独立储能“正名”时刻：容量电价新政如何重塑行业盈利模型？

2026年1月30日，中国储能发展史上值得镌刻的一天。

这一天，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，下称“114号文”），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。这一纸文件，补齐了新型储能收益模式的“最后一块拼图”，让独立储能真正完成了从“政策配角”到“电力系统稳定器”的身份蜕变。

业内普遍认为，2026年将成为独立新型储能市场化发展的元年。在“强制配储”政策退出历史舞台后，容量电价新政的出台，正在以前所未有的深度重塑独立储能的盈利模型——从单一的峰谷套利，走向“容量电价保底、电能量市场增益、辅助服务创收”的多元协同格局。

一、政策破局：从“地方探索”到“国家制度”

在114号文出台之前，独立储能的盈利模式长期处于“摸着石头过河”的状态。尽管湖北、甘肃、宁夏、内蒙古等9个省份已率先探索容量补偿机制，但缺乏国家层面的统一制度设计，导致行业发展面临收益预期不稳、投资信心不足的困境 。

114号文的出台，彻底改变了这一局面。

文件明确：“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。”

这意味着，独立储能首次被正式纳入国家层面的容量电价体系，与煤电、气电、抽水蓄能等传统调节性电源“同台竞技”。正如中国电力企业联合会副秘书长刘永东所言：“114号文对新型储能的制度设计，是我国新型能源体系建设与电力市场化改革的重要结合点，其核心是让新型储能的容量价值显性化、收益机制市场化、发展路径清晰化。”

二、盈利重构：从“单腿走路”到“三足鼎立”

容量电价机制的建立，最直接的影响是为独立储能项目提供了稳定、可预期的“保底收益”。

此前，独立储能的收入主要依赖电能量市场的峰谷套利和辅助服务补偿。这种模式高度依赖市场波动，收益不确定性大，难以支撑项目的长期融资需求。大同证券云南分公司资深投资顾问王博指出，容量电价为独立储能项目提供了可预期的“收入底”，与电力市场价差套利、辅助服务收入共同构成盈利的“三足鼎立”，显著改善了项目经济性和融资可行性 。

以东吴证券的测算为例：参考甘肃标准，330元/kW·（1-厂用电率1.74%）×（配储时长/6h）×供需系数（2025年为89.5%），对应4小时配储的补贴标准约为193元/kW。若按照电芯价格0.35元/Wh、价差0.26元/Wh测算，项目IRR可达8%~9%，完全能够满足资金方的收益率要求 。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长冯思瑶对此评价：“容量电价机制的引入，意味着储能将不再仅仅依赖市场波动的电量套利，而是具有了更为稳定、可预测的收益模式。其变化的核心在于，储能资产被纳入到电力系统的调节资源中，承认了其在系统高峰时段功率支撑和可靠性方面的重要价值。”

三、价值回归：从“规模崇拜”到“质量导向”

114号文的另一深远影响，是终结了储能行业的“唯规模论”。

长期以来，部分地区的储能项目建设盲目追求装机规模，忽视实际运行效果，导致“建而不用”“利用率低下”等问题突出。而114号文通过清单制管理和顶峰能力折算两大设计，引导行业回归价值本源。

清单制管理意味着容量电价“有的放矢”，而非“普惠大众”。文件明确，电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，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 。这将有力推动各地建立严格的优质项目遴选机制，确保政策红利精准流向真正可靠的储能项目 。

顶峰能力折算则将放电时长作为核心定价依据。文件规定，容量电价折算比例=满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长。这意味着，能够持续放电4小时以上的长时储能项目，由于其能够更好地匹配电力系统高峰需求，将获得更高的容量电价；而短时储能（如2小时以下）的容量电价将被相应折减 。

绿色和平气候与能源资深项目主任姚祎指出：“储能容量价值的衡量，不再以装机规模为唯一标准，而是更加注重资源在全年最紧张负荷时段内，能否持续、稳定地向系统提供有效支撑。”

四、未来展望：可靠容量补偿机制的终极愿景

值得注意的是，114号文呈现出清晰的“两步走”战略安排。

第一阶段是分类完善，即针对煤电、气电、抽水蓄能、新型储能的不同特性分别制定容量电价规则；第二阶段是适时建立发电侧可靠容量补偿机制，即不再区分电源类型，而是看其在电力系统最紧张时能提供多少可靠电力能力，实现真正的“同工同酬” 。

国家发改委、国家能源局相关负责人解释，随着电力现货市场连续运行后，将建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献 。

中国社会科学院能源经济研究中心副主任冯永晟认为，这提升了容量价值在收益结构中的比重，在已有容量电价探索基础上进一步完善煤电、抽蓄的容量电价执行方式，并将容量电价制度拓展到天然气和电网侧独立储能等资源类型，基本实现发电侧调节资源类型全覆盖。

五、行业影响：激活投资，优化配置

容量电价新政的出台，正在引发储能产业链的连锁反应。

首先，激活央国企投资积极性。在容量电价成为“保底收益”后，独立储能项目的投资回报预期更加清晰，央国企等大型投资方的参与热情显著提升 。这将有力推动优质项目的落地和行业的高质量发展。

其次，推动行业技术路线优化。随着放电时长与收益直接挂钩，长时储能技术的经济性优势日益凸显。据CNESA统计，新型储能累计装机的平均时长已从2021年的2.11小时逐步增至2025年的2.58小时，预计2030年将达到3.47小时 。长时储能正迎来前所未有的发展机遇。

第三，促进电力市场体系完善。114号文还优化了电力市场交易规则，明确现货市场连续运行地区，独立储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行 。这将推动储能更好地参与电力市场，通过分时价格信号实现系统效益最大化。

结语：为电力系统安全买一份“保险”

在业内看来，114号文实际上是为电力系统安全购买了一份“保险”——通过市场化手段，确保在无风无光的高峰时段有足够的调节性电源能够“顶得上、稳得住” 。

这份“保险”，既解决了煤电生存的隐忧，又打开了独立新型储能的发展空间，更为构建新型电力系统奠定了坚实的制度基础。随着“同工同酬”的可靠容量补偿机制逐步落地，一个更加成熟、高效的市场化电价体系正在加速形成。

正如中关村储能产业技术联盟所指出的，114号文件补齐了新型储能收益的最后一块拼图，产业发展路径愈发清晰 。面向“十五五”，随着电力市场机制不断完善，新型储能将实现真正的市场化发展，通过技术优化迭代与电力市场、人工智能深度融合，实现系统智能化升级发展。预计到2030年，中国新型储能累计装机有望达到3.7亿千瓦以上。

对于独立储能而言，这不仅是盈利模式的重塑，更是一场价值的回归与身份的确认。