为适应新型电力系统建设需要，国家发展改革委、国家能源局于2026年1月30日发布了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）。这份文件标志着我国发电侧容量电价机制从煤电向多元调节性电源的拓展。其中，首次在国家层面明确了对电网侧独立新型储能建立容量电价机制，并规定其补偿标准“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”，具体折算比例为“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”。

一、 容量电价的核心内涵、成本分摊与煤电基准

要理解这一新政，首先需明确三个基础问题：补偿标的、成本承担方以及补偿基准。

第一，容量电价补偿的是什么？ 文件指出，补偿的是“可靠容量”，即“机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量”。这与电能量价值有本质区别。对储能而言，其价值在于作为“功率型”或“能量型”备用，在电力系统最为紧张、最可能发生缺电的时段，能够及时释放电力、填补功率缺口，从而保障供电安全与系统稳定。因此，容量电价并非为储能的日常充放电行为付费，而是为其提供有保障且稳定的电力供应付费。

第二，补偿成本由谁承担？如何传导？ 与已建立的煤电容量电价机制一脉相承，新型储能容量电费也将纳入“系统运行费用”。根据文件规定，“上述调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用，纳入当地系统运行费用。”这笔费用最终将主要由工商业用户按用电量比例进行分摊。

这里需要深入理解“系统运行费用”的关键影响：它并非一个无限的资金池，而是容量补贴的“最终买单人”和“现实约束”。该费用池的资金总额（即用户侧为系统可靠性支付的总成本）是有限的，并汇集了煤电、气电、抽蓄及新型储能等所有调节性电源的容量成本。因此，它从两个层面深刻影响储能容量补贴的落地：

1）决定补贴的兑现能力：一个省份承诺的各类电源容量补贴总额，不能超出当地工商业用户的电费承受能力，即所谓“承载力”。用户侧经济承受力强的地区，“系统运行费用”的总盘子更大，更有能力设定并兑现较高的补贴标准；反之，补贴空间则受到限制。这正是业内“瞄着承载力大的省份高”说法的政策根源。

2）塑造未来的分摊规则：当前费用主要按用户用电量分摊，但政策方向是逐步转向按占用电网的保障容量（即接网容量或最大需量）分摊。这一转变将更加公平地体现“谁占用系统资源多，谁多付费”的原则，同时也使能够提供大功率、长时顶峰能力的储能项目的价值更易被合理定价和传导，其容量补贴获取的优势将更为突出。

第三，为何以煤电容量电价为基准？ 煤电是目前我国电力系统中最主要、最可靠的基荷与调节电源。其容量电价标准构成了衡量系统容量价值的“锚”。将新型储能的补偿与之挂钩，实质上是将不同技术路线的电源置于同一价值尺度上进行衡量。国家要求2026年起，各地通过容量电价回收煤电固定成本的比例不低于50%，部分省份正根据自身情况上调这一比例。因此，一个地区的煤电容量电价水平越高，新型储能容量补偿的理论上限也越高，但这最终仍需通过“系统运行费用”的承载力检验来实现。

二、 核心公式解读：折算比例怎么折？

新政的核心技术设计，即引入了量化储能顶峰贡献的折算公式：

R = t / T （其中 R ≤ 1）

t（满功率连续放电时长）：指储能电站以额定功率持续放电直至能量耗尽的总时长。它由电站的额定能量（MWh）除以额定功率（MW）决定，是其能量规模的体现。例如，一个100MW/400MWh的电站，t = 4小时。

T（全年最长净负荷高峰持续时长）：这是理解地区差异的关键。它指的是，在全年所有需要顶峰供电的时刻中，剔除风电、光伏等不可控电源出力后，系统净负荷高峰持续时间最长的那一时段的长度。它反映了特定省份电力系统在最极端情况下，对稳定电源的最小持续供电时间需求。

折算比例 R：该比例衡量的是储能电站的能量规模，能够在多大程度上满足系统最严峻时段的需求。若 t ≥ T，即储能足以覆盖整个关键缺口期，则 R = 1，可获得全额容量认定。若 t < T，则 R < 1，其容量价值将按比例打折。

这一设计的政策逻辑在于实现 “按效付费” 。它精准地回应了电力系统的核心诉求：购买的不是简单的装机功率，而是在关键时刻的有效顶峰能力。储能的价值不再取决于其铭牌参数，而在于其与系统真实需求的匹配程度。这一机制直接产生了双重影响：

1）对短时储能的“挤压效应”：对于只能放电2-3小时的储能项目，其折算比例 R 将远小于1，这意味着其通过容量电价获取的收益将大幅缩水，经济性受到显著挑战。

2）对长时储能的“引导与激励”：政策通过经济手段，明确鼓励建设能量规模更大、能够独立支撑系统关键缺电窗口的储能项目。只有 t 接近或大于 T 的储能，才能获得接近全额甚至全额的容量补偿，这从收益端利好长时储能技术路线的发展。

三、 地区实践差异分析：从“分母”看地方电力系统特点

在国家统一公式出台前，湖北、甘肃、宁夏、河北等地的探索性政策已蕴含了类似的折算思想，其设定的不同“分母”（即对系统需求时长 T 的本地化预估），深刻反映了各地区电力系统的结构性差异。

从上述分析可见，折算系数（R 值）的大小，直接放大了对符合本地需求的储能技术的容量补贴，而缩小了对不匹配技术的补贴。未来各省依据国家新政确定官方的 “全年最长净负荷高峰持续时长”（T） 时，将是一个融合技术分析与政策考量的过程。电网公司需基于历史数据精确测算本地净负荷高峰的真实持续时间。省级主管部门则需在技术必要性（如更高的 T 值更能激励长时储能，提升系统长期可靠性）与经济可行性（如更低的 T 值有利于降低用户侧分摊成本，对现有项目更友好）之间审慎权衡。这一参数的最终公布，将成为观察一省对储能定位、电力保供焦虑程度及市场开放步伐的关键指标。

SMM 储能分析师 李亦沙 021-51666730