政策解读
2026年1月30日，国家发展改革委 国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》。文件指出各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。
电网侧独立新型储能容量电价机制落地，
开启市场化发展新篇章
中关村储能产业技术联盟
一、“十五五”开局行业渴盼的“及时雨”
“十五五”开局之际，我国新型储能产业迎来里程碑式政策突破。2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称“114号文件”），这份行业期盼已久的新政，首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，以“同工同酬”为核心原则，将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制。文件明确了电网侧独立储能的执行范围：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。同时提出电网侧独立储能容量的补偿标准、折算比例等指导原则，并对电网侧独立储能实行清单制管理，确保政策有效执行。
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。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。
二、新型储能已茁壮成长为新型电力系统建设刚需
1.产业规模跨越式增长，独立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。
应用场景发生显著变化，据CNESA DataLink 全球储能数据库不完全统计，到2025年底，我国独立储能占比已从“十三五”末期的35%提升到58%，成为占比最大的应用场景。这一变化契合新型电力系统对储能资源规模化、集中化调度的需求，为独立储能纳入容量电价机制提供了坚实产业基础，独立储能已成为市场建设的主要选择。
2.技术迭代与成本下降，经济性优势凸显
“十四五”时期，新型储能产业规模化发展驱动技术迭代与成本大幅下降，经济性优势日益凸显。相较于“十三五”末期，锂电电芯及系统价格降幅均超60%；压缩空气储能实现商业化示范，对标抽水蓄能具备竞争潜力；液流电池、飞轮储能等多元技术路线日趋成熟，可精准适配电网不同时长、不同功能的调节需求，为产业市场化发展奠定了坚实的经济与技术基础。
3.市场化改革提速，容量价值凸显
2025年136号文件推动新能源全面参与电力市场，加速电力市场化改革，目前我国已基本实现现货市场全覆盖，为完善发电侧容量电价机制建立奠定基础。但改革过程中，新型储能面临新挑战：随着增量新能源强制配储政策的取消，以往过渡性的容量租赁模式无法延续。
目前，仅依靠电能量和辅助服务市场，独立储能项目收益难以覆盖投资与运营成本，行业迫切需要新型储能容量电价机制出台及落地，为项目投资建设提供稳定预期。
4.顶峰能力突出，已成为保供的重要支撑
“十四五”时期，新型储能在新型电力系统中的保供价值愈发凸显。2025年迎峰度夏期间，国家电网经营区新型储能最大放电电力达4453万千瓦，可调最大电力6423万千瓦，晚高峰平均顶峰2.4小时，集中调用顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量。
当前我国经济转型带动全社会用电量稳步增长，“十五五”新能源渗透率将持续提升，电力系统不平衡问题加剧，安全保供需求迫切。114号文件将独立储能纳入容量电价机制，将进一步激励其发挥顶峰支撑作用，为电力系统安全稳定运行筑牢保障。
三、同工同酬、分阶段施策，保障公平有序推进
为更好适应新型电力系统建设需要，发电侧容量电价机制采取分阶段实施。
1.现阶段：分类定价，对标煤电实现“同工同酬”
现阶段，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。
2.电力现货市场连续运行后，适时面向各类调节资源建立可靠容量补偿机制
文件明确了可靠容量的定义，机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。电力现货市场连续运行后，适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展等因素合理确定，并适时调整。可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价。
未来，随着我国电力市场建设不断完善，有条件的地区，根据实际需求，在做好各类调节资源补偿机制衔接的基础上，可以进行容量市场建设的有益探索。
在电费结算方面，文件明确上述调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用，纳入当地系统运行费用。电网侧独立新型储能充电时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；放电电量相应退减输配电费。
四、各方协同助力新型储能迈向高质量发展
114号文件的出台，堪称“十五五”开局之际新型储能产业的一场“及时雨”，更是我国能源转型进程中的里程碑式举措，彰显了国家推动新型电力系统建设、护航“双碳”目标实现的战略定力与精准施策能力。
这一举措既适配了新能源装机持续增长、电力系统灵活性需求激增的现实背景，又兼顾了产业发展、能源安全与民生保障的多重目标。政策的实施，将加速推动新型储能全面参与电力市场，促进各类调节性资源优化配置，为新型电力系统筑牢“稳定器”与“调节器”，助力我国能源结构转型跑出“加速度”。引领我国储能产业在技术创新、模式创新、管理创新上持续突破，进一步巩固我国在全球储能市场的领先地位。
同时，政策的实施落地还需要各方协同发力。对于投资建设方来说，容量电价机制不代表可以“躺平”，而是对储能电站的技术性能、建设运营能力提出了更高的要求。投资运营方需要研判区域容量供需形势，杜绝盲目跟风投资，科学平衡电能量、辅助服务与容量收益的关系，实现多元收益协同增长，让项目在市场化竞争中持续创造价值。
对于地方主管部门来说，文件的落地既是机遇也是考验，对管理能力提出了更高要求。各地需立足区域能源资源禀赋与电力系统需求，做好各类调节性资源的统筹规划，提前开展需求发布与风险预警，避免“一哄而上”导致的资源浪费，防范“一哄而散”引发的市场波动。要通过建立严格的优质项目遴选机制、规范的项目管理制度、科学的评估考核体系，强化市场引导与过程监管，确保政策红利精准流向可靠、优质的储能项目，推动形成“规划有序、竞争公平、良性发展”的市场生态，真正实现新型储能产业高质量发展。
五、价值重构，开启市场化发展元年
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。“十五五”时期，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，通过技术优化迭代将与电力市场、人工智能深度融合，实现系统智能化升级发展。
在公平、公正及不断完善的电价机制护航下，新型储能将完成从“量变”到“质变”的飞跃，迈向高质量发展阶段。未来，我国新型储能产业将持续引领全球市场发展潮流，将基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标实现！
END
2025年，中关村储能产业技术联盟牵头，联合华北电力大学、国网能源研究院财会与审计研究所、国网能源研究院能源战略与规划研究所、中国科学院工程热物理研究所，在相关部门指导下，完成了《储能市场化容量补偿机制研究》课题研究工作，为国家政策制定提供重要参考。
为助力产业精准把握政策机遇，联盟将于2月3日上午10：00~11：30以线上直播的方式，举办《储能市场化容量补偿机制研究》成果发布会暨政策解读，特邀课题核心专家分享研究成果并解析容量补偿政策要点。
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