来源：中国储能网

近日，国家发展改革委正式发布了修订后的四份输配电价核心文件，包括《输配电定价成本监审办法》、《省级电网输配电价定价办法》、《区域电网输电价格定价办法》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》。修订内容中再次强调，抽水蓄能及新型储能电站的相关成本不得计入输配电价核算范围。

与此同时，多个省级政府正积极制定并推出针对新型储能的容量电价政策，旨在通过发电侧容量电价机制为新型储能项目提供直接的经济支持。例如，甘肃省已于今年7月发布征求意见稿，初步拟定新型储能容量电价标准为每年每千瓦330元；宁夏回族自治区则在9月发布的征求意见稿中明确，计划自2026年起执行每年每千瓦165元的容量电价标准。

这一系列政策的推进与落实，预示着新型储能产业的商业模式正日益清晰和完善。

政策背景：新型储能发展路径的根本性调整

在实现“双碳”目标的进程中，风电、光伏等可再生能源装机容量快速提升，但其发电的间歇性与不稳定性也给电网调峰带来了显著压力。以锂电池、压缩空气储能为代表的新型储能技术，凭借其快速响应、配置灵活等特点，已在支撑电网容量方面扮演起关键角色。

此前，国家层面已多次释放政策信号，将建立健全新型储能容量电价机制列为重点工作。2025年9月，《电力现货连续运行地区市场建设指引》明确提出，鼓励新型储能参与电力现货市场交易，并探索建立面向各类电源的容量补偿机制。

今年11月27日，国家发改委修订发布的输配电价系列办法，虽明确新型储能成本不纳入输配电价，但实际上通过成本分离，为其作为独立市场主体参与市场竞争铺平了道路。同时，《省级电网输配电价定价办法》也规定，此类储能设施资产不计入可计提收益的固定资产范围。

事实上，此次政策调整并非突然之举。早在2019年发布的《输配电定价成本监审办法》中，就已将抽水蓄能及电储能排除在输配电成本之外。此次修订进一步明确了储能行业的定位，标志着其发展逻辑发生了根本性转变。

首先，新政策的首要意义在于厘清行业边界。新规促使电网与储能设施各司其职：电网专注于电力输送这一公共服务职能；而新型储能则主要发挥电力系统“调节器”与“稳定器”的作用。

其次，新规的深层目的在于激发市场活力。以往将储能成本纳入输配电价的模式，在一定程度上扭曲了价格信号，抑制了社会资本的投资积极性，也不利于运营效率的提升。新规实施后，储能行业将告别依赖政策保护的阶段，转而进入依靠市场表现竞争的新时期。

在电力市场层面，该政策有助于传递更准确的价格信号，优化资源配置效率。此前储能成本混入输配电价的做法，导致电价信号失真，非输电成本被隐性分摊给所有用户，既增加了用户负担，也掩盖了储能的实际市场价值。

新规执行后，输配电价将真实反映电力输送成本，而储能服务的价值则通过市场交易来体现。这种清晰的价格机制将引导储能资源向需求最迫切的领域配置，例如新能源消纳困难区域、电网薄弱环节以及负荷密集的城乡接合部等。

同时，明晰的成本信号也使电力市场各方决策更为理性。新能源电站会更有动力配套储能设施以提高电力消纳能力，电网企业也可通过购买第三方储能服务来替代部分电网投资。

地方实践：三省区已明确具体补偿标准

从2025年各省已推出的政策看，甘肃、宁夏和黑龙江等地已在建立新型储能容量补偿机制方面取得了实质性进展。

甘肃省：实行较高补偿标准

甘肃省于2025年7月发布《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，提出电网侧新型储能容量电价暂按每年每千瓦330元执行，该标准与当地煤电固定成本水平相当，并计划自2026年1月1日起实施。此标准较该省原有容量电价水平大幅提升230%，体现了对新型储能调峰辅助价值的高度认可。

甘肃政策同时还明确了有效容量的核定方式：电网侧新型储能的有效容量依据“满功率放电时长/6×额定功率”进行计算，并扣除厂用电消耗。

宁夏回族自治区：分阶段推进

宁夏于2025年9月发布《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，制定了更为细致的分阶段实施计划：2025年10月至12月按100元/千瓦·年执行，2026年1月起则按165元/千瓦·年执行。

此外，宁夏政策还设立了相应的考核机制：新型储能在运行期间，若单月内发生三次非计划停运，将扣减当月容量电费；若全年有三个月份发生此类情况，则取消其下一年度获取容量电费的资格。

黑龙江省：推动全面参与市场交易

黑龙江省于2025年11月印发《新型储能规模化建设专项实施方案（2025-2027年）》，提出全面推动新型储能参与电力市场交易。方案明确要“推动完善独立新型储能容量电价机制”，并指出“执行容量补偿的独立新型储能项目须已纳入2025-2027年独立新型储能项目建设清单”。

总体来看，目前各省在新型储能容量电价机制的设计上呈现出一些共同特点。

其一，各省普遍将电网侧新型储能作为容量补偿的重点对象。甘肃、宁夏均明确，适用范围暂包括合规运行的公用煤电机组及电网侧新型储能，但不含直流配套电源。

其二，各省对新型储能有效容量的核定方法基本一致，均采用“满功率放电时长/6×额定功率”并扣除厂用电后的数值。该方法基于储能系统的实际放电能力，而非简单依据装机容量，更为科学合理。

其三，各省普遍规定，容量电费由全体工商业用户根据实际用电量比例共同分摊。宁夏还进一步明确，容量电费由区内全体工商业用户月度用电量及发电企业月度外送电量按比例分摊。这种分摊机制体现了“谁受益、谁承担”的原则。

未来展望：从补偿机制迈向市场化机制

当前，新型储能电站投资成本较高，仅依靠电能量市场收益往往难以完全覆盖成本。容量电价的引入为储能项目提供了稳定的收入来源，显著改善了项目的经济可行性。以甘肃省330元/千瓦·年的标准测算，一个100兆瓦的储能项目每年可获得约330万元的容量电费收入，这将极大增强项目的投资吸引力。行业分析认为，新型储能容量电价政策的落地将对产业发展产生深远影响。

此前，国家发改委、国家能源局在《电力现货连续运行地区市场建设指引》中提出，“鼓励有条件的地区探索通过竞争性报价形成容量电价，以市场化方式保障系统长期容量充足，待条件成熟时建设容量市场”。这为新型储能容量价值的长远实现机制指明了方向。

而当前各地推行的新型储能容量电价政策，更多仍属于补偿机制范畴。未来，随着电力市场的持续完善，新型储能容量价值的实现方式将逐步向市场化过渡。

随着新型储能全面参与电力市场交易，其快速调节能力将在现货市场中获得更高估值。例如黑龙江省已明确要“推动新型储能全面参与电力市场交易”，并“结合本省实际研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种”。预计更多省份将陆续出台类似政策，新型储能在电力系统中的作用将日益重要。

值得关注的是，目前各地在补偿方式、资金来源等方面仍存在差异，亟需国家层面加强顶层设计，明确机制原则与实施路径。未来可能形成分阶段、分区域推进的容量电价机制，并最终建立起全国相对统一的新型储能容量价值实现机制。

从提供辅助服务到支撑系统容量，从政策补偿到市场定价，中国新型储能产业正在经历一场深刻的转型。未来五年，随着全国统一电力市场体系建设的加速，新型储能有望从“优化运行”的调节资源，升级为“保障可靠”的关键容量资源，在维护能源安全和促进新能源消纳方面发挥不可或缺的双重支撑作用。