北极星储能网讯：以广东项目为例，在不考虑容量电费补偿的情况下，项目年度收入低于成本，处于亏损状态。

  文章针对短期、长期机制优化提出四点建议，这中间还包括针对增量独立储能项目，建立容量补偿价格市场化竞争定价机制，逐年确定容量补偿电价水平且不得高于存量项目，推动容量补偿价格稳步退坡。存量及增量独立储能项目容量补偿电费纳入当地系统运行的成本，由全体工商业用户共同承担。

  随着我国能源结构转型不断深化，以电化学储能为核心的新型储能技术大范围的应用于电力系统各环节，发挥了重要调节性作用，对于保障电网安全运作、促进新能源开发消纳具有重大意义。依照国家能源局数据，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，装机规模逐步呈现集中式、大型化趋势，平均储能时长提高到2.3小时，年度等效利用小时数约1000小时。

  独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。目前，独立储能电站主要通过“电能量（现货套利）、容量（容量电价+共享租赁）、电力辅助服务”三类价值渠道实现收益，收益水平主要受到价格及市场机制和政府补贴政策等因素的影响。

  当前，少数省份出台了针对独立储能的容量补偿政策，某些特定的程度上缓解了独立储能面临的盈利不足问题，但定价方式缺乏动态调整机制，不利于提升资源配置效率，难以支撑独立储能市场化可持续运作。随着《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高水平发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）明确取消新能源强制配储要求，独立储能既有的租赁收益受到较大影响，亟需加快建立长期稳定有效的容量电价机制，合理体现独立储能容量价值，支撑建立可持续的商业模式，推动行业健康发展。

  近年来，国家层面相关文件多次提及新型储能价格机制建设，为地方有关政策制定提供顶层框架。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推进新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）明确要求健全新型储能价格，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；2024年12月，国家发改委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025~2027年）》（发改能源〔2024〕1803号），再次强调加快建立市场化容量补偿机制，以市场为导向确定容量需求和容量价值，对有效容量做到合理补偿。

  根据中央政策的有关要求，各地结合地区自身特点，推出了差异化的独立储能容量补偿政策，目前山东、内蒙古出台了相对市场化的长效容量补偿电价机制，新疆、河北和浙江等省区则通过政策文件明确了若干年内针对新型储能的容量补偿标准，广东就独立储能试行电费补偿机制征求意见（四省两区的补偿机制详见表）。

  以广东为例，按照当前造价水平，100兆瓦/200兆瓦时独立储能项目总投资约为2.8亿元。根据政府有关部门测算结果，考虑项目净资产占总资产的30%，项目年度成本最重要的包含折旧、财务费用、运维费用三项，其中折旧费用约为2800万元、财务费用约为927万元、运维费用约为700万元，年度合计成本约为4427万元；项目年度收入最重要的包含辅助服务（调频、备用）收入、电力现货市场收入、容量租赁收入三项，其中辅助服务收入约为2132万元，电力现货市场收入约为192万元，容量租赁收入约为1760万元，年度合计收入约为4084万元。在不考虑容量电费补偿的情况下，项目年度收入低于成本，处于亏损状态。

  按照广东发改委《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》相关规定，独立储能可获得的容量电费年度补偿标准为100元/千瓦（含税），上述独立储能项目每年可获得容量电费1000万元，年度纯利润是657万元，项目实现扭亏为盈。

  国内部分省区现有针对独立储能的容量补偿机制均采用政府直接定价方式，主要存在容量补偿机制市场化水平较低、容量补偿标准缺乏统一依据、容量补偿效果受到政策不确定性影响等三方面问题。

  各省出台的独立储能容量补偿价格主要是通过行政手段确定，通常基于电量、可用容量、装机容量等参数进行补偿，不同形式补偿机制的合理性与效果优劣尚不明确，同时整体上缺乏动态调整机制，难以反映电力系统中独立储能资源的实际供需关系，不利于独立储能与别的类型调节性资源间的公平竞争，可能会引起独立储能规划布局偏离经济最优结果，降低系统整体资源配置效率。

  基于政府定价的容量补偿通常应用于电力市场建设初期，用于保障主体成本回收、缓解经营压力，具体补偿标准核定一般需考虑经营成本与市场收益情况，即“机组容量补偿费用=（单位容量平均固定成本+单位容量平均变动成本-单位容量平均市场收入）×机组容量×补贴因子”。当前，各地出立储能容量补偿标准时均未公开核算流程细节及相关参数取值，难以界定补偿标准的科学性和合理性。此外，各省份制定容量补偿政策多从自身方面出发，地区间机制和标准差异较大，难以支撑独立储能资源的区域协同，不利于融入全国统一电力市场建设。

  除了山东和内蒙古之外，当前，国内各省的独立储能容量补偿机制多采用政策性的短期补偿，补偿政策有效期通常为1~3年，无法覆盖独立储能的全生命周期（10年左右）；同时，新疆、河北、浙江等省区政策中明确了补偿标准逐步退坡的有关要求，明确规定独立储能的容量补偿收益逐渐降低，但调整幅度更多是基于人工经验，易引起“过补”或者“欠补”问题，独立储能项目长期收益能力面临较大不确定性，具体影响仍需深入分析。

  短期来看，当前，独立储能电站经营发展面临收益瓶颈，有必要加快完善出立储能容量补偿机制，推动政府定价兜底补偿模式转向市场化的容量电价机制，有效保障独立储能在市场建设过渡阶段的合理收益。

  一是区分存量项目和增量项目分类施策。针对存量独立储能项目，由省级价格主管部门参考“（单位容量平均成本-单位容量平均市场收入）×补贴因子”统一明确容量补偿电价水平。针对增量独立储能项目，建立容量补偿价格市场化竞争定价机制，逐年确定容量补偿电价水平且不得高于存量项目，推动容量补偿价格稳步退坡。存量及增量独立储能项目容量补偿电费纳入当地系统运行的成本，由全体工商业用户共同承担。

  二是建立独立储能容量补偿价格市场定价机制。由省级能源主管部门、电力运行主管部门会同电网公司，结合系统调节能力需求、电网及电源规划情况，明确本省当前至未来12个月内独立储能电站布局及容量需求；由省级价格主管部门就容量补偿电价水平组织市场化竞价，科学设定竞价上下限，并按报价从低到高确定入选项目直至满足独立储能容量需求，容量补偿电价原则上按入选项目最高报价确定，执行期限原则上按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。

  长远来看，独立储能电站经营发展一定要坚持市场化改革方向，成熟运作的电力市场体系是提升资源配置效率、保障多元主体可持续发展的必由之路。

  一是探索开展容量市场研究及试点。在推动短期容量补偿机制稳步退坡的基础上，研究构建覆盖各类电源及储能、反映可信容量供应能力的长效容量电价市场化形成机制，分阶段向多类型主体参与竞争的容量市场过渡，在具备条件的地区优先开展试点。

  二是持续加强电力市场体系建设及机制衔接。完善独立储能电站等新型经营主体参与电力市场的相关机制，统筹优化“电能量+容量+辅助服务”电力市场交易体系，丰富辅助服务市场交易品种，扩大辅助服务市场规模体量，推动各类系统运行成本市场化公平分担，有序放宽电力市场量价限制，充分的发挥价格信号作用，支撑和引导独立储能高质量可持续发展。

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