核心观点 - 新型储能被纳入容量电价机制 标志着独立新型储能完整收益版图成型 通过电能量 辅助服务 容量电价三大板块协同 2026年将成为独立新型储能市场化发展元年 [2] 政策演变与影响 - 2026年1月30日 国家发展改革委 国家能源局发布“114号文” 首次规定建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [2] - 容量电价机制最初于2023年底针对煤电机组建立 旨在补偿其为电网稳定安全运行提供的支撑 [2] - 2025年初 相关政策明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准 并网 上网等的前置条件 此举将导致原本占储能项目总收益近50%—60%的容量租赁收益逐渐取消 [3] - 容量租赁收益的取消 叠加当前电力市场建设成熟度有限 储能充放电价差较低 使得储能电站仅靠电能量和辅助服务市场收益难以覆盖投资和运营成本 [3] 行业现状与数据 - 当前国内投运的新型储能项目中 用于容量租赁的独立储能项目和新能源配储项目占据绝对主力 [3] - 2025年 二者合计新增装机近60GW 同比增长50% 占全国新型储能新增装机量的90% [3] 容量电价机制细则 - 新型储能电站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 [4] - 根据甘肃省发布的试行文件 甘肃省可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元 按此推算 一座典型的100MW储能电站每年可获利超千万元 [4] 对市场参与者的建议 - 对于项目投资运营方而言 容量电价机制的出台不代表可以“躺平” 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 [4] - 对于地方政府而言 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” 防范“一哄而散” [4]