2026年1月30日，中國儲能發(fā)展史上值得鐫刻的一天。

這一天，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于完善發(fā)電側(cè)容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2026〕114號，下稱“114號文”），首次在國家層面明確建立電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能容量電價機制。這一紙文件，補齊了新型儲能收益模式的“最后一塊拼圖”，讓獨立儲能真正完成了從“政策配角”到“電力系統(tǒng)穩(wěn)定器”的身份蛻變。

業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為，2026年將成為獨立新型儲能市場化發(fā)展的元年。在“強制配儲”政策退出歷史舞臺后，容量電價新政的出臺，正在以前所未有的深度重塑獨立儲能的盈利模型——從單一的峰谷套利，走向“容量電價保底、電能量市場增益、輔助服務(wù)創(chuàng)收”的多元協(xié)同格局。

一、政策破局：從“地方探索”到“國家制度”

在114號文出臺之前，獨立儲能的盈利模式長期處于“摸著石頭過河”的狀態(tài)。盡管湖北、甘肅、寧夏、內(nèi)蒙古等9個省份已率先探索容量補償機制，但缺乏國家層面的統(tǒng)一制度設(shè)計，導(dǎo)致行業(yè)發(fā)展面臨收益預(yù)期不穩(wěn)、投資信心不足的困境 。

114號文的出臺，徹底改變了這一局面。

文件明確：“對服務(wù)于電力系統(tǒng)安全運行、未參與配儲的電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能電站，各地可給予容量電價。容量電價水平以當(dāng)?shù)孛弘娙萘侩妰r標(biāo)準(zhǔn)為基礎(chǔ)，根據(jù)頂峰能力按一定比例折算（折算比例為滿功率連續(xù)放電時長除以全年最長凈負(fù)荷高峰持續(xù)時長，最高不超過1），并考慮電力市場建設(shè)進展、電力系統(tǒng)需求等因素確定。”

這意味著，獨立儲能首次被正式納入國家層面的容量電價體系，與煤電、氣電、抽水蓄能等傳統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源“同臺競技”。正如中國電力企業(yè)聯(lián)合會副秘書長劉永東所言：“114號文對新型儲能的制度設(shè)計，是我國新型能源體系建設(shè)與電力市場化改革的重要結(jié)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。”

二、盈利重構(gòu)：從“單腿走路”到“三足鼎立”

容量電價機制的建立，最直接的影響是為獨立儲能項目提供了穩(wěn)定、可預(yù)期的“保底收益”。

此前，獨立儲能的收入主要依賴電能量市場的峰谷套利和輔助服務(wù)補償。這種模式高度依賴市場波動，收益不確定性大，難以支撐項目的長期融資需求。大同證券云南分公司資深投資顧問王博指出，容量電價為獨立儲能項目提供了可預(yù)期的“收入底”，與電力市場價差套利、輔助服務(wù)收入共同構(gòu)成盈利的“三足鼎立”，顯著改善了項目經(jīng)濟性和融資可行性 。

以東吳證券的測算為例：參考甘肅標(biāo)準(zhǔn)，330元/kW·（1-廠用電率1.74%）×（配儲時長/6h）×供需系數(shù)（2025年為89.5%），對應(yīng)4小時配儲的補貼標(biāo)準(zhǔn)約為193元/kW。若按照電芯價格0.35元/Wh、價差0.26元/Wh測算，項目IRR可達8%~9%，完全能夠滿足資金方的收益率要求 。

中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會副秘書長馮思瑤對此評價：“容量電價機制的引入，意味著儲能將不再僅僅依賴市場波動的電量套利，而是具有了更為穩(wěn)定、可預(yù)測的收益模式。其變化的核心在于，儲能資產(chǎn)被納入到電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)資源中，承認(rèn)了其在系統(tǒng)高峰時段功率支撐和可靠性方面的重要價值?！?/p>

三、價值回歸：從“規(guī)模崇拜”到“質(zhì)量導(dǎo)向”

114號文的另一深遠影響，是終結(jié)了儲能行業(yè)的“唯規(guī)模論”。

長期以來，部分地區(qū)的儲能項目建設(shè)盲目追求裝機規(guī)模，忽視實際運行效果，導(dǎo)致“建而不用”“利用率低下”等問題突出。而114號文通過清單制管理和頂峰能力折算兩大設(shè)計，引導(dǎo)行業(yè)回歸價值本源。

清單制管理意味著容量電價“有的放矢”，而非“普惠大眾”。文件明確，電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能電站實行清單制管理，項目具體清單由省級能源主管部門會同價格主管部門制定 。這將有力推動各地建立嚴(yán)格的優(yōu)質(zhì)項目遴選機制，確保政策紅利精準(zhǔn)流向真正可靠的儲能項目 。

頂峰能力折算則將放電時長作為核心定價依據(jù)。文件規(guī)定，容量電價折算比例=滿功率連續(xù)放電時長÷全年最長凈負(fù)荷高峰持續(xù)時長。這意味著，能夠持續(xù)放電4小時以上的長時儲能項目，由于其能夠更好地匹配電力系統(tǒng)高峰需求，將獲得更高的容量電價；而短時儲能（如2小時以下）的容量電價將被相應(yīng)折減 。

綠色和平氣候與能源資深項目主任姚祎指出：“儲能容量價值的衡量，不再以裝機規(guī)模為唯一標(biāo)準(zhǔn)，而是更加注重資源在全年最緊張負(fù)荷時段內(nèi)，能否持續(xù)、穩(wěn)定地向系統(tǒng)提供有效支撐。”

四、未來展望：可靠容量補償機制的終極愿景

值得注意的是，114號文呈現(xiàn)出清晰的“兩步走”戰(zhàn)略安排。

第一階段是分類完善，即針對煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能的不同特性分別制定容量電價規(guī)則；第二階段是適時建立發(fā)電側(cè)可靠容量補償機制，即不再區(qū)分電源類型，而是看其在電力系統(tǒng)最緊張時能提供多少可靠電力能力，實現(xiàn)真正的“同工同酬” 。

國家發(fā)改委、國家能源局相關(guān)負(fù)責(zé)人解釋，隨著電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，將建立可靠容量補償機制，對機組可靠容量根據(jù)頂峰能力按統(tǒng)一原則進行補償，公平反映不同機組對電力系統(tǒng)頂峰貢獻 。

中國社會科學(xué)院能源經(jīng)濟研究中心副主任馮永晟認(rèn)為，這提升了容量價值在收益結(jié)構(gòu)中的比重，在已有容量電價探索基礎(chǔ)上進一步完善煤電、抽蓄的容量電價執(zhí)行方式，并將容量電價制度拓展到天然氣和電網(wǎng)側(cè)獨立儲能等資源類型，基本實現(xiàn)發(fā)電側(cè)調(diào)節(jié)資源類型全覆蓋。

五、行業(yè)影響：激活投資，優(yōu)化配置

容量電價新政的出臺，正在引發(fā)儲能產(chǎn)業(yè)鏈的連鎖反應(yīng)。

首先，激活央國企投資積極性。在容量電價成為“保底收益”后，獨立儲能項目的投資回報預(yù)期更加清晰，央國企等大型投資方的參與熱情顯著提升 。這將有力推動優(yōu)質(zhì)項目的落地和行業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展。

其次，推動行業(yè)技術(shù)路線優(yōu)化。隨著放電時長與收益直接掛鉤，長時儲能技術(shù)的經(jīng)濟性優(yōu)勢日益凸顯。據(jù)CNESA統(tǒng)計，新型儲能累計裝機的平均時長已從2021年的2.11小時逐步增至2025年的2.58小時，預(yù)計2030年將達到3.47小時 。長時儲能正迎來前所未有的發(fā)展機遇。

第三，促進電力市場體系完善。114號文還優(yōu)化了電力市場交易規(guī)則，明確現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，獨立儲能充放電價按市場規(guī)則或現(xiàn)貨實時價格執(zhí)行 。這將推動儲能更好地參與電力市場，通過分時價格信號實現(xiàn)系統(tǒng)效益最大化。

結(jié)語：為電力系統(tǒng)安全買一份“保險”

在業(yè)內(nèi)看來，114號文實際上是為電力系統(tǒng)安全購買了一份“保險”——通過市場化手段，確保在無風(fēng)無光的高峰時段有足夠的調(diào)節(jié)性電源能夠“頂?shù)蒙?、穩(wěn)得住” 。

這份“保險”，既解決了煤電生存的隱憂，又打開了獨立新型儲能的發(fā)展空間，更為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)奠定了堅實的制度基礎(chǔ)。隨著“同工同酬”的可靠容量補償機制逐步落地，一個更加成熟、高效的市場化電價體系正在加速形成。

正如中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟所指出的，114號文件補齊了新型儲能收益的最后一塊拼圖，產(chǎn)業(yè)發(fā)展路徑愈發(fā)清晰 。面向“十五五”，隨著電力市場機制不斷完善，新型儲能將實現(xiàn)真正的市場化發(fā)展，通過技術(shù)優(yōu)化迭代與電力市場、人工智能深度融合，實現(xiàn)系統(tǒng)智能化升級發(fā)展。預(yù)計到2030年，中國新型儲能累計裝機有望達到3.7億千瓦以上。

對于獨立儲能而言，這不僅是盈利模式的重塑，更是一場價值的回歸與身份的確認(rèn)。