从9省探索容量补偿到“114号文”首提容量电价

中国储能网讯：1月30日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114号）》（以下简称“114号文”），首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，填补了全国性新型储能容量电价的制度空白。

拆解政策原文来看，114号文主要从实施范围、项目要求、价格标准三个方面明确了独立储能容量电价的基本原则。

在114号文出台之前，全国已有湖北、甘肃、宁夏等9省出台了容量补偿相关机制。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年中国新型储能新增装机规模Top20省份中，这9省均包含在内，且其中几个省份装机排名遥遥领先，如内蒙古排在第一、新疆排在第二、甘肃排在第五。

作为中国新型储能发展的“领跑军团”，湖北、甘肃、宁夏等9省地方容量补偿细则的制定和执行，充分反映了各地电力市场建设进度、风光新能源与新型储能发展规模以及对电网、电力市场的参与程度，虽特色不一，但又在一定程度上共同为114号文的制定出台提供了宝贵的地方经验，同时，也会为下一步各省制定114号文承接细则提供关键的借鉴与参考。

从补偿范围来看：限定条件逐年细化、统一

从2023年至今，9省对纳入容量补偿的电网侧新型储能制定了各具特色的条件限定，如果拉长时间维度来看，整体上呈现出由宽泛到聚焦的逐年细化趋势。

新疆是9省中最早下发容量补偿政策的地区，对纳入补偿范围的独立储能项目并未作出过多限定。

2023年5月19日，新疆发改委印发《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》，文件明确，“对我区建成并网的独立储能电站实施容量补偿”，并规定了2023年、2024年、2025年三年的容量补偿标准。

同年7月25日，山东发改委等四部门联合印发印发《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，仅针对列为试点项目的长时储能项目，提出加大容量补偿力度，文件明确了具体试点条件——“项目规模不低于10万千瓦；满功率放电时长不低于4小时；电-电转换效率不低于60%，若项目综合能量效率高于80%，电-电转换效率可放宽至不低于55%；项目寿命不低于25年；项目建设期按2年”。

到2024年，浙江、广东两省先后下发容量补贴政策，列为年度建设计划、试点示范项目成为共性前提。

2024年5月，浙江省发改委、浙江省能源局联合印发《新型储能容量补偿资金分配方案》，分配对象为浙江省的11个设区市，由各市对列入新型储能项目建设计划，且在2024年6月30日前完成并网试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。

这一年的10月，广东发改委发布《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“我省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”。

时间来到2025年，内蒙古、河北、宁夏、甘肃四省陆续发布容量补偿政策，纳入补偿的标准和范围开始出现相对一致的趋势。

其中，宁夏和甘肃在政策中共同提到，“补偿范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧独立新型储能，均不含直流配套电源”；内蒙古的文件中提到，“直接接入公用电网，直接与电力调度机构签订并网调度协议，服务电力系统运行、可以作为独立市场主体参与电力市场的新型储能电站”。

可以看出，上述三省关于“不含直流配套电源”“直接接入公用电网，直接与电力调度机构签订并网调度协议”等约束条件，直接对应后来114号文中的限定条件——“服务于电力系统安全运行、未参与配储”。

值得一提的是，就在114号文发布前一个月，2025年12月31日，湖北发改委、湖北能源局发布《关于建立新型储能价格机制的通知》，在明确“对电网侧新型储能中的独立储能，建立容量补偿机制”“省发改委、省能源局会同省电力公司根据电力系统节点调节容量需求情况，定期公布纳入容量补偿范围的电网侧独立储能项目清单”要求的同时，还特别指出，“享受容量补偿的项目不得租赁容量”，这在其他省级细则，以及114号文中，都均未提及。

从补偿标准来看：湖北、甘肃、宁夏、河北与114号文原则最为接近

在价格标准方面，114号文强调，容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算。其中，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1。

文件要求以当地煤电容量电价为基础，根据其顶峰支撑能力按比例折算，折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段直接挂钩，真实反映独立储能对电力系统顶峰保障的实际贡献。

9省之中，湖北政策的价格标准方面与114号文最为贴近。

湖北政策规定，“年度容量电价暂按165元/千瓦·年执行；月度平均可用容量=∑（日可用放电功率×单次可持续放电时长÷10小时）/当月总天数”。

按照《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）要求，2026年湖北煤电容量电价标准将达到165元/千瓦·年。湖北政策提及，独立储能年度容量电价暂按165元/千瓦·年执行，与湖北煤电容量电价标准一致，也与114号文中“容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础”原则保持一致。

而月度平均可用容量公式中的“10小时”，指的正是近一年最长净负荷高峰持续时间为10小时，即电力系统需要储能满功率顶峰放电的时长。也就是说，若独立储能单次放电时长达不到10小时，需要对其容量进行折算，计算出对系统而言可用的容量。而独立储能单次满功率放电时长越长，可用容量越高，获得容量电费也就越多。

湖北通过公式计算得出的比例，对应的正是114号文提及的折算比例，即“根据顶峰能力按一定比例折算”。

关于容量供应系数，甘肃、宁夏、河北也作出了相关规定，但细节之处略有不不同。

以甘肃为例，甘肃在政策中提及，“电网侧独立新型储能每年可获得的容量电费为申报容量、可靠容量补偿标准和容量供需系数三者的乘积”。其中，“可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元”，也与该省煤电容量电价标准相同；而关于容量供应系数，文件指出，“每年1月15日前，国网甘肃省电力公司测算发布上年度容量供需系数，作为当年容量电费月度结算依据”。

关于容量供需系数，甘肃也在附件中作了详细说明：

“容量供需系数=容量需求/可靠容量，按年确定，数值大于1时取1。

容量需求=系统净负荷曲线最大值所在时刻对应的省内用电负荷+外送容量需求+备用容量之和－外来电力－可中断负荷容量。其中：外送容量需求不含配套电源的送电容量。

可靠容量=煤电机组可靠容量+电网侧独立新型储能可靠容量+风电可靠容量+光伏（含光热）可靠容量+水电可靠容量。”

除湖北、甘肃、宁夏、河北之外，其余5省的容量补偿标准均未涉及相关系数及计算公式，补偿方式和标准也各不相同。

其中，补偿力度最大的当属内蒙古，补偿标准最高、补偿时间最长。

内蒙古在政策中指出，“对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿：补偿标准一年一定，每年9月底前公布次年补偿标准，补偿标准明确后执行时间为10年”“2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元/kWh”。

在政策的激励之下，内蒙古2025年新型储能的装机成绩一举夺魁。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年，内蒙古新增装机16.3GW/63.6GWh，占2025年全国新增装机的25.2%（功率）/32.4%（容量），功率和容量规模均居全国第一。

值得一提的是，长时储能表现尤为突出。2025年，内蒙古新增装机储能项目平均时长达3.9小时，4小时及以上长时储能新增装机项目占内蒙古2025年储能新增装机的88.2%（功率）/93.9%（容量）。

114号文出台之后，引发行业内外的热烈讨论。中国电力企业联合会副秘书长刘永东在公开报道中表示：“114号文对新型储能的制度设计，是我国新型能源体系建设与电力市场化改革的重要结合点，其核心是让新型储能的容量价值显性化、收益机制市场化、发展路径清晰化。这一政策不仅为新型储能行业发展注入强劲动力，更让新型储能真正成为新型电力系统的‘稳定器’和‘调节器’，为我国能源绿色低碳转型、电力安全保供提供坚实的装备支撑和机制保障。”

可以说，随着114号文的下发，电网侧独立储能的核心容量价值真正开始归位。这一政策不仅填补了全国性新型储能容量电价的制度空白，有望通过因地制宜的收益预期进一步激活行业投资活力，更有利于推动形成“可靠容量补偿稳基本、电能量市场和辅助服务增效益”的多元化收益结构，提升新型储能项目的经济性，加速行业的规模化、市场化发展。