zhǎng)潛力良好，但114號(hào)文也給新型儲(chǔ)能帶來幾個(gè)新的不確定性，可能會(huì)影響局部地區(qū)投資節(jié)奏。
一是系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)會(huì)“吃掉”儲(chǔ)能電站的部分利潤(rùn)。114號(hào)文明確，容量電費(fèi)、可靠容量補(bǔ)償費(fèi)用均納入當(dāng)?shù)氐南到y(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，由全體工商業(yè)用戶分?jǐn)偂?chǔ)能電站在充電時(shí)，視作用戶，也要支付系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，且在放電時(shí)不予退減。
2026年2月，由于容量電價(jià)上漲和新能源機(jī)制電價(jià)差價(jià)結(jié)算電費(fèi)開始結(jié)算，多省系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)折合度電成本大幅提升：11個(gè)省級(jí)電網(wǎng)折合度電成本超0.1元/kWh，海南、黑龍江和廣西數(shù)值最高超0.13元/kWh；15個(gè)省級(jí)電網(wǎng)同比增長(zhǎng)超1倍，安徽、遼寧因基數(shù)較低同比增長(zhǎng)最高超30倍。
在現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場(chǎng)收益未顯著提升的情況下，水漲船高的充電成本會(huì)擠壓充放電價(jià)差套利空間。有業(yè)內(nèi)人士建議，可將系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)按分時(shí)或參考現(xiàn)貨實(shí)時(shí)價(jià)格的分時(shí)均價(jià)按比例收取，以減輕儲(chǔ)能充電成本壓力，或是考慮到系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)的構(gòu)成，可對(duì)與系統(tǒng)調(diào)節(jié)直接相關(guān)的費(fèi)用執(zhí)行基于峰荷占比的分?jǐn)倷C(jī)制，對(duì)與社會(huì)責(zé)任相關(guān)的費(fèi)用保持按電量均攤。相關(guān)政策仍在研究中。
二是新舊政策如何銜接尚未明確。一方面，此前內(nèi)蒙古等省出臺(tái)的新型儲(chǔ)能激勵(lì)政策與114號(hào)文的標(biāo)準(zhǔn)存在明顯差異，例如地方按照實(shí)際放電量而非頂峰能力進(jìn)行補(bǔ)償，補(bǔ)償費(fèi)用是由發(fā)電機(jī)組根據(jù)裝機(jī)容量分?jǐn)偠羌{入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)由用戶承擔(dān)。這類政策是否延續(xù)、過往政策是否取消，可能會(huì)對(duì)已投資的存量?jī)?chǔ)能項(xiàng)目投資收益造成沖擊。
另一方面，有業(yè)內(nèi)人士擔(dān)心，新增容量收入可能會(huì)促使部分地區(qū)人為控制現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差或調(diào)整輔助服務(wù)市場(chǎng)規(guī)則，降低儲(chǔ)能的整體收益，從而抵消新政帶來的利好。這需要等待地方出臺(tái)新老政策銜接細(xì)則才能確定。
三是“圈而不建”導(dǎo)致資源錯(cuò)配。114號(hào)文公布以后，儲(chǔ)能業(yè)界聞風(fēng)而動(dòng)。有市場(chǎng)人士反映，上周末已有地區(qū)緊急備案儲(chǔ)能電站。這類行為易導(dǎo)致優(yōu)質(zhì)資源被占用卻無法及時(shí)轉(zhuǎn)化未有效供給，不利于行業(yè)健康持續(xù)發(fā)展。
對(duì)此，中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟提醒，地方主管部門要提前開展需求發(fā)布與風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警，避免“一哄而上”導(dǎo)致資源浪費(fèi)，防范“一哄而散”引發(fā)市場(chǎng)波動(dòng)。通過建立嚴(yán)格的優(yōu)質(zhì)項(xiàng)目遴選機(jī)制、規(guī)范的項(xiàng)目管理制度、科學(xué)的評(píng)估考核體系，強(qiáng)化市場(chǎng)引導(dǎo)與過程監(jiān)管，確保政策紅利精準(zhǔn)流向可靠、優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)能項(xiàng)目。
