首次！新型储能纳入全国性容量电价

1月27日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号)，明确新型储能按照可靠容量获得容量电价。全国性容量电价政策发布，补齐了新型储能商业模式中缺失的最重要一角，极大利好整体行业的发展。

拉开新型储能高质量发展序幕

在“双碳”目标引领下，新型电力系统建设加速推进，新型储能作为关键支撑环节，其战略价值日益凸显，114号文件的出台恰逢其时，回应了行业发展迫切需求。近年来我国电力市场发展驶入快车道，辅助服务市场、现货市场相继在全国推广，用价格精准反映电力供需，引导投资和消费，发挥了巨大的作用。然而调节电源仅靠市场化收益目前难以生存，提供固定收益的容量电价成为支持其发展的最佳选择，也是国际上的通用做法。

文件的出台，标志着独立新型储能完整收益版图成型——电能量市场收益、辅助服务市场收益、容量电价收益三大板块协同发力，为产业可持续发展筑牢了收益根基，点燃了行业发展信心，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年，为“十五五”时期新型储能高质量发展拉开序幕。

图片来源：新华社

新型储能成为市场主要选择

在政策引导、技术进步与市场需求的多重推动下，我国新型储能产业实现爆发式增长。据CNESA DataLink 全球储能数据库不完全统计，截至2025年12月底，全国新型储能累计装机规模达144.7GW，同比增长85%，是“十三五”末的45倍，增速领跑全球。

政策明确，新型储能容量电价以当地煤电容量电价为基础，根据其顶峰支撑能力按比例折算，折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段直接挂钩，真实反映储能对系统顶峰保障的实际贡献。通过这一安排，新型储能在容量机制中的政策身份更加清晰、收益预期更加稳定。

经过近五年的规模化发展，新型储能技术持续进步、成本大幅下降。目前，10万千瓦/4小时新型储能电站单位千瓦投资约2800元，以甘肃为例，在容量电价政策支持下，4小时充电时长的储能可获取165元/千瓦/年的固定容量电费，再加上独立储能参与辅助服务市场和现货市场的收益，已经可以实现商业运行。随着碳酸锂产能持续释放，以及“光储同寿”“零衰减”等技术不断成熟，新型储能在成本、寿命和系统适配性方面的优势将进一步显现，未来将在新型电力系统中发挥更加重要的调节作用。

我国发电侧容量电价发展可分为三个阶段，一阶段是政府定价，以抽水蓄能633号文和煤电1501号文为代表，由政府核定项目的容量电价。二阶段是容量补偿阶段，也就是新政策提出的可靠容量补偿机制，煤电、气电、抽水蓄能按照现行容量电价政策进行优化调整，新型储能首次建立全国统一的容量电价补偿标准，统一按照顶高峰能力给予容量补偿。三阶段是容量市场，目前我国的条件还不够成熟，发达国家已经开始用市场竞价方式授予电源容量电价合同。

目前，9省市（湖北、甘肃、宁夏、浙江等）探索差异化补偿模式，包括固定容量电价（如湖北、甘肃）、放电量计价（如内蒙古、新疆）及复合模式（如山东）。补偿标准向煤电靠拢，政策核心为“谁受益、谁付费”，容量电费多由工商业用户分摊。例如：

湖北：自2026年2月1日起，电网侧独立储能执行年度容量电价165元/千瓦·年，按月折算发放，考核机制严格（月内两次未达标扣减10%电费，三次扣50%）。

甘肃：2026年1月起，电网侧储能与煤电同享330元/千瓦·年补偿标准，按有效容量（放电时长/6×额定功率）计算，容量供需系数动态调整。

宁夏：分阶段执行容量电价，2025年10-12月为100元/千瓦·年，2026年1月上调至165元/千瓦·年，非停考核严格（全年3次扣全年电费）。