新型储能发展现状与数据 - 截至2025年底，中国新型储能装机容量超过1.3亿千瓦，较2024年增长80%以上 [1] - 装机排名前十的省份规模均超过5GWh，其中内蒙古自治区装机规模位居第一 [1] - 新型储能累计装机的平均时长呈缓慢上升趋势，从2021年的2小时逐步增至2025年的2.5小时左右，预计2030年将超过3小时 [1] - 2025年新型储能整体利用小时数达到1100小时以上，比2024年同期提升约30%，比2023年提升约90% [2] - 2025年国网经营区集中调用试验中，新型储能可调最大电力达6423万千瓦，实时最大放电电力达4453万千瓦，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2.4小时 [2] 新型储能政策环境与影响 - 国家发改委发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次将新型储能纳入容量电价机制 [1] - 该政策填补了新型储能在容量机制上的政策空白，使其与煤电、抽水蓄能享有同等的电力市场政策地位 [2] - 政策旨在推动形成“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 [1] - 随着增量新能源强制配储政策取消，原有的容量租赁收益模式难以为继，仅靠电能量和辅助服务市场收益难以覆盖独立储能项目的投资与运营成本，行业迫切需要明确的容量收益政策以提供稳定预期 [2] 新型储能容量电价机制设计 - 针对电网侧独立新型储能，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 [3] - 定价基础以当地煤电容量电价为基准标尺，定价核心是按顶峰能力实行比例折算以精准匹配系统贡献 [3] - 管理方式采用清单制，明确项目准入与退出 [3] - 收益体系实现了“容量电价+市场收益”的双轮驱动模式 [3] 政策对产业链各环节的引导 - 对制造企业而言，政策引导其提供更安全、更可靠的产品以适应市场需求 [3] - 对业主单位而言，政策坚定了其建设新型储能电站的信心，并引导其更加关注当地电力市场的供需特点以满足负荷保供要求 [3] - 对行业主管部门而言，政策提示新型储能建设规模需适配当地电力系统调节需求，既要警惕发展“过冷”，也要避免投资“过热”导致的供需失衡 [3]