中國儲能網訊：2026年1月30日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于完善發(fā)電側容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2026〕114號）（以下簡稱“114號文”），核心亮點在于首次在國家層面明確建立電網側獨立新型儲能容量電價機制，為其未來發(fā)展劃定了清晰的收益規(guī)則、明確了市場化發(fā)展路徑。這一政策不僅填補了全國性新型儲能容量電價的制度空白，更通過穩(wěn)定的收益預期激活行業(yè)投資活力，為新型儲能在電力系統(tǒng)中充分發(fā)揮頂峰保供、新能源消納的核心作用筑牢機制保障，成為新型儲能行業(yè)發(fā)展的關鍵政策拐點。
新型儲能發(fā)展形勢
隨著風光等波動性可再生能源在新型能源結構中所占比重的增長，新型電力系統(tǒng)靈活性資源不足的矛盾日益突顯，對電力系統(tǒng)供需平衡和穩(wěn)定性帶來嚴峻挑戰(zhàn)。目前青海、甘肅等多個地區(qū)的新能源發(fā)電量滲透率已超過30%，電網午間保消納、晚峰保供矛盾凸顯，系統(tǒng)平衡調節(jié)問題突出?！笆逦濉奔爸虚L期，是新型電力系統(tǒng)構建的關鍵期，新能源發(fā)電裝機規(guī)模將繼續(xù)保持高速增長態(tài)勢，預計年均新增裝機2億千瓦以上。新型儲能需要多時長尺度、多元化發(fā)展，充分銜接電力市場，保障新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。
截至2025年底，我國新型儲能裝機超1.3億千瓦，比2024年增長80%以上。2024年以來，尤其是《國家能源局關于促進新型儲能并網和調用的通知》出臺后，整體利用小時數(shù)持續(xù)提升。2025年整體利用小時數(shù)達到1100小時以上，比去年同期提升30%左右，比2023年提升約90%。頂峰保供作用日益顯現(xiàn)，以國網公司經營區(qū)開展的2025年集中調用試驗為例，新型儲能可調最大電力達到6423萬kW，實時最大放電電力達4453萬kW，頂峰能力相當于近3座三峽水電站容量，夏季晚高峰平均頂峰時長約2.4h，為夏季晚間用電高峰時段提供了有力支撐。
隨著增量新能源強制配儲政策的取消，以往過渡性的容量租賃收益模式無法延續(xù)，僅依靠電能量和輔助服務市場，獨立儲能項目收益難以覆蓋投資與運營成本，行業(yè)迫切需要明確容量收益相關政策為項目投資建設提供穩(wěn)定預期。在此背景下，114號文從國家層面統(tǒng)一電網側獨立新型儲能的容量電價規(guī)則，本質是通過制度設計讓新型儲能的容量價值、頂峰貢獻與收益水平精準匹配，破解行業(yè)發(fā)展的機制性障礙。
新型儲能相關內容解讀
114號文針對電網側獨立新型儲能的技術特性和功能定位，設計了“煤電基準+因子折算+清單管理+市場協(xié)同”的容量電價體系，所有規(guī)則均圍繞“真實反映頂峰貢獻、合理回收固定成本、引導高效資源配置”展開，且僅適用于服務于電力系統(tǒng)安全運行的電網側獨立新型儲能電站，劃定清晰的政策適用邊界。
定價基礎：以當?shù)孛弘娙萘侩妰r為基準標尺
新型儲能容量電價水平以當?shù)孛弘娙萘侩妰r標準為基礎，打破了此前新型儲能與傳統(tǒng)調節(jié)電源定價體系割裂的局面，實現(xiàn)調節(jié)資源的“價值對標”，讓新型儲能的容量價值有了明確的定價參考。
定價核心：按頂峰能力實行比例折算，精準匹配系統(tǒng)貢獻
這是政策最核心的設計，折算比例直接與新型儲能的滿功率連續(xù)放電時長和當?shù)仉娏ο到y(tǒng)最長凈負荷高峰持續(xù)時長掛鉤，公式為：折算比例=滿功率連續(xù)放電時長÷全年最長凈負荷高峰持續(xù)時長（最高不超過1）。
這一規(guī)則意味著，新型儲能的容量電價并非“一刀切”，而是與其對系統(tǒng)的實際頂峰保障能力強相關：放電時長越長、頂峰貢獻越大，折算比例越高，獲得的容量電價補償越多。例如，某地區(qū)系統(tǒng)最長凈負荷高峰持續(xù)4小時，2小時放電時長的新型儲能折算比例為0.5，容量電價為當?shù)孛弘姷?0%；4小時及以上長時儲能折算比例可達1，與煤電享受同等容量電價標準。
該設計直接引導電網側獨立儲能向高效、長時儲能轉型，避免低端短時儲能的盲目投資，推動新型儲能技術與電力系統(tǒng)需求精準適配。
管理方式：實行清單制管理，明確項目準入與退出
電網側獨立新型儲能電站實行全國統(tǒng)一規(guī)則、省級制定清單的管理模式，由國家能源局另行明確清單制管理的具體要求，省級能源主管部門會同價格主管部門制定本地項目具體清單。
清單制管理實現(xiàn)了對政策適用項目的精準篩選，既保障了符合系統(tǒng)需求、具備頂峰能力的優(yōu)質電網側獨立儲能項目享受容量電價政策，又通過動態(tài)調整清單實現(xiàn)對項目運行效果的監(jiān)管，避免“躺賺”補貼，確保政策紅利精準流向真正服務于系統(tǒng)調節(jié)的儲能項目。
收益體系：容量電價+市場收益，構建雙輪驅動模式
政策并未將容量電價作為新型儲能的唯一收益來源，而是明確其可在享受容量電價的同時，自主參與電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場獲取額外收益，形成“容量電價保固定成本、市場收益賺調節(jié)價值”的雙輪收益體系。
容量電價鎖定了新型儲能的核心固定成本回收，大幅降低投資回報的不確定性；而市場收益則為其提供了超額收益空間，激勵儲能電站根據電力市場供需變化靈活調整出力策略，在頂峰時段、新能源波動時段主動參與市場，充分發(fā)揮調節(jié)作用。
對新型儲能發(fā)展的指導意義
114號文的發(fā)布對新型儲能發(fā)展具有深遠影響，有利于推動形成“可靠容量補償穩(wěn)基本、電能量市場和輔助服務增效益”的收益結構，通過建立穩(wěn)定的收益預期，提升儲能項目的經濟性，從而加速行業(yè)規(guī)模化市場化發(fā)展。這一機制的核心在于承認并補償儲能為電力系統(tǒng)提供的“容量支撐”價值，而不僅僅是傳統(tǒng)的電能量交易價值。
與其他常規(guī)電源不同，儲能電站本身并不增加電力供應，其功能作用主要是為電力系統(tǒng)提供調節(jié)服務。因此，建設規(guī)模要適配電力系統(tǒng)調節(jié)需求，既要警惕“過冷”，也要避免投資“過熱”導致的供需失衡。權責同步下沉至省級政府，省級政府擁有容量電價制定權，但同時也需承擔項目容量電價分攤帶來的工商業(yè)用戶電價上漲風險。
文件要求“統(tǒng)籌考慮電力供需關系、用戶承受能力、電力市場建設進展等因素合理確定，并適時調整?！碧崆爸\劃了電力系統(tǒng)供需和承受能力的動態(tài)調節(jié)，各省具體實施時可通過引入供需系數(shù)，科學引導供給側節(jié)奏調整。
文件要求以當?shù)孛弘娙萘侩妰r為基礎，根據其頂峰支撐能力按比例折算，折算比例與連續(xù)放電小時數(shù)和系統(tǒng)最長凈負荷高峰持續(xù)時段直接掛鉤，真實反映儲能對系統(tǒng)頂峰保障的實際貢獻。前期甘肅、寧夏、湖北等省份對新型儲能容量電價的探索完全符合國家新政策要求。
此外，對容量電費考核方面要求指定考核辦法，“對未能達到考核要求的機組，應扣減容量電費或可靠容量補償費用”，通過影響容量補償費用獲取，從收益機制上倒逼新型儲能行業(yè)把設備質量和可靠性作為競爭核心，由此抑制“低質低價”內卷，引導新型儲能從“價格戰(zhàn)”轉向“價值戰(zhàn)”。
114號文對新型儲能的制度設計，是我國新型能源體系建設與電力市場化改革的重要結合點，其核心是讓新型儲能的容量價值顯性化、收益機制市場化、發(fā)展路徑清晰化。這一政策不僅為新型儲能行業(yè)發(fā)展注入強勁動力，更讓新型儲能真正成為新型電力系統(tǒng)的“穩(wěn)定器”和“調節(jié)器”，為我國能源綠色低碳轉型、電力安全保供提供堅實的裝備支撐和機制保障。對于新型儲能行業(yè)而言，此次政策落地并非終點，而是市場化發(fā)展的全新起點。未來行業(yè)將圍繞長時化、高效化、智能化方向加速升級，在容量電價的托底保障和市場機制的激勵下，新型儲能將實現(xiàn)規(guī)?；?、高質量發(fā)展，成為我國實現(xiàn)能源轉型和建設新型電力系統(tǒng)的核心力量和基礎保障。
