文章核心观点 - 2026年1月30日发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文件）是国家层面首次明确新型储能的容量价值，将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制，标志着其完整收益版图成型，开启了市场化发展新篇章 [2][3] - 该政策以“同工同酬”为核心原则，通过建立容量电价机制，为独立新型储能项目提供了稳定的收益预期，与电能量市场收益、辅助服务市场收益共同构成三大收益支柱，有望解决项目收益难以覆盖成本的行业痛点，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年 [3][7][15] 一、 “十五五”开局行业渴盼的“及时雨” - 114号文件在“十五五”开局之际出台，回应了行业发展迫切需求，首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值 [3] - 文件将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制，明确了执行范围、补偿标准、折算比例等指导原则，并实行清单制管理以确保有效执行 [3] 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 - 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 [4] - 到2025年底，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，为纳入容量电价机制提供了坚实产业基础 [4] 2. 技术迭代与成本下降，经济性优势凸显 - 相较“十三五”末期，锂电电芯及系统价格降幅均超60% [5] - 压缩空气储能实现商业化示范，液流电池、飞轮储能等多元技术路线日趋成熟，为市场化发展奠定了经济与技术基础 [5] 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，目前已基本实现现货市场全覆盖 [6] - 随着增量新能源强制配储政策取消，容量租赁模式无法延续，仅靠电能量和辅助服务市场收益难以覆盖成本，行业迫切需要容量电价机制出台 [6][7] 4. 顶峰能力突出，已成为保供的重要支撑 - 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 [8] - “十五五”新能源渗透率提升将加剧电力系统不平衡问题，将独立储能纳入容量电价机制可激励其发挥顶峰支撑作用，保障系统安全稳定 [8] 三、同工同酬、分阶段施策，保障公平有序推进 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 [10] - 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 [10] - 电网侧独立新型储能电站实行清单制管理 [10] 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，即机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量 [11] - 电力现货市场连续运行后，将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 [11] - 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 [11] - 未来有条件的地区可探索容量市场建设 [11] 3. 电费结算安排 - 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 [12] - 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 [12] 四、各方协同助力新型储能迈向高质量发展 - 114号文件是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的战略定力 [13] - 政策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” [13] - 对于投资建设方，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，需科学平衡多元收益关系 [13] - 对于地方主管部门，需立足区域实际做好统筹规划，建立严格的项目遴选与管理机制，强化市场引导与过程监管，避免资源浪费和市场波动 [14] 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 [15] - “十五五”时期，新型储能将实现真正的市场化发展，通过与电力市场、人工智能深度融合实现系统智能化升级 [15] - 在公平的电价机制护航下，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，持续引领全球市场发展潮流 [15]