记者 潘俊田

“新型储能纳入容量电价机制，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、容量电价三大受益板块协同发力，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年。”中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻在2月3日举办的储能市场化容量补偿机制研究成果发布会暨政策解读会上表示。

2026年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》（下称“114号文”）。114号文首次规定，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

容量电价机制最早成立于2023年底，彼时主要针对煤电机组。在容量电价机制下，煤电机组可根据成本获得一定固定收益，以此补偿其为支撑电网稳定安全运行发挥的作用，相应容量电费计入电网系统运行费。此次，新型储能电站纳入容量电价机制后，意味着其也能获得一定程度固定收益。

中关村储能产业技术联盟是《储能市场化容量补偿机制研究》课题的牵头研究工作单位，该课题研究成果为相关政策制定提供了重要参考。

李臻表示，2025年初，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，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”，这一规定落地后，原本占据储能项目总收益将近50%—60%的容量租赁收益将逐渐取消。

容量租赁指的是需要配建储能电站的新能源企业，可通过在省内租赁或购买独立新型储能项目容量的方式，落实配建储能要求。此前新能源企业愿意付费租赁或购买，核心原因是配置储能曾作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

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。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%。

李臻说，叠加当前电力市场建设成熟度有限，储能电站充放电价差较低的现状，新型储能电站仅依靠参与电能量市场和辅助服务市场获得的收益，难以覆盖投资成本和运营成本。

而容量电价机制的落地，将给新型储能系统带来一大笔“工资”。

114号文明确规定，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。

根据甘肃省发展改革委、甘肃省能源局、国家能源局甘肃监管办公室于2025年12月31日发布的《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（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。

李臻表示，对于项目投资方而言，容量电价机制的出台不代表可以“躺平”。投资运营方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。

“对于地方政府而言，各地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’。”李臻说。