“电网侧独立储能”迎重磅利好！两部门首次为其建立容量电价机制

2026年1月30日国家发改委、国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），通知提到：要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。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措等另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定。

这一政策被视为储能行业的里程碑事件。文件首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，标志着新型储能从“试点示范”迈向“独立商业主体”的关键一步。对于广大储能投资人和开发者而言，这不仅是政策利好，更是商业模式的彻底重构。本文将为您深度拆解新政背后的核心逻辑与红利。

01

电网侧独立储能从“配角”到“主力”

在此次新政发布之前，电网侧独立新型储能虽然在名义上是独立市场主体，但在实际收益获取上，往往处于“看天吃饭”的尴尬境地。其收入主要依赖波动巨大的电力现货市场价差，或是各地不尽相同的辅助服务补贴，缺乏稳定的预期。

此次《通知》最大的突破在于，明确将电网侧独立新型储能纳入“发电侧容量电价”体系。这一举措在顶层设计上，正式承认了新型储能与传统煤电、气电一样，具备保障电力系统容量充裕度的核心价值。这意味着，独立储能不再仅仅是电网的“调节工具”，而是具备了“主力电源”的身份地位。商业模式也随之从单一的“电量套利”，升级为“电量价值+容量价值”的双轨驱动模式，极大提升了资产的抗风险能力。

02

估值逻辑的重构以“顶峰能力”论英雄

《通知》对容量电价的计算规则做出了极具引导性的规定，即：独立新型储能的容量电价，需参照当地煤电容量电价标准，并根据其“顶峰能力”进行折算。具体的折算系数取决于“满功率连续放电时长”与“系统最大峰谷差时长”的比值。

这一机制将对行业投资产生两个深远影响：

①倒逼长时储能成为主流。过去，为了压低初始投资成本，许多项目倾向于建设1小时或2小时的短时储能。然而在新机制下，如果当地电网的高峰负荷持续4小时，那么2小时储能系统的容量收益将直接打折。为了获取全额的容量电价，投资方必须从“成本优先”转向“性能优先”，配置更长时长的储能系统。

②杜绝盲目建设。容量收益不再是“阳光普照奖”，而是精准的“绩效奖”。只有那些能够覆盖晚高峰、在关键时刻真正顶得上的储能电站，才能拿到高额回报。这将促使项目选址更加科学，技术选型更加注重实效。

03

准入门槛的收紧“清单制”加速优胜劣汰

政策明确指出，对电网侧独立新型储能实行“清单制”管理。这一规定实际上在容量电价的入口处设置了一道严格的“闸门”。

这意味着并非所有建成的储能电站都能自动获得容量电价。只有那些经过省级能源主管部门严格审核，被认定为真正纳规、且处于在运状态的优质项目，才能进入清单。这一机制将迅速清洗行业内的劣质产能，那些调度响应慢、实际利用率低、或者“建而不用”的“僵尸项目”将被彻底拒之门外。对于优质资产持有者而言，这是重大的利好，因为市场资金将向头部集中，竞争环境将更加公平。

04

收益测算的迭代与未来展望

随着新政的落地，储能项目的收益测算模型将发生本质变化。在传统的测算逻辑中，主要关注“峰谷价差”和“充放次数”。而在新政逻辑下，“容量电价”将成为一个保底的基石收益（Base Case）。

具体的收益公式演变为：总收益等于“电能量市场收益（价差套利）”加上“辅助服务收益”，再加上此次新增的“容量电价收益（需乘以顶峰折算系数）”。

虽然政策也指出，未来在现货市场成熟地区将逐步转向“发电侧可靠容量补偿机制”，但这并不影响当前容量电价作为过渡期“压舱石”的重要作用。对于投资者而言，现在的核心任务不再是单纯赌电价波动，而是利用像“电栈宝”这样的专业工具，精准测算在不同时长配置下的容量收益最大化方案，从而抓住这波政策红利。