甘肃、宁夏推煤电、储能容量“同价”

2025年9月12日，宁夏发布包含煤电和电网侧新型储能的发电侧容量电价机制征求意见稿。同日，国家发展改革委发布新型储能发展和电力现货市场建设两份文件，针对新型储能提供容量补偿释放了明确的信号。

此前，甘肃已对首个省级层面制定的发电侧容量电价政策征求意见。新疆、内蒙古、河北、山东已探索实行容量和放电量补偿的储能容量电价机制，费用主要向用户侧疏导。业内人士认为，我国容量机制建设将根据电力市场成熟度循序渐进，由固定价格补偿逐步向竞价容量市场过渡。

明确储能容量补偿

9月12日，宁夏发布发电侧容量电价机制征求意见稿，拟将新型储能纳入容量电价的范畴。此前两个月，甘肃已对首个省级层面独立制定的发电侧容量电价政策征求意见。

两个省区提出的容量电价机制思路一致，执行范围均为合规在运的公用煤电机组和电网侧新型储能，两类资源执行统一的容量电价标准。在费用分摊方面，两个省区均提出，容量费用按月度外送电量和省区内工商业用户月度用电量比例分摊，其中，工商业用户用电量对应的容量电费纳入系统运行费。

两个省区也有一些个性化的设计。宁夏提出，2025年10—12月，容量电价标准为100元/千瓦·年，2026年1月起为165元/千瓦·年，与宁夏现行的煤电容量电价标准衔接。甘肃则提出，在市场初期，容量电价暂按330元/千瓦·年执行，执行期限2年，该价格为《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号，以下简称“1501号文”）提出的回收煤电机组全部固定成本的标准。

作为我国新能源大基地，宁夏和甘肃的新能源装机占比均已突破六成，电力系统调节挑战较其他省区突出，发展新型储能成为其共同的选择。截至2025年8月底，宁夏和甘肃的新型储能装机均已突破600万千瓦，较2024年底分别增长超三成和超六成。为让调节资源充分发挥作用，支撑典型高比例新能源电力系统安全稳定运行和大基地建设，宁夏和甘肃建立常态化电价机制疏导新型储能成本的诉求迫切。

在宁夏征求意见稿发布当天，国家发展改革委、国家能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕1144号，以下简称“1144号文”）和《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171号，以下简称“1171号文”），均提及新型储能容量补偿的内容。

1144号文提到，推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制。1171号文提到，探索建立发电机组可靠容量评估机制，科学评估各类型机组及新型储能的容量系数；各地结合电力市场成熟度建立容量补偿机制，省级价格主管部门合理确定单位可靠容量补偿标准并动态调整，有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，条件成熟时建设容量市场。对是否为新型储能提供容量补偿这一颇具争议的问题，这两份文件做出了明确的回答。

容量&电量补偿

在甘肃、宁夏提出建立包含电网侧储能在内的发电侧容量电价机制前，部分地区已出台独立储能容量电价激励政策，鼓励“用上”新型储能进行系统调节。

2024年起，河北试行独立储能容量电价激励机制，根据储能全容量并网时间先后竞争获得容量电价的名额。根据2025年的优化政策，独立储能容量电价标准为100元/千瓦·年，执行时限为24个月以内，2024年已执行容量电价退坡机制的，价格补足至目前的标准。山东率先实施覆盖独立储能的发电市场化容量补偿机制，费用根据主体的市场化可用容量计算，按照核定的0.0705元/千瓦时的电价标准向用户侧收取。

部分省区还给独立储能的放电量提供补偿。2025年起，内蒙古为纳入规划的独立新型储能向公用电网的放电量提供补偿，补偿标准一年一定、一定十年，2025年及以前建成投产项目的补偿标准为度电0.35元。新疆于2023年出台了支持新型储能发展的配套政策，在2025年底前为独立储能的放电量提供补偿，2025年的补偿标准为度电0.128元。

在上述已执行新型储能容量补偿政策的省区中，河北、山东、新疆的容量补偿费用疏导至用户侧。2025年9月电网企业代理购电价格显示，河北和新疆的独立储能容量电费列入系统运行费，折合度电水平分别为0.000417元和0.00193元。山东将核定的容量补偿电价列为代理工商业购电价格的一部分向用户收取，容量补偿电价峰谷损益则列入系统运行费分摊。

宁夏、甘肃、河北等省区的储能容量补偿电价，主要以现行煤电容量电价为“锚点”。根据1501号文，2024—2025年，多地的煤电容量电价按回收煤电机组固定成本的30%计算，即为100元/千瓦·年；2026年起，各地通过容量电价回收煤电固定成本的比例提升至不低于50%，云南、四川等煤电转型较快地方的回收比例原则上提升至不低于70%。甘肃提出的容量补偿力度最大，统一标准下煤电将能回收所有固定成本。该省份也提出，实施发电侧容量电价机制后，现货市场申报价格上限设置为0.5元/千瓦时，较现行价格上限下调0.15元/千瓦时。有从业者分析，甘肃容量电价政策执行后，系统运行费将上涨、电量电价将下降，用户的终端电价可能保持相对稳定。

独立储能的放电量补偿价格没有明显的参考标准，其设置主要为了鼓励储能电站主动通过充放电调节系统供需平衡。在现行政策下，内蒙古的独立储能在现货市场和分时电价政策的价格信号下“低充高放”，在获得充放电价差的同时还能获得额外的放电补偿。2025年上半年，内蒙古独立新型储能放电量补偿金额累计超过2亿元。

补偿容量的出发点则主要是保障系统容量的充裕性。有业内人士表示，以储能容量为补偿标的的规则，普遍要求储能电站接受电网调度。电网会根据系统实际调节需要调度储能，存在在电价较高时段充电、在电价较低时段放电的“不完美情况”。

国内现行的煤电容量电价和部分省区试行的储能容量电价，主要采用固定价格补偿模式。业内人士普遍认为，现阶段，我国电力市场成熟度尚不足以支撑容量市场建设。在1144号文和1171号文释放建立包含新型储能在内的容量补偿机制的信号后，各地将根据自身市场建设进度、系统调节需求、用户价格承受能力等，循序渐进推进容量补偿机制建设。

表1：地方新型储能容量电价政策（请横屏阅读）