储能领域重磅文件出台，让市场对行业后市发展多了不少期待。其不仅为电网侧独立储能提供了“保底收益”的基础，也引导行业向更高效、更系统化的“可靠容量”调节服务，以及长时化等方向转型。
1月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号，下称114号文)。
该文件首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，以“同工同酬”为核心原则，将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制。
在此之前，中国储能行业虽已快速发展，但长期面临收益模式单一、依赖电量套利导致盈利不稳定的问题。
114号文的出台，明确了电网侧独立储能的执行范围，并提出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。
电量电价是按照实际发生的交易电量计费的电价。容量电价指独立于电量市场之外的的激励补偿机制，机组以装机容量而非发电量为基准获得额外收益，代表电力工业企业成本中的容量成本，即固定资产投资费用。
“容量电价机制的引入，意味着储能将不再仅仅依赖市场波动的电量套利，而是具有了更为稳定、可预测的收益模式。”
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长冯思瑶对界面新闻分析称，其变化的核心是在于，储能资产被纳入到电力系统的调节资源中，承认了其在系统高峰时段功率支撑和可靠性方面的重要价值。
最直接的影响是，储能项目增加了稳定、可预期的收入来源，显著改善盈利模型，增强行业对社会资本的吸引力。
近年来，国内新型储能装机爆发。截至2025年12月底，中国新型储能累计装机规模达到144.7 GW，同比增加85%，历史首次突破100GW，是“十三五”时期末的45倍。
此外，“机制本身也起到‘以制度促出清’的作用。”绿色和平气候与能源资深项目主任姚祎对界面新闻表示。
这主要通过规则设计和价格信号，引导储能技术路线和投资结构，更加贴近电力系统真实需求，避免资源配置的同质化和低效化。
冯思瑶分析称，在对储能容量电价进行定价时，放电时长和顶峰能力作为核心考量因素，反映了电力系统对调节资源的需求发生了深刻变化。
随着新能源占比的提高，电力系统的调节需求更多地集中在高峰时段的功率支撑，而非平衡电量。能够在系统高峰时段持续稳定放电的储能设备，其提供的“可靠容量”成为关键的定价依据。
“储能容量价值的衡量，不再以装机规模为唯一标准，而是更加注重资源在全年最紧张负荷时段内，能否持续、稳定地向系统提供有效支撑。”姚祎持同样观点。
根据政策的指引，各地将参照煤电容量电价标准，制定新型储能的相关价格，但考虑到时长折算机制的引入，不同储能项目将面临不同的价格梯度。
在冯思瑶看来，对于短时储能(如2小时以下)，由于其无法覆盖高峰时段的全部需求，其容量电价会被折算为较低的水平，而能够持续放电更长时长的储能项目(如4小时及以上)，由于其能够更好地匹配电力系统需求，预计能够获得更高的容量电价。
“上述价格梯度，反映了储能技术与电力系统需求的匹配度。长时储能在系统顶峰时段的可靠性价值，会被充分认可，形成一个逐步递增的价格区间。”冯思瑶表示，因此，投资者在选择项目时，需要充分考虑不同储能技术的放电时长与市场需求，做出合理的投资决策。
此外，国内不同地域的电力系统特征、新能源渗透水平和负荷高峰时长存在显著差异。
姚祎指出，在负荷高峰持续时间较短的地区，中短时储能仍可发挥一定容量价值；而在高新能源渗透、负荷高峰持续时间较长的地区，长时储能的容量贡献将更加突出，价格优势也将更加明显。
CNESA统计显示，新型储能累计装机的平均时长在2021-2025年呈缓慢上升趋势，由2.11小时逐步增至2.58小时。2026年起，时长提升明显加速，预计至2030年将达到3.47小时。
“上述政策把市场竞争的关注点从单纯的成本和规模，进一步转向性能、可靠性与可交付能力，这一转变将带来三大方面影响。”冯思瑶总结称。
首先，项目评估和投资决策将变得更加复杂。
传统上，储能项目的投资主要关注单纯的电量收益，现在则需要关注储能系统在高峰时段的可靠性和放电时长。因此，储能项目在选择技术路线时，必须更加关注与系统需求的匹配度，特别是在不同地区高峰时段的持续时间，是否能够提供“可靠容量”。
其次，资产经营的逻辑将发生变化。
从简单的项目建设转向以系统价值为核心的资产运营，要求储能投资方加强对项目长期运营的关注，特别是如何确保储能系统在关键时段的稳定运行。这需要更精准的预测与敏感性分析，以评估不同技术的全生命周期经济性。
第三，行业技术研发和运维能力需要跟上政策的步伐。
投资方和运营商需要提升运维管理的精细化水平，特别是在确保储能系统在顶峰时段稳定交付的能力上。此外，随着政策向“可靠容量”补偿的过渡，储能资产的顶峰交付记录将成为其最重要的价值证明，这对技术创新和运营管理提出了更高要求。
“储能行业需要做好准备，进行技术路线的选择与优化、敏感性分析与风险管理、以及精细化的资产运营管理，以适应这一新机制带来的变化。”冯思瑶称。
中关村储能产业技术联盟指出，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。“十五五”时期，随着电力市场机制不断完善，新型储能将实现真正的市场化发展，通过技术优化迭代将与电力市场、人工智能深度融合，实现系统智能化升级发展。
上述机构预计，2030年中国新型储能累计装机有望达到3.7亿千瓦以上。
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