新型储能容量补偿的“信号枪”响了。国家发展改革委、国家能源局近期发布了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》和《电力现货连续运行地区市场建设指引》，明确探索建立覆盖发电机组、新型储能等的可靠容量补偿机制。

　　2025年初印发的《国家发展改革委国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）提出，不得强制要求新能源配置储能，意图推动新型储能行业发展由政策驱动转向市场驱动并通过电力市场盈利，这为火热的储能行业稍稍降了温。

　　市场化是行业持续发展的必由之路，但储能项目失去容量租赁这一提供近半收入的盈利渠道，现阶段靠电能量市场和辅助服务市场难以回收成本是无法回避的现实问题。

　　除了听见行业呼声，政策出台的深层次原因是新能源渗透率提高后建立容量机制、保障电力系统稳定运行的紧迫性进一步提升。新能源大基地甘肃、宁夏已率先提出建立包含煤电、电网侧新型储能的发电侧容量补偿机制，通过常态化的价格机制支撑不断提高的电力系统调节需求。

　　2023年底出台的煤电容量电价政策将发电侧容量电价推向公众视野。新型储能装机规模无法与煤电匹敌，但作为具有代表性的、纯粹的调节资源，在某些方面具备一定的性能优势，获得容量补偿的资格对支撑高比例新能源电力系统的新型调节资源体系构建具有里程碑式的意义。

　　在政策“明示”下，各地将逐步推动发电侧容量补偿机制建设。参考甘肃和宁夏的做法，在煤电容量电价政策的基础上纳入新型储能并实行统一价格标准可能是一个趋势。

　　推动储能容量补偿“走起来”是第一步，但容量机制设计更要考虑长远。

　　在136号文出台之前，行业对新型储能容量补偿就一直存在争议，有从业者将容量补偿当做容量租赁费的替代品。有业内人士强调，为储能提供容量补偿，并非为了让其回收所有成本。不论对何种调节资源，要将为系统提供的容量价值作为评估容量价格的标准，不偏离设置容量机制的“初心”。

　　在煤电容量电价政策执行过程中，部分地区出现了电量电价下降、为容量电价“腾空间”的情况，煤电机组的综合电价收入没有发生太大的变化，通过补偿煤电固定成本、鼓励其逐步转型为调节电源的政策目的未得到充分实现。电量电价和容量电价是相对独立的关系，发挥着反映电力供需情况和容量备用价值的不同作用，同时又要放在电力市场这个大盘子下统筹考虑。随着容量电价的覆盖范围进一步扩大，两者之间的关系须进一步明确。

　　记者 洪嘉琳