中国储能网讯：近日，国家发改委正式印发修订版输配电价四份核心文件，包括《输配电定价成本监审办法》、《省级电网输配电价定价办法》、《区域电网输电价格定价办法》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，其中再次明确抽水蓄能电站、新型储能电站成本费用不得计入输配电定价成本。

与此同时，各省级政府正在加快出台新型储能容量电价政策，通过发电侧容量电价机制给予新型储能直接经济补偿。如甘肃省7月发布征求意见稿，提出新型储能容量电价标准为每年每千瓦330元；宁夏9月发布征求意见稿，明确2026年新型储能容量电价标准为每年每千瓦165元。

这些政策的落地，标志着新型储能商业模式正逐步走向成熟。

政策背景：新型储能发展逻辑的彻底转变

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，凭借响应速度快、布局灵活等优势，已在电网容量支撑中展现出重要作用。

此前，国家层面已经持续释放政策信号，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，《电力现货连续运行地区市场建设指引》明确提出：鼓励新型储能参与现货市场竞争，研究建立面向各类电源的容量补偿机制。

11月27日，国家发改委修订发布的输配电价“四个办法”，虽然明确新型储能不得计入输配电定价成本，但通过将储能成本从输配电价中剥离，为其作为独立市场主体参与市场竞争创造了条件。同时，《省级电网输配电价定价办法》也明确规定，这些储能设施资产不得纳入可计提收益的固定资产范围。

其实，新政策并非突如其来。早在2019年发布的《输配电定价成本监审办法》就已将抽水蓄能、电储能等排除在输配电成本之外。此次新规则是对储能行业定位的进一步明确，标志着储能发展逻辑的彻底转变。

其中，厘清行业边界是新政策的首要意义。新规推动电网与储能各司其职、聚焦主业。电网作为电力输送的“通道”，承担着安全稳定输送电力的公共服务职能；而新型储能的核心价值是扮演电力系统的“缓冲器”。

激活市场活力是新规的深层目标。此前，将储能成本纳入输配电价的模式，扭曲了价格信号、抑制社会投资，也不利于运营效率提升。新规实施后，储能行业将彻底告别政策兜底的保护模式，进入“用业绩说话”的市场化竞争阶段。

在电力市场层面，该政策能够释放精准价格信号，提升资源配置效率。此前，储能成本混入输配电价的做法，导致电价信号失真，非输配电相关的费用被隐性摊派给全体用电用户，既加重了用户负担，又掩盖了储能的真实市场价值。

新规实施后，输配电价仅反映电力输送的真实成本，而储能的服务价值通过市场交易形成价格。这种清晰的价格信号会引导储能资源向最需要的领域流动，新能源消纳压力大的区域、电网薄弱的瓶颈节点、负荷集中的城市边缘将成为储能布局的重点区域。

同时，精准的成本信号也让电力市场各主体决策更科学，新能源电站会主动配套储能设施提升电力消纳率，电网企业可通过采购第三方储能服务替代部分输配电设施投资。

省级实践：三省区已明确补偿标准

从2025年各省已经出台的政策来看，甘肃、宁夏和黑龙江等地已在新型储能容量补偿机制方面取得实质性进展。

甘肃：高标准补偿引领

甘肃省于2025年7月发布《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，提出电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，与煤电固定成本水平相当，从2026年1月1日起执行。这一标准较甘肃省原有容量电价水平提升了230%，是对新型储能辅助调峰价值的充分肯定。

甘肃政策同时还明确了有效容量的核定方法：电网侧新型储能的有效容量根据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后确定。

宁夏：分阶段实施

宁夏回族自治区于2025年9月发布《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，提出更为具体的分阶段实施计划：2025年10月至12月按照100元/千瓦·年执行，2026年1月起按照165元/千瓦·年执行。

宁夏政策同时明确了考核机制：新型储能运行期间，月内发生三次非停，扣减当月容量电费；全年有三个月发生，取消其未来一年获取容量电费的资格。

黑龙江：全面参与市场交易

黑龙江省于2025年11月发布《新型储能规模化建设专项实施方案（2025-2027年）》，提出推动新型储能全面参与电力市场交易。该方案明确“推动完善独立新型储能容量电价机制”，并指出“执行容量补偿的独立新型储能项目应已纳入2025-2027年独立新型储能项目建设清单”。

迄今为止，各省新型储能容量电价机制设计呈现出多方面共性特征。

首先，各省普遍将电网侧新型储能作为容量补偿的重点对象。其中甘肃、宁夏均明确，实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能，均不含直流配套电源。

其次，各省对新型储能的有效容量核定方法基本一致，均采用满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后的数值。这一计算方法考虑了储能系统的实际放电能力，而非简单按照装机容量计算，更加科学合理。

其三，各省普遍规定，容量电费由全体工商业用户按用电量比例分摊。其中宁夏还明确，容量电费由区内全体工商业用户月度用电量和发电企业月度外送电量按比例分摊。这种分摊机制体现了“受益者付费”的原则。

未来展望：从补偿机制走向市场机制

众所周知，新型储能电站投资成本较高，单纯依靠电能量市场收益往往难以覆盖全部成本。而容量电价恰好为储能项目提供了稳定的收入来源，显著提升了项目经济性。以甘肃省的330元/千瓦·年标准计算，一个100MW的储能项目每年可获得330万元的容量电费收入，大大增强了项目的投资可行性。业内人士认为，这些新型储能容量电价政策的落地，将对行业发展产生深远影响。

此前，国家发改委、国家能源局在《电力现货连续运行地区市场建设指引》中提出，“有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统容量长期充裕，条件成熟时建设容量市场”。这为新型储能容量价值的长远实现机制指明了方向。

而当下各地推行的新型储能容量电价政策，更多还属于补偿机制范畴。未来，随着电力市场不断完善，新型储能容量价值实现方式将逐步向市场化过渡。

随着新型储能全面参与电力市场交易，其快速调节特性将在现货市场中获得更高价值。如黑龙江省已明确“推动新型储能全面参与电力市场交易”，并“结合我省实际研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种”。随着更多省份跟进出台类似政策，新型储能将在电力系统中扮演越来越重要的角色。

值得关注的是，当前各地在补偿方式、资金来源等方面仍存在较大差异，亟需国家层面加强顶层设计，明确机制原则与实施路径。未来可能会形成分步骤、分区域推进的容量电价机制，最终建立全国相对统一的新型储能容量价值实现机制。

从辅助服务到容量支撑，从补偿机制到市场定价，中国新型储能正在经历一场深刻的身份转变。未来五年，随着全国统一电力市场体系建设提速，新型储能有望从“锦上添花”的调节资源，升级为“雪中送炭”的可靠性容量资源，在保障能源安全和促进新能源消纳方面发挥出双重支撑作用。