文章核心观点 - 国家发改委、能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文），首次将天然气发电和电网侧独立新型储能纳入全国统一的容量电价机制框架，旨在为电力系统的“稳定可用能力”明码标价，保障电力供应安全，并推动建立“同工同酬”的可靠容量补偿市场，支撑能源绿色转型 [1] - 新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，标志着独立新型储能完整收益版图成型，2026年将成为其市场化发展元年 [1][3][6] 政策内容与突破 - 核心突破在于首次将天然气发电和电网侧独立新型储能纳入全国统一的容量电价机制框架，与已有的煤电、抽水蓄能政策共同构成覆盖多类调节性电源的完整体系 [1] - 政策旨在通过为“关键时刻能不能顶得上、稳得住”的可用发电能力（容量）付费，而不仅仅是为实际发电量付费，以保障系统稳定 [2] - 出台背景是各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，不利于公平竞争，需适应新型电力系统建设要求 [2] 对新型储能行业的影响 - 政策发布对行业是利好消息，意味着独立储能将与火电、抽蓄“同工同酬” [1][6] - 此前，由于增量新能源强制配储政策取消，以往占据项目总收益近50%至60%的容量租赁收益模式无法延续，仅靠电能量和辅助服务市场收益难以覆盖投资与运营成本 [3][6] - 114号文有利于推动形成“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，电能量、辅助服务、容量电价三大收益板块将协同发力 [6] 容量电价具体机制设计 - 对电网侧独立新型储能电站，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） [4] - 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，规则围绕“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 [4] - 实行清单制管理，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 [4] - 收益体系实现了容量电价+市场收益，构建起新型储能的双轮驱动模式 [5] 地方落地预期与分化 - 独立储能的容量电价水平有待各地方具体确定，不同省份政策落地节奏可能影响项目收益 [5] - 预计落地过程将在三个维度分化：定价逻辑差异、考核标准差异、分摊机制差异 [5] - 在新能源占比高、调节压力大且外送受限的地区，更强调容量电价的托底功能；现货市场更成熟的地区则更可能强化与电能量市场、辅助服务收益的联动 [5] - 受端负荷中心考核更在意尖峰供电能力，送端新能源基地考核更可能侧重波动平抑与消纳支撑 [5] 对行业参与者的要求 - 对项目投资方而言，容量电价机制对储能电站的技术性能、建设运营能力提出了更高要求，需科学平衡电能量、辅助服务与容量收益的关系 [7] - 对地方政府而言，需立足区域资源禀赋与系统需求做好统筹规划，避免“一哄而上”，通过建立严格的项目遴选与管理机制，确保政策红利流向可靠、优质的项目 [7] - 容量电价机制是通向成熟电力市场的桥梁，地方在制定细则时应预留与未来可靠容量补偿机制的衔接口 [7]