观澜 | 以“小切口”解决“大问题”——给予新型储能容量电价的可行性分析（裴善鹏 电联新媒2025年03月07日 ）

（卢）Georgelu

“双碳”目标下，新能源占比逐步提高并将成为发电主体，煤电逐步向调节性、支撑性电源转变，新型储能和抽水蓄能等调节电源成为提升发电容量充裕度、保障新型电力系统安全的重要支撑。国家针对煤电和抽水蓄能已经出台了容量电价机制，新型储能尚未享受容量电价。本文从容量电价机制原理、新型储能作用发挥、先进省份实践成果等方面进行分析，给出建立新型储能容量电价机制的可行性分析和相关建议。

我国容量电价机制原理与分类

容量电价是电力系统对发挥固定作用、消费固定成本的市场主体给予或收取的费用，分为发电侧容量电价和用电侧容量电价。

在发电侧，获得容量电价的是抽水蓄能和煤电。这两类发电设施成本高昂，建成后即使不发电，也随时可以发挥支撑电网供电的固定作用。抽水蓄能本身不是发电设备，而是调节设备，“抽四发三”的特性决定了抽蓄需要固定的补偿机制，2021年4月，国家发改委价格司发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）明确了抽水蓄能的容量电价。煤电获取容量电价政策是随着最近几年新型电力系统建设和煤电定位转变发生的，煤电的经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤费用等变动成本，随着新能源逐步成为主力电源，煤电逐渐由发电电源转为支撑和调节电源，利用小时数大幅降低。为了补偿煤电建设运营商因建设、维护发电设施而投入的固定成本，2023年11月，国家发改委印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），确定了燃煤容量补偿电价。

在用电侧，缴纳容量电价的是315千伏安及以上的工商业用户。这些用户用电功率较大，即使不用电，电网企业也要为其随时可用电而备用大量输变电设备，这些输变电设备投资也需要固定的补偿机制。因此，各省都规定了大容量用户的两部制电价，用电容量在100千伏安至315千伏安之间的工商业用户可以选择执行单一制或两部制电价，而315千伏安及以上的用户必须执行两部制电价。如《国网山东省电力公司代理购电工商业用户电价表》规定了容（需）量电价，用户可选择按照变压器容量或用电最大需量来缴纳容量电费，不同电压等级价格不一样，电压等级越高容（需）量电价越低，如220千伏需量电价为每月32元/千瓦，容量电价为每月20元/千瓦。

　　新型储能发挥了支撑电力系统的作用

新型储能尤其是大型独立储能电站起到了与抽水蓄能类似的作用，而且效率更高、建设更灵活、初投资也随着电池降价而大幅低于抽水蓄能。从效率看，以某省大型独立储能电站为例，风冷设备79%，液冷设备83%，均高于抽水蓄能的75%；从建设灵活性看，大型独立储能电站建设周期半年，而抽水蓄能需8年；从初投资看，放电2小时独立储能的单位千瓦造价2000元，放电4小时为2800元，均大幅低于抽水蓄能的6000元。从市场响应看，新型储能可以15分钟切换一次充放电状态，调节速度更快，可以发挥调峰调频多重作用。抽水蓄能的优势是运行经验多，是调度规程规定的调节支撑电源；新型储能运行经验少，尚未获得调度规程的认可。新型储能发挥的具体作用有以下四个方面：

一是解决电网保供和调峰难题。新型储能技术的发展，特别是大规模储能电站的建设，为电网保供和调峰提供了新的解决方案。以山东电网为例，对2019～2023年全网负荷午峰、晚峰峰值持续时间进行统计分析，年均出现全网最大负荷96%以上的天数中，午峰时段最大持续时长达4.3～5.6小时、晚峰时段最大持续时长达2.2小时左右。储能系统参与保供时，用几个储能电站接续放电，可以有效缓解电网在高峰时段的供电压力。同时，新型储能的发展也提升了新能源消纳能力， 2023年，随着山东储能装机规模达到398.3万千瓦，全省新型储能消纳新能源电量相当于2022全年弃风弃光电量的一半。2024年1～10月，新型储能消纳电量进一步提升，同比增长152%，有力支撑了全省新能源利用率保持在97%以上的较高水平。

二是为调频提供新手段。新型储能系统具有响应速度快、调节精度高、环境约束小及灵活性高的优势，可以为电力系统的调频提供新的手段。根据美国加州电力市场的电源特点分析，平均来看，储能调频效果是水电机组的1.7倍，燃气机组的2.5倍，燃煤机组的20倍以上。储能参与调频辅助服务市场主要分为两种模式：储能联合火电机组调频和独立储能参与调频。在储能联合火电机组调频方面，通过对某个电厂数据测算分析，该厂原来的综合性能指标Kpd为1.98，加装储能后Kpd为3.46，电厂综合性能得到显著提高，不仅体现在机组调节速率增加、调节偏差量减小以及响应时间减少等方面，且有效缓解了由于频繁AGC调节造成的火电机组设备疲劳和磨损。在独立储能参与调频方面，福建、甘肃已有相关实践，山西也建成了专门进行调频的独立储能电站，山东有数座独立储能电站配置了一定比例的超级电容，准备兼顾调峰和调频作用。据测算，从调频范围看，一座10万千瓦独立储能电站的调频作用相当于2.7台30万千瓦煤电机组，其作用极为显著。

三是构网型储能解决电力系统短路比不足的问题。构网型储能呈现独立电压源的外特性，等价于主网侧并联电压源，可以间接改变系统侧短路阻抗，增加短路电流，进而增大短路容量，支持更多的新能源接入。在频率和惯量支撑方面，构网型储能系统通过控制释放直流侧储能能量，等效为同步机惯量机械能或阻尼能量，进而提供惯量响应与振荡抑制。在电压支撑方面，构网型储能系统通过功率同步控制机制，将储能变流器塑造成电压源外特性，可在不依赖外界交流系统的情况下，自行构建交流侧电压幅值与相位，为电力系统提供强大的电压支撑。因此，构网型储能系统则更适合于煤电机组比例较低的新型电力系统。例如，在沙戈荒大基地或其他传统电源支撑薄弱地区，系统短路比不足，应用构网型储能后可以取代调相机，为系统提供短路电流，增加电网的安全性。

四是分布式储能解决分布式光伏的局部问题。为提高配电网供电可靠性，延缓配电网升级改造投资，减少分布式光伏出力的随机性和波动性，避免分布式光伏弃电，新建分布式光伏按一定比例配建储能是解决以上问题的主要方式之一。通过配置分布式储能，可以解决配变反向重过载、用户过电压问题，提升系统调峰和新能源消纳能力，促进分布式光伏出力在公用台区范围内消纳。分布式储能并不在任何用户的关口表内，因此，本质上是电网侧储能，可以发挥解决分布式光伏局限问题的作用，但需要解决其盈利和管理问题。

新型储能的容量电价政策建议

在用电侧，新型储能充电时均为电力过剩时期，电网不必为新型储能备用大量输变电设施和电源容量，因此，在用电侧不应该收取容量电价。在实际中，多个省份也确定了储能充电时的单一制电价原则。如果收取容量电价，因储能的利用小时数低，容量电价对储能电站将是一笔沉重的负担。

在发电侧，新型储能不仅能够支撑电网供电，还能提供容量服务，更能够解决电力系统调峰、调频、短路比不足、分布式光伏过电压等问题，对于保障电力系统的稳定性和可靠性至关重要。且新型储能选址灵活、建设周期短，发挥的作用甚至超过抽水蓄能和煤电，因此，建议给予新型储能发电侧容量电价。

部分省份给予

新型储能容量电价的实践

山东省2021年开始对独立储能在用电侧免除容量电价，在发电侧给予容量补偿电价，很好地支持了新型储能的发展，也是全国第一个明确新型储能容量电价的省份。自2023年起，新疆、内蒙古、河北、浙江和广东等省份相继出台了新型储能容量电价政策，为新型储能产业的发展提供了有力的经济支持和政策保障。

山东

在用电侧，对于新型储能充电时作为用户是否缴纳容量电价的问题，山东省在《关于开展储能示范应用的实施意见》（鲁发改能源〔2021〕254号）中明确规定“示范项目充放电量损耗部分按工商业及其他用电单一制电价执行”，即充电时缴纳单一制电价，不缴纳容量电价。

在发电侧，山东省在电力现货市场规则中建立了容量补偿电价机制，从工商业用户手中按照千瓦时数收取，形成资金池，并按照千瓦数给予发电侧参与电力现货市场的煤电、新能源、新型储能、燃气轮机容量电价。2022年，山东省发布的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》（鲁发改能源〔2022〕749号），规定“推动（新型储能）示范项目积极参与电力现货交易，享受容量补偿，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行”。这里的月度可用容量考虑储能每天保供能力为2小时，煤电保供能力为24小时，因此为煤电的1/12，示范项目给予2倍即1/6的补偿。在这套机制下，独立新型储能充电时作为用户，要缴纳0.0991（后改为0.0705）元/千瓦时的容量补偿电费，按年充电运行300小时的储能计算，年缴纳29.73（21.15）元/千瓦；放电时作为发电厂，示范项目获取2倍容量补偿电费，年获取59.4（42.3）元/千瓦。配建储能不是独立市场主体，无法获得容量补偿电价。

随后，山东省对充电时缴纳的容量补偿电价进行了峰谷平划分。2022年11月8日，山东发布《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》（鲁监能市场〔2022〕34号），提出了容量系数调整要求，深谷充电的，缴纳的容量补偿电价系数为0.1，即打1折；谷段充电的，系数为0.3，即打3折。新型储能电站充电时均为谷段或深谷时段，充电时缴纳的容量补偿电价下降很多，变为原来的30%左右。

内蒙古

2023年11月18日，内蒙古自治区能源局、内蒙古自治区发展和改革委员会和内蒙古自治区工业和信息化厅联合印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》（内能电力字〔2023〕 1101号），明确纳入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，补偿标准按放电量计算，补偿上限暂按0.35元/千瓦时，补偿期10年。补偿所需资金暂由发电侧电源企业分摊（不包括分散式分布式电源、光伏扶贫电站）。电源侧独立储能电站不享受容量补偿。

蒙西电网电力现货市场建设全国领先，独立储能容量补偿电价政策要好于山东。需要注意的是，内蒙古将独立储能分为电网侧独立储能和发电侧独立储能，发电侧独立储能可以租赁给新能源，但是不能获得容量电价；电网侧独立储能可以获得容量电价，但不能租赁给新能源。与内蒙古规则类似的还有甘肃省。山东省独立储能没有划分发电侧和电网侧，所有的独立储能可以同时获得容量补偿电价和新能源租赁费。

新疆

2023年5月16日，新疆维吾尔自治区发展改革委印发《自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》（新发改规 〔2023〕5号），明确对建成并网的独立储能电站实施容量补偿。2025年底前，补偿标准按放电量计算，2023年暂定0.2元/千瓦时，2024年起逐年递减20%（即2024年补偿标准为0.16元/千瓦时、2025年补偿标准为0.128元/千瓦时）。补偿所需资金暂由全体工商业用户共同分摊，电网企业按月根据补偿资金规模和工商业用电量测算分摊标准。该通知有效期至2025年12月31日。

新疆容量补偿价格要高于山东，但逐年递减，且不是电力市场规则，导致有效期较短。

河北

2024年1月27日，河北省发展和改革委员会印发《关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》（冀发改能价〔2024〕172号），指出独立储能依据全容量并网时间，通过竞争的方式，享受容量电价激励机制。2024年5月31日前发电的，年度容量电价按100元/千瓦（含税、下同）执行；2024年6月1日至9月30日并网发电的，容量电价逐月退坡，年度容量电价标准分别为90元/千瓦、80元/千瓦、70元/千瓦、60元/千瓦；2024年10月1日至12月31日并网发电的，年度容量电价按50元/千瓦执行；独立储能电站容量电费纳入系统运行费，由全体工商业用户按月分摊。该通知有效期仅12个月。河北政策类似新疆，为短期政策。

浙江

2024年4月29日，浙江省发展改革委、浙江省能源局印发《新型储能容量补偿资金分配方案》，明确对2024年6月30日前完成并网实验的电网侧新型储能项目开展补偿，总规模不超过130万千瓦。2024～2026年补偿标准分别为每年200、180、170元/千瓦。浙江政策类似新疆，为短期政策。

广东

2024年10月10日，广东省发展改革委印发《关于我省独立储能电站试行电费补偿机制等有关事项的通知（征求意见稿）》，明确独立储能电站符合以下两个条件之一的可获得电费补偿：一是获得国家或省级能源主管部门认定的新型储能试点示范项目；二是纳入2023年至2025年的年度计划且在2025年底前进入商业运营的独立储能项目。可获得的电费补偿金额根据补偿标准和月度可用最大容量确定，其中年度补偿标准统一为100元/千瓦（含税）。通知有效期暂定至2025年12月31日。广东政策类似新疆，为短期政策。

综上所述，山东、内蒙古建立了相对市场化的长效容量补偿电价机制，相比之下，新疆、广东、浙江和河北等省区出台的容量补偿电价更像是临时的政策而非规则。

新型储能容量电价确定原则

获得容量电价后，独立新型储能电站的收益可不再依赖新能源租赁，对充分利用市场化规则发挥储能作用有很大的帮助。容量电价定价可采用月度可用容量法或经营期定价法，前者参照山东确定新型储能容量补偿电价的办法，后者是国家确定抽水蓄能容量电价的方法。

如果按照前者，可将新型储能与抽水蓄能对比，假设全国抽水蓄能平均容量电价为600元/千瓦/年，平均放电时长为6小时，则放电2小时的新型储能容量电价可设为200元/千瓦/年，放电4小时新型储能可设为400元/千瓦/年。这个价格对2小时新型储能来说略低，对于4小时新型储能来说过于优厚。

如果按照后者，以10万千瓦/20万千瓦时独立储能电站、造价2亿元计算，考虑换电池等费用，在没有现货市场、不能赚取发电侧价差的省份，容量电价需要340元/千瓦/年；在有现货市场、可赚价差的省份（按照山东价差计算），容量电价需220元/千瓦/年。即使是4小时储能，上述价格也仅为450元/千瓦/年、330元/千瓦/年。总的来说，采用国家抽水蓄能定价办法更有科学性。

从上述计算可以看出，新型储能中的主流即锂离子电池储能经历了大幅降价之后，目前，大型独立储能电站的经济性已经超越抽水蓄能，所需容量电价更少。目前从电力现货市场的电价趋势可以看出，全国大部分省份还是缺乏2小时或4小时的调节手段，新型储能很有优势。从产业拉动来看，锂电池储能电站涉及的厂家多、产业链长、就业人数多，对比抽水蓄能以土方工程量为主的特点，新型储能产业带动能力明显更强。未来，新型储能有望逐步取代抽水蓄能，成为主流储能方式。因此，新型储能获得相应的容量电价是应该的。

其实，整个新型电力系统价格体系牵一发而动全身，电力市场化改革是逐渐向真正意义上的市场发展，慢慢取消新能源部分电量入市、新能源租赁储能等违背电力市场原则的“补丁”，让市场发挥资源配置的基础性作用。当然，这个进程不能让产业有大起大落，给予新型储能容量电价可以作为这一系列改革中的“小切口”，新型储能获取容量电价后，新能源可以减负，为新能源全电量进入市场创造条件。加上绿证市场和消费市场的建立、差价合约的补偿机制，可以解决新能源全电量入市这个“大问题”，从而推动中国的电力市场化进程向前跨出一大步。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于国家电投集团经济技术研究咨询有限公司。版权所有。

编辑：井然 赵紫原

审核：李丽萍

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