储能“补丁”升级为“压舱石”：国家级容量电价开启万亿市场大门

2026年1月27日，国家发展改革委与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》（发改价格〔2026〕114号），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”。

中国储能产业一直在等待的“顶层设计”终于落地。过去靠“峰谷价差套利”收益模式的储能项目，将获得稳定可靠的固定收益。

01 顶层设计变革

现行机制的核心问题是“供需错配”与“适配不足”。随着新能源成为我国第一大装机电源类型，但其“靠天吃饭”的随机性与波动性，使调节性电源成为不可或缺的“兜底”力量。

煤电、气电、抽水蓄能与新型储能这些“电力系统稳定器”，过去没有获得与其“系统价值”相匹配的收益保障，尤其是在利用小时数下降的背景下，其建设积极性受挫。

《通知》的发布，旨在用价格机制引导调节性电源建设，保障电力安全稳定运行，从根本上支持能源绿色低碳转型。

02 储能收益蓝图

《通知》中最受行业关注的部分，是将“电网侧独立新型储能”纳入国家级容量电价机制框架。

其收益模式正式确立为“容量电价+现货套利+辅助服务”的三重支撑。其中，容量电价作为稳定的基础收益，意义最为重大。

根据政策，补偿标准以当地煤电容量电价为基础。煤电固定成本通过容量电价回收的比例被明确提升至“不低于50%”。

03 告别依赖政策

《通知》出台前，储能项目的投资回报高度依赖不可持续的峰谷价差套利和地方性补贴。

许多项目选址和收益测算围绕政策高地，导致实际利用率低，内部收益率（IRR）虚高。容量电价提供了确定性的基础现金流，让项目的财务模型变得清晰可预期。

这份国家级政策从根本上打消了市场对地方政策延续性和碎片化的担忧，其长期有效的特性，为资本提供了稳定的预期。

金融机构的评估逻辑将改变。一位业内投资人士分析，有了稳定的容量电费兜底，储能项目正从高风险的“类风险投资资产”，转变为拥有稳定现金流的“类基础设施资产”，银行、保险、养老金等长期资金入场的门槛被扫清。

04 清晰的行业门槛

政策释放红利的同时，也设立了明确的门槛，引导行业从“拼装机”转向“拼系统价值”。

首先，实行“清单制”管理。只有进入省级能源与价格主管部门制定的项目清单，才能获得容量电价。这避免了项目“一哄而上”导致的资源浪费。

其次，补偿金额与“顶峰能力”直接挂钩。公式为：折算比例 = 满功率连续放电时长 / 全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1。

这意味着放电时长越长的储能项目，获得的补偿比例越高，直接鼓励长时储能技术的发展。

例如，一个2小时的储能电站，在全年最长顶峰时段为6小时的地区，折算比例仅为33%，而一个4小时电站的折算比例可达67%，其获得的容量补偿几乎是前者两倍。

最后，收益与严格考核绑定。《通知》要求加强容量电费考核，对未能达到考核要求的机组将扣减费用。

05 系统未来

《通知》更深远的意义在于其“三步走”的战略设计，构建了一套从短期兜底到长期市场化的完整机制。

第一步，当前建立针对煤电、气电、抽水蓄能和新型储能四类电源的分类容量电价机制。

第二步，在电力现货市场连续运行后，建立统一的“可靠容量补偿机制”。届时，将不再区分电源类型，统一以“可靠容量”（即在系统顶峰时段能持续稳定供电的能力）为标准进行补偿。

第三步，鼓励有条件的地区适时探索建立更市场化的“容量市场”。

未来电力系统的定价逻辑，正在从“谁发得多，谁赚得多”的电量定价，转向“谁顶得住，谁就值钱”的能力定价。新能源的大规模发展，正在从消费侧，通过市场化的方式，为自己购买一份“系统保险”。

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