（来源：CSPPLAZA光热发电平台）
今年以来，国家层面持续释放政策信号，明确将推动建立新型储能容量电价机制作为重点任务。
2025年9月，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》明确提出，要完善针对新型储能等调节性资源的容量电价政策，并稳步构建可靠的容量补偿体系。随后在11月，《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》进一步强调，应创新新能源消纳的价格机制，并健全涵盖煤电、抽水蓄能及新型储能在内的调节资源容量电价制度。
随着电力市场化改革不断深入，新型储能的容量价值有望获得更充分体现。
本文通过汇总分析各地已落地的储能容量补偿政策，重在探索新型储能容量电价机制的发展路径。
新型储能正逐步发挥容量支撑作用
在“双碳”目标引领下，风电、光伏等新能源装机快速增长，但其发电的间歇性与波动性也给电网带来巨大调峰压力。以锂电池、压缩空气储能为代表的新型储能，凭借其响应速度快、布局灵活、成本逐步优化等优势，已在电网容量支撑中展现出重要作用。
以今年国家电网区域开展的储能夏季集中调用为例，新型储能最大可调电力超过64GW，实时最大放电电力超过44GW，在用电晚高峰期间有效承担了近三座三峡电站的顶峰任务，有力支撑了电网稳定运行。
注：国网经营区今年夏季新型储能调用情况
亟待建立新型储能容量机制
此前，独立储能的收益模式主要包括电能量市场收益、辅助服务市场收益、容量租赁收益以及部分地区的补偿收益。
今年2月发布“136号文件”后，明确提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。文件虽仅针对2025年6月以后备案的增量项目取消强配，存量项目仍需按原规定配储，但已对储能容量租赁的需求空间和议价空间造成大幅影响。
在失去了最主要的容量租赁收益后，独立储能项目仅依靠参与电能量市场和辅助服务市场获取收益，难以覆盖其投资成本和运营成本。
在现有市场规则下，新型储能容量价值无法得到充分体现，这不仅会削弱社会资本对新型储能的投资积极性，也会影响其参与电力系统调节的主动性，进而对电力供应保障、电网安全稳定运行等方面构成潜在风险。因此，充分结合电力系统容量需求与各类储能技术的容量价值，建立面向可靠性资源公平参与的容量电价机制，已成为行业发展的迫切需求。
多省开展容量补偿探索
针对储能收益机制不健全的问题，多个省份已推出针对电网侧或独立储能的容量补偿政策。从国内外实践来看，容量机制通常从补偿模式起步，逐步向市场化交易过渡。目前地方政策主要可分为三类：
1.按放电量补贴
2.按容量补贴
3.发电侧容量电价机制
总结及展望
当前各地在新型储能容量补偿方面的实践，为全国统一机制的建设提供了有益参考。然而，各省在补偿方式、资金来源等方面仍存在较大差异，且多数地区尚未出台相关政策，亟需国家层面加强顶层设计，明确机制原则与实施路径。
建议结合各地区电力市场发展阶段和系统需求，分步骤、分区推进容量电价机制。初期可参考甘肃、宁夏经验，将新型储能纳入发电侧容量电价范畴。各地应加强系统容量需求测算与信息披露，合理制定补偿标准与容量认定系数，科学疏导成本，保障用户侧承受能力。具备条件的地区可进一步探索基于竞价的容量交易模式，推动机制逐步向成熟容量市场过渡。
