商场里的空铺，即便无人租用，业主仍要付物业费、维护费 —— 因为 “随时能营业” 本身就是价值，客流高峰时可立刻补位。电力系统也是如此。容量电价，就是为电网的 “随时待命” 能力付费。

随着风电、光伏占比飙升，电力系统的波动性越来越大。电力现货市场靠分时定价维持实时供需平衡，但 “无风无光” 的时段，必须有电源快速补位，填补供电缺口。承担这个 “补位” 任务的，不只是传统火电，更有储能电站、虚拟电厂这些新型灵活性资源。但一个现实难题摆在面前：如果只靠现货市场卖电赚钱，覆盖不了这些资源的建设和运维成本。长此以往，电网 “备用能力” 会越来越缺，威胁社会供电安全。

这就是容量电价机制的核心使命：给保障系统稳定的 “备用能力” 一份稳定收入，确保电力系统有长期充裕的容量。

2026年1月30日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，文件明确：建立电网侧独立新型储能容量电价机制。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。容量电价水平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（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），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。

根据以上政策原文，电网侧独立新型储能容量电价的计算方式可以被总结为以下公式——

电网侧独立新型储能容量电价 = 煤电容量电价标准 × min( 满功率连续放电时长 ÷ 全年最长净负荷高峰持续时长, 1 )

通过这个计算逻辑，可以看出储能电站的放电时长大于高峰时长的长时储能更受到鼓励，因为能够覆盖整个系统高峰时段的储能，具备与煤电同等的顶峰保障价值，因而可获得全额补偿；而仅能支撑部分高峰时段的储能，其补偿则按比例相应减少。

这对于液流电池等长时储能技术而言，构成明确的政策利好。液流电池凭借其本征安全、超长寿命和易于扩展储能时长的特性，可以满足高峰负荷4-6小时及以上长时连续放电能力的需求。在基于放电时长进行折算的容量电价机制下，配备液流电池的储能电站将因其优异的“耐力”而获得更高比例、更稳定的容量电费收入，显著改善项目经济性，为技术推广和产业规模化发展注入强劲动力。

当然，我国的容量电价机制仍处于完善阶段，还需要多环节协同发力、持续优化：

• 从 “政策补偿” 到 “市场竞争”：构建一个统一开放的容量市场，打破地域和资源壁垒，让储能、需求侧响应等新型主体公平参与，靠市场化竞争优化资源配置。
  
• 实现定价机制科学化当前试点多是 “成本核定” 模式，长远来看，得通过竞争性拍卖、区域联合市场等方式，让容量价格由供需和可靠性价值说了算。
  
• 与现货、辅助服务市场深度联动理想的电力市场体系里，容量电价、电能量价格、调频备用等辅助服务价格要形成完整价值链条。让灵活性资源既能靠容量电价收回固定成本，又能在现货和辅助服务市场赚可变收益，充分释放调峰、备用的多维价值。

对包括容量电价机制在内的电力市场化讨论，本质是为能源转型的平稳前行构建一套可靠的成本共担与价值回报体系。制度的完善与成熟，也将更快推动是风电、光伏等新能源逐步成为主体电源，而储能等灵活性资源迎来规模化发展。