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发布：2025-06-01 · 事件：2025-06-01

新型储能容量电价通过“可靠容量系数”提供稳定收益底线，但仅能覆盖部分度电成本，项目经济性高度依赖放电时长与区域负荷高峰的匹配度。同时，充电环节的系统运行费上涨及现货市场差异，正成为影响储能盈利模式的关键变量。

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中国储能网讯：目前，多地新型储能容量电价细则陆续落地，为储能项目提供了稳定的容量收益“底薪”，显著改善了项目的经济性与投资回报预期。 近日，多位专家学者与行业代表围绕储能价格政策、盈利模式及发展路径展开深入研讨，容量电价是贯穿始终的核心议题。 根据114号文规定，电网侧独立储能容量电价=当地煤电容量电价标准*可靠容量系数。 其中，可靠容量系数反映储能的顶峰能力，为储能满功率连续放电时长与全年最长净负荷高峰持续时长的比值，最高不超过1。净负荷高峰时长，可以通俗理解为供需矛盾最尖锐、需优先保障供电的时段。目前，甘肃、湖北最长净负荷高峰持续时长分别定为6、10小时。 峰会上，国网能源研究院有限公司财审所价格室副主任姚力通过一组数据，直观展现了容量电价覆盖成本的作用。 在造价1.0元/瓦时、年放电600小时的条件下，新型储能度电成本约0.273元。按330元/千瓦・年容量电价测算，净负荷高峰时长4、6、10小时对应的度电补偿约0.138元、0.092元、0.055元，可覆盖度电成本约51%、34%、20%。 “也就是说，按6小时净负荷高峰时长测算，容量电价可覆盖度电成本约三成。”姚力表示。 新型储能满功率放电时长与当地净负荷高峰时长匹配度越高，项目经济性越好。放电时长过短会导致顶峰能力不足、容量电价效益下降；过长则受114号文比值不超过1的规定限制，同样影响经济性。 储能充放电定价机制随现货市场运行状态不同而有差异：现货连续运行地区按实时电价结算，非连续运行地区充电执行代理购电价格、放电执行省级核定价格。 需要注意的是，储能在充电时被视为电力用户，享受系统调节服务，因此需缴纳线损费用、系统运行费及输配电费；而在放电时段，则可按照放电电量相应退减输配电费。 “要注意的是，新型储能充电时需支付系统运行费。”姚力补充道，“当前多项电费分摊均计入系统运行费，包括煤电容量电费、新型储能容量电费、新能源差价结算费用等，致使系统运行费水平快速上涨，因此新型储能运营需重点关注这项成本。” 此次峰会上，河北、河南、甘肃等多地代表分别介绍了本省新型储能发展现状。记者梳理发现，影响新型储能发展的因素多元。除容量电价政策外，新能源发展规模、区域用电负荷特征以及电力现货市场建设进度等，均对储能发展形成重要影响。 河北新型储能发展特色鲜明，装机主要布局于新能源富集区域与电网关键节点，集中在张承地区（张家口、承德）及沧石地区（沧州、石家庄），其中张承地区装机占比超50%。 截至2025年6月，河北已投运新型储能项目180座，规模达700万千瓦。 据悉，河北新型储能商业模式呈现多元化格局：新能源配套储能以降低弃电率为主要目标，用户侧储能侧重通过峰谷价差实现套利，独立储能则依托电能量交易、辅助服务等渠道获取多元收益，第三方投资项目多采用经营性租赁模式，火储联合项目则以调频服务为核心收益来源。 整体来看，项目收益主要可归纳为电能量收益、容量租赁、容量补偿及辅助服务四类。 当前河北大型储能项目收益水平较为可观，但市县层面尚未形成统一规划布局，一定程度上存在无序发展、内卷化竞争等问题。 河北省能源规划研究中心综合能源首席专家、综合能源处处长谢学旺以省内两个大型储能项目为例，介绍了其收益构成情况。 其中，华能西柏坡储能项目收益主要来自电能量交易、容量补偿及容量租赁。该项目于2024年5月31日投运。2025年实现电能量收益4285万元、容量补偿792万元、容量租赁1500万元，共计6567万元。 察北管理区电网侧独立储能电站收益涵盖电能量市场与容量补偿。项目于2025年7月16日投运，折算全年电能量收益有望达到约2.64亿元。