一份容量电价，仅仅解决固定成本的部分兜底问题，不能解决储能全部盈利难题。容量电价托住底部收益，市场交易打开增量收益，二者协同，才是独立储能商业化可持续的完整路径
作者：王雅洁封图：图虫创意
近三周来，陕西一批电网侧独立新型储能项目，正在等待一个"窗口期"。
这场等待的起点，始于 8 月 1 日。当天，陕西电网侧独立新型储能容量电价政策正式实施，容量电价按每年每千瓦 165 元（含税）执行、以全年最长净负荷高峰持续时长（暂定 6 小时）为折算基准的容量补偿规则进入实操周期。
这份承接国家发展改革委、国家能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114 号，2026 年 1 月 27 日印发，下称" 114 号文"）框架、由陕西省发展改革委《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知》（陕发改价格〔2026〕924 号，2026 年 7 月印发、8 月 1 日起执行）落地的细则，给陕西电网侧独立储能带来制度层面的保底收益。
西北地区储能行业从业者周胜民表示，决定企业能否拿到容量电费的项目准入清单仍未对外发布，比如已完成备案、并网前期筹备的储能项目，还在等待窗口期。
周胜民举例称，政策将基准时长锚定在 6 小时，源于对陕西电网全年净负荷曲线的测算，对应本地傍晚至夜间供电缺口最为集中的时段，根据政策公式测算，单纯为拿满容量电价而盲目拉长储能放电时长，并不完全划算。
一位陕西地方发展改革委人士打了一个比方，对于储能投资方而言，165 元 / 千瓦 · 年是一份系统给的"底薪"。
该人士表示，陕西电力现货市场 2026 年继续开展连续结算试运行（根据《陕西省 2026 年电力市场化交易实施方案》），峰谷价差收益有限，辅助服务市场盘子偏小，单纯依靠容量电价，还不足以撑起储能项目的健康盈利，行业盈利厚度与现货市场更成熟、容量电价标准也更高的省份仍存在一定距离。
6 小时基准规则
上述地方发展改革委人士表示，陕西此次出台的容量电价规则，核心是按顶峰能力折算的机制，165 元 / 千瓦 · 年的全额容量电价，并非所有储能电站都可以直接拿到手，收益水平直接绑定储能电站满功率放电时长，折算公式为：实际可获得容量电价 =165 元 / 千瓦 · 年 ×（电站满功率连续放电时长 ÷ 全年最长净负荷高峰持续时长，暂定 6 小时），折算系数上限为 1。也就是说，只有 6 小时及以上时长的储能项目，才可以拿到全额容量电价。165 元这一标准，等于 114 号文确定的煤电容量电价标准（煤电 2026 年回收比例提升至 50%，对应 165 元 / 千瓦 · 年），储能容量电价以此为基数按顶峰能力折算。
这套 6 小时基准时长的设定，来源于对陕西电网一整年运行数据的实证推演，对应陕西电网全年净负荷曲线中供电缺口最为集中的时段，冬季采暖、工业与傍晚居民用电叠加，光伏到傍晚快速回落，晚高峰缺口集中释放。容量电价补偿的是储能真正能够为系统顶峰保供的可靠容量，政策补偿的是系统最需要储能顶上的那一段时间，因此把基准时长锚定 6 小时。
西北某地发展改革委新能源处王处长分析，陕西在落地执行中，还体现出产业培育导向的细节，以及考核规则的调整。比如在考核容错方面，陕西在培育期给予储能电站调试与并网调度磨合的空间，储能投运首年普遍经历设备调试、调度磨合周期，过严考核易挫伤尚在萌芽阶段的独立储能产业。该人士表示，容量电价本质是给系统获取可靠容量的"保底工资"，政策目标是培育可用调节资源，而非以惩罚企业为目的。
不过，上述陕西地方发展改革委人士补充称，放宽不等于放水，自然年三次扣减直接取消资格，这条硬约束没有松动。他说："规则已经成文对外发布，但所有收益兑现，要依赖一份迟迟未出台的准入清单。"
经济观察报记者获悉，下一步，陕西符合条件的电网侧独立储能执行清单制管理，项目清单有待进一步细化，业内预期将要求项目具备电网侧独立储能属性、不占用强制配储指标、具备独立计量与独立调度能力，并可能设置容量门槛。
企业账本
站在投资逻辑的角度，这套按时长折算的容量电价，会怎样改变项目投资？
周胜民分析，如果政策设置 6 小时基准，为拿到全额 165 元 / 千瓦 · 年，投资方是否会把原本 2 小时、4 小时的储能项目，改造拉长到 6 小时。但据相关政策公式测算，他认为这一猜想并不成立。
他以陕西一座已投运的 100 兆瓦 /4 小时电网侧独立储能项目为例：折算系数为 4÷6≈0.667，对应容量电价为 110 元 / 千瓦 · 年（165×4/6），10 万千瓦装机，一年容量电费约为 1100 万元。只有做到 6 小时及以上，才可以拿到每年 165 元 / 千瓦 · 年的全额标准。
若将该项目旁的一座 100 兆瓦 /2 小时项目改造为 100 兆瓦 /6 小时，按相关公式测算，需新增 4 小时电池，即 400 兆瓦时电芯。当前储能系统集成价格已压到 1 元 / 瓦时左右（按当前储能系统 EPC 总包价格约 1 元 / 瓦时大致估算，EPC 指"设计、采购、施工"工程总承包），增量投资约为 4 亿元。收益端对比，2 小时项目对应容量电费 550 万元 / 年，6 小时项目可拿 1650 万元 / 年，改造后每年仅多 1100 万元容量电费收入。
他说："几亿元的增量资本投入，换来每年 1100 万元增量收入，静态回收期远超锂电池循环寿命，这笔账并不划算。"在他看来，容量电价对行业的定位，更应理解为奖励，而不是倒逼。政策鼓励长时储能，但不会驱动企业不计成本地修改原有规划。所以企业仍会按电网需求与项目定位确定放电时长，而非单纯盯住全额容量电价去堆电池。
长三角地区发展改革委人士赵小兵认为，在陕西当前的电力市场阶段，独立储能可自主参与电能量现货市场或调频辅助服务市场（二者暂不能同时参与），容量电价则作为保底，三者共同构成项目收益的基本盘。不过一个现实问题在于，陕西电力现货市场仍处在连续结算试运行阶段，价差收益空间有限，辅助服务市场盘子整体偏小。
赵小兵表示，从长期来看，全国独立储能容量电价，不会出现全国统一的一刀切标准。各地会立足自身净负荷曲线、风光资源、负荷规模，形成差异化基准时长。在他看来，陕西等地的实践，将成为未来其他地区重要的参考样本。
赵小兵说："一份容量电价，仅仅解决固定成本的部分兜底问题，不能解决储能全部盈利难题。容量电价托住底部收益，市场交易打开增量收益，二者协同，才是独立储能商业化可持续的完整路径。"
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