“双碳”目标下独立储能容量电价机制落地政策路径研究

摘要：“双碳”目标下，新能源高比例并网持续扩大了系统调节需求，独立储能容量电价机制成为回收固定成本、体现顶峰价值的重要制度。现行政策已明确电网侧独立新型储能容量电价的框架，但折算口径、碳价值纳入、市场衔接和考核结算还缺少具体的规定。本文从容量电价定价规范、碳成本协同、市场化运营保障3个方面进行探讨，以期促进独立储能规模化发展，支持新型电力系统低碳安全运行。

关键词：独立储能；容量电价；“双碳”目标；政策机制

“双碳”目标促使能源结构转型，风电光伏装机量上升，出力波动以及反调峰特性加大了系统调节压力。传统火电调峰受到碳排放限制，抽水蓄能站点资源有限，独立储能凭借响应速度快、布局灵活、建设周期短等特点成为重要的调节资源。独立储能项目的初期投资大，收益主要来源于电量市场与辅助服务，收入不稳定，容量价值无法充分释放，影响了投资积极性。容量电价机制按照可用容量给予固定补偿，使顶峰保供和灵活调节的价值获得稳定的回报，对稳定投资预期、引导合理布局、促进新能源消纳有现实的作用。发改价格〔2026〕114号文件新增电网侧独立新型储能容量电价制度，为机制落地提供了政策支持。在此背景下，如何将顶层设计变为可操作的路径，需要研究定价、碳成本、市场衔接和运营保障。文章从建设意义、现行政策框架和优化路径3个方面进行分析，以期为独立储能容量电价机制完善提供一定的参考。

一、“双碳”目标下独立储能容量电价机制建设意义

（一）助力电力系统绿色低碳转型发展

“双碳”战略的推行使得电力系统的电源结构发生重大改变，风电和光伏渐渐成为新增装机主体，然而，其出力受天气状况影响具有间歇性、随机性和反调峰特性，使电力系统面临保安全、保供应、保消纳的多重挑战[1]。新能源发电高峰往往与负荷高峰错位，电网在部分时段面临消纳压力，在部分时段又要快速顶峰电源支持。传统调节手段中，火电调峰易带来碳排放，抽水蓄能受选址、建设周期的限制，需求侧响应调节能力不足。独立储能可以利用富余的电能进行充电，然后在需要的时候放出电能满足需求，可以起到削峰填谷、平抑波动、缓解阻塞、事故备用等作用。容量电价机制则为独立储能提供固定的可用容量补偿，能够将顶峰保供、灵活调节的价值转化为稳定收入，改变储能仅依赖电量价差、辅助服务收益的状况。稳定的收益预期能够吸引长期资本进入长时储能、关键节点项目，提高电力系统充裕度以及新能源消纳能力。

（二）完善储能产业市场化发展体系

储能项目初始投资大、寿命长，运行效益受充放电价差、调用次数、政策调整等因素影响，因此社会资本存在较大不确定性。容量电价机制对储能提供的容量备用、顶峰保供、调峰调频等系统价值给予补偿可以弥补固定成本回收途径的缺失，保证项目的现金流稳定以及投资预期确定性；容量电价落地路径确定后可以形成准入、定价、考核、结算、退出等完整的规则，减少地方执行差异以及企业投机行为。同时容量补偿可以与现货市场、辅助服务市场、绿证交易、碳市场衔接，使储能收益由电量套利变为多元价值实现。规范的容量电价机制还可以促使不同的技术路线公平竞争，使锂电、液流、压缩空气和飞轮储能按照各自的性能获得相应的对价，从而促进成本下降和技术进步；在市场秩序趋于透明后，融资机构可以更加准确地评价项目风险，进而降低融资成本、提高社会资本参与积极性。储能产业由此逐渐摆脱对政策补贴的过度依赖，转而依靠系统服务价值和市场收益实现自主发展，产业规模、技术水平、运营能力稳步提升。

二、“双碳”目标下独立储能容量电价机制现行政策框架与运行体系

（一）国家顶层政策规定下的容量电价测算体系

国家层面已对独立储能容量电价进行了制度安排，发改价格〔2026〕114号文件增设电网侧独立新型储能容量电价制度，填补了新型储能容量补偿的政策空白。适用对象为服务电力系统安全运行、未绑定新能源强制配储任务的电网侧独立新型储能项目，实行全国统一指导、省级细化落实、项目清单制管理。定价测算以属地煤电容量电价为基础价格，按照储能实际顶峰供电能力确定补偿水平，主要折算逻辑为取满功率连续放电时长与区域全年最长净负荷高峰持续时长的比值，折算比例最高不超过1，既可以体现储能顶峰贡献差异，又不会造成过度补偿。测算过程统筹区域电力市场建设进度、电力系统供需状况以及电源调节需求，使得容量电价可以合理收回固定投资成本。清单制管理规定项目经申报、审核、公示后没有被列入清单的项目不能享受容量补偿，避免政策资源被分散。统一测算体系为全国独立储能容量电价提供了规范范式，有益于稳定投资预期，引领项目分布。

（二）场景化政策落地的储能调峰电价适配模式

容量电价执行体系根据调节电源类型和功能定位进行分类设计，煤电、气电、抽水蓄能、新型储能适用不同的补偿规则。独立新型储能专门承担电网顶峰保供、负荷调节和平抑新能源波动等系统服务，不与其他电源共用容量补偿标准，收益边界清晰。

政策将容量电价限定在具有可靠顶峰供电能力、持续参与电网调峰保供的独立储能项目上，非功能性储能以及只配套新能源场站的储能不在补偿范围内，防止有限的容量补偿资源被低效占用。各地可根据当地的新能源富集情况、负荷中心分布以及电网阻塞情况制定具体执行方案，在电网关键节点及新能源汇集区域优先支持独立储能，使其发挥削峰填谷、缓解阻塞、提高外送能力的作用。电力辅助服务市场的收益高低是决定煤电企业参与调峰灵活性改造的主要原因[2]，合理的电价机制设计能够引导储能主体主动满足系统运行考核要求，从而以顶峰出力水平、运行可靠度、调峰响应速度、指令执行准确率等为指标实行常态化考核。考核结果决定容量电费兑付额度，达不到约定可用容量和响应要求的项目按规则扣减，保障电力系统调节能力。

（三）多市场联动的电价机制政策协调规则

发改价格〔2026〕114号文件规定，在电力现货市场连续运行的地区，适时建立统一的发电侧可靠容量补偿机制，新机制实施后，电网侧独立储能不再执行原有的容量电价，统一纳入市场化容量补偿范围。这一安排使行政定价机制逐步走向市场化的规则，避免了两种补偿规则长期共存产生重复补偿或信号冲突问题。电力市场交易配套规则同步优化，完善中长期电力交易价格形成机制，市场主体可以签订带有灵活调价空间的中长期合同以适应储能灵活充放电的特点。电费结算和成本分摊规则更加明确，独立储能容量电费统一归入区域电力系统运行费用中，各主体按照规定分摊，且应当厘清不同电压等级各类用户的实际输配电成本，深化电价机制改革和推进设备绿色发展[3]。针对现货市场未完全运行区域，储能充放电执行统一的电网代理购电、省级核定价格标准，线损费用、输配电价减免等配套结算规则同步确定。机制衔接顺畅后，独立储能项目在不同市场阶段均可形成稳定的收益预期，电力系统容量成本得到合理疏导。政策协调规则给容量电价落地赋予了市场接口，也为全国统一电力市场创建积累了经验。

三、“双碳”目标下独立储能容量电价机制落地的政策优化路径

（一）完善容量电价标准化定价政策规范

“双碳”目标下，健全容量电价标准化定价政策规范可从统一折算口径、细化清单准入两方面着手。统一折算口径上，各地严格按照属地煤电容量电价基准进行对标，由国家层面制定独立储能容量电价测算指导细则，统一满功率连续放电时长、区域全年最长净负荷高峰持续时长、可用容量认定和核算周期的统计标准，明确数据来源、采集频次、校验规则和争议处理程序，并要求项目运行数据经过第三方或者监管平台的核验，防止由于统计口径不同而造成区域之间补偿水平的不平衡。

细化清单准入和差异化定价上，不同地区的经济社会和能源发展状况各异，因此，需要充分考虑区域特点，制定适应性强的电价政策[4]。制定统一的标准项目申报、审核、备案、公示流程，将服务电力系统安全运行、具备独立计量和调度条件作为基本门槛。定价参数除固定投资、运维支出之外，还必须考虑系统调节贡献、顶峰容量价值、低碳效益以及区域内电网需求等因素，形成分类分档的折算区间。长时储能、关键节点储能和新能源富集区储能，可适当提高补偿系数，充分认可其在系统顶峰保供、新能源消纳方面的突出价值；对短时高频但顶峰能力不足的项目则设置约束条件，弱化其补偿激励力度，从而在国家框架内实现公平与效率平衡，提高独立储能投资预期稳定性。

（二）搭建储能电价与碳成本协同政策体系

构建独立储能电价和碳成本协同政策体系，将碳减排效益纳入容量电价核算，构建区域差异化、动态调整的机制。首先依托电网设备碳成本分摊测算模型，在容量电价核算时增设储能项目全生命周期碳排放及碳减排量核算模块，将独立储能替代火电调峰、削减弃风弃光、提升新能源消纳带来的碳收益，依照核定办法折算成容量电价补偿额度，让低碳价值得到货币化回报。核算过程与绿证、碳市场、CCER等机制相衔接，确定避免重复计算的处理准则，保证碳收益来源清晰，数据可核证。同步建立独立第三方核查、信息公开制度，对碳减排量计量方法、监测设备、数据质量进行明确规定，防止虚报、套利。其次，按照新能源渗透率、电网碳排放强度、煤电调峰压力、碳市场价格对高新能源渗透率地区给予碳成本倾斜政策。对于消纳新能源、降低电网碳排放效果较好的储能项目，适当提高电价折算系数。根据区域碳减排任务、碳价波动、储能运行数据等调整碳核算标准和补偿参数，设定参数触发调整阈值，当区域碳排放强度、新能源消纳率达到某个阈值时，启动参数校准工作，保障容量电价与“双碳”目标进度同步，从而建立独立储能容量价值和低碳价值双重实现的政策体系。

（三）细化储能市场化运营配套政策保障

基于“双碳”目标，细化独立储能市场化运营配套政策保障需从市场过渡衔接、考核兑付交易规则两方面完善。市场过渡衔接上，对标发改价格〔2026〕114号文件，根据电力现货市场不同建设阶段的情况制定容量电价和可靠容量补偿机制的过渡方案。现货市场未运行地区的项目继续执行容量电价，明确项目的准入、容量认定、费用分摊和结算周期；现货市场连续运行地区则设置机制切换时间表，确定可靠容量补偿的核算标准、考核方法和结算办法，防止出现政策空白或者重复补偿。独立储能容量电费进入区域电力系统运行费用之后，细化分摊主体、分摊比例和结算路径，确定电网企业、发电企业、用户侧的责任边界；对跨省跨区储能项目，协调送受端省份容量补偿、费用分摊的关系，防止由于规则不同而阻碍项目推进。

考核兑付及交易规则上，健全储能电费考核兑付制度，明晰顶峰出力、调峰响应、运行可靠性、指令执行准确率等指标的量化评分准则，建立月度监测、季度评定和年度结算的程序，切实落实考核扣减和补付举措。同时完善市场化交易配套政策，放开储能中长期交易定价限制，通过签订灵活调价、分时段定价的合同来适应充放电策略的改变。风光发电的波动性和不确定性导致其在中长期合同分解时处于劣势，并面临合约偏差考核风险，其市场盈利空间被大幅压缩[5]，储能作为调节资源也会受到合约偏差造成的收益波动风险，因此需要依靠完善的规则设计来对冲市场的不确定性。依靠过渡有序、结算清楚、考核严格、交易灵活的政策保障，可降低独立储能市场化运营成本、提高各主体参与电力系统调节的积极性。

四、结语

独立储能容量电价机制是“双碳”目标下电力系统调节价值兑现的制度安排，国家顶层政策已确定统一框架，明确适用对象、测算基准、分类补偿、市场衔接的方向，但落地效果取决于折算口径统一、碳价值纳入、过渡规则细化、考核结算执行。随着电力现货市场的成熟以及可靠容量补偿机制的推广，容量电价会逐渐向市场化补偿过渡，储能收益结构也越发依靠容量、电量、辅助服务、碳价值方面的协同。后续，应对政策运行的效果进行持续跟踪，完善数据核证、监管协调、区域差异化安排，使独立储能成为新型电力系统安全低碳运行的重要支撑。

文章来源：《城市经济导报》https://www.zzqklm.com/w/sci/26918.html