2026年1月30日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）（以下简称“114号文”），核心亮点在于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，为其未来发展划定了清晰的收益规则、明确了市场化发展路径。这一政策不仅填补了全国性新型储能容量电价的制度空白，更通过稳定的收益预期激活行业投资活力，为新型储能在电力系统中充分发挥顶峰保供、新能源消纳的核心作用筑牢机制保障，成为新型储能行业发展的关键政策拐点。

新型储能发展形势

随着风光等波动性可再生能源在新型能源结构中所占比重的增长，新型电力系统灵活性资源不足的矛盾日益突显，对电力系统供需平衡和稳定性带来严峻挑战。目前青海、甘肃等多个地区的新能源发电量渗透率已超过30%，电网午间保消纳、晚峰保供矛盾凸显，系统平衡调节问题突出。“十五五”及中长期，是新型电力系统构建的关键期，新能源发电装机规模将继续保持高速增长态势，预计年均新增装机2亿千瓦以上。新型储能需要多时长尺度、多元化发展，充分衔接电力市场，保障新型电力系统安全稳定运行。

截至2025年底，我国新型储能装机超1.3亿千瓦，比2024年增长80%以上。2024年以来，尤其是《国家能源局关于促进新型储能并网和调用的通知》出台后，整体利用小时数持续提升。2025年整体利用小时数达到1100小时以上，比去年同期提升30%左右，比2023年提升约90%。顶峰保供作用日益显现，以国网公司经营区开展的2025年集中调用试验为例，新型储能可调最大电力达到6423万kW，实时最大放电电力达4453万kW，顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量，夏季晚高峰平均顶峰时长约2.4h，为夏季晚间用电高峰时段提供了有力支撑。

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收益模式无法延续，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，行业迫切需要明确容量收益相关政策为项目投资建设提供稳定预期。在此背景下，114号文从国家层面统一电网侧独立新型储能的容量电价规则，本质是通过制度设计让新型储能的容量价值、顶峰贡献与收益水平精准匹配，破解行业发展的机制性障碍。

新型储能相关内容解读

114号文针对电网侧独立新型储能的技术特性和功能定位，设计了“煤电基准+因子折算+清单管理+市场协同”的容量电价体系，所有规则均围绕“真实反映顶峰贡献、合理回收固定成本、引导高效资源配置”展开，且仅适用于服务于电力系统安全运行的电网侧独立新型储能电站，划定清晰的政策适用边界。

定价基础：以当地煤电容量电价为基准标尺

新型储能容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，打破了此前新型储能与传统调节电源定价体系割裂的局面，实现调节资源的“价值对标”，让新型储能的容量价值有了明确的定价参考。

定价核心：按顶峰能力实行比例折算，精准匹配系统贡献

这是政策最核心的设计，折算比例直接与新型储能的满功率连续放电时长和当地电力系统最长净负荷高峰持续时长挂钩，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）。

这一规则意味着，新型储能的容量电价并非“一刀切”，而是与其对系统的实际顶峰保障能力强相关：放电时长越长、顶峰贡献越大，折算比例越高，获得的容量电价补偿越多。例如，某地区系统最长净负荷高峰持续4小时，2小时放电时长的新型储能折算比例为0.5，容量电价为当地煤电的50%；4小时及以上长时储能折算比例可达1，与煤电享受同等容量电价标准。

该设计直接引导电网侧独立储能向高效、长时储能转型，避免低端短时储能的盲目投资，推动新型储能技术与电力系统需求精准适配。

管理方式：实行清单制管理，明确项目准入与退出

电网侧独立新型储能电站实行全国统一规则、省级制定清单的管理模式，由国家能源局另行明确清单制管理的具体要求，省级能源主管部门会同价格主管部门制定本地项目具体清单。

清单制管理实现了对政策适用项目的精准筛选，既保障了符合系统需求、具备顶峰能力的优质电网侧独立储能项目享受容量电价政策，又通过动态调整清单实现对项目运行效果的监管，避免“躺赚”补贴，确保政策红利精准流向真正服务于系统调节的储能项目。

收益体系：容量电价+市场收益，构建双轮驱动模式

政策并未将容量电价作为新型储能的唯一收益来源，而是明确其可在享受容量电价的同时，自主参与电力现货市场、辅助服务市场获取额外收益，形成“容量电价保固定成本、市场收益赚调节价值”的双轮收益体系。

容量电价锁定了新型储能的核心固定成本回收，大幅降低投资回报的不确定性；而市场收益则为其提供了超额收益空间，激励储能电站根据电力市场供需变化灵活调整出力策略，在顶峰时段、新能源波动时段主动参与市场，充分发挥调节作用。

对新型储能发展的指导意义

114号文的发布对新型储能发展具有深远影响，有利于推动形成“可靠容量补偿稳基本、电能量市场和辅助服务增效益”的收益结构，通过建立稳定的收益预期，提升储能项目的经济性，从而加速行业规模化市场化发展。这一机制的核心在于承认并补偿储能为电力系统提供的“容量支撑”价值，而不仅仅是传统的电能量交易价值。

与其他常规电源不同，储能电站本身并不增加电力供应，其功能作用主要是为电力系统提供调节服务。因此，建设规模要适配电力系统调节需求，既要警惕“过冷”，也要避免投资“过热”导致的供需失衡。权责同步下沉至省级政府，省级政府拥有容量电价制定权，但同时也需承担项目容量电价分摊带来的工商业用户电价上涨风险。

文件要求“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。”提前谋划了电力系统供需和承受能力的动态调节，各省具体实施时可通过引入供需系数，科学引导供给侧节奏调整。

文件要求以当地煤电容量电价为基础，根据其顶峰支撑能力按比例折算，折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段直接挂钩，真实反映储能对系统顶峰保障的实际贡献。前期甘肃、宁夏、湖北等省份对新型储能容量电价的探索完全符合国家新政策要求。

此外，对容量电费考核方面要求指定考核办法，“对未能达到考核要求的机组，应扣减容量电费或可靠容量补偿费用”，通过影响容量补偿费用获取，从收益机制上倒逼新型储能行业把设备质量和可靠性作为竞争核心，由此抑制“低质低价”内卷，引导新型储能从“价格战”转向“价值战”。

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。这一政策不仅为新型储能行业发展注入强劲动力，更让新型储能真正成为新型电力系统的“稳定器”和“调节器”，为我国能源绿色低碳转型、电力安全保供提供坚实的装备支撑和机制保障。对于新型储能行业而言，此次政策落地并非终点，而是市场化发展的全新起点。未来行业将围绕长时化、高效化、智能化方向加速升级，在容量电价的托底保障和市场机制的激励下，新型储能将实现规模化、高质量发展，成为我国实现能源转型和建设新型电力系统的核心力量和基础保障。