1月30日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）。这份文件，犹如一记发令枪，标志着我国电力市场建设从“单一电能量市场” 迈向“电能量、容量、辅助服务” 多市场协同的关键一步，为新型储能产业的规模化、市场化发展奠定了里程碑式的制度基础。

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★ 政策背景：跨越式增长呼唤市场化“定盘星”

  • 规模跃升，储能已成“生力军”

国家能源局最新发布会数据显示，截至2025年底，我国新型储能装机规模已高达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，相较于2024年底，功率规模增长84%；与“十三五”末相比，增长超过40倍。

产业已从试点示范，大步迈入规模化、商业化新阶段。2025年，全国新型储能等效利用小时数达到1195小时，较2024年大幅提升近300小时，其作为电力系统“稳定器”和“调节器”的价值日益凸显。

  • 挑战倒逼，机制创新势在必行

随着新能源成为装机主体，其波动性、间歇性对电网安全稳定运行构成严峻挑战。传统上，调峰调频重任主要由煤电、气电、抽水蓄能承担，新型储能作为新生力量，其市场定位和收益机制一直处于探索阶段。

原有容量电价机制存在“三大痛点”：煤电利用小时数下降导致容量电费保障不足；抽水蓄能成本约束机制不完善；各地对气电、新型储能的补偿标准不一，公平竞争环境缺失。此次新政出台，正是为了系统性破解这些难题，为各类调节性电源，特别是新型储能，构建清晰、可持续的商业回报路径。

★ 新政核心：分类施策，开启公平竞争新格局

此次政策的核心在于“分类完善、协同推进”，对不同电源的容量电价机制进行了精准设计和优化。

  • 煤电与气电：筑牢“压舱石”

新政将煤电容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%（约合每年每千瓦165元），为煤电企业提供稳定预期，确保其在能源转型过渡期继续发挥电力安全“基本盘”作用。各地可参照此标准，为调节性能优异的气电建立容量电价机制。

  • 抽水蓄能：新老划断，一省一价

对抽水蓄能实行新老划断管理。2021年相关政策出台前已开工的电站维持原有机制；此后新开工的电站，将实行“一省一价”，按照弥补成本的原则制定统一容量电价，并鼓励其积极参与电力市场交易。

  • 新型储能：历史性突破，获独立市场地位

本次政策最受关注的亮点，是首次在国家层面明确，电网侧独立新型储能可享受容量电价。各地可根据当地煤电容量电价标准，并结合其放电时长、顶峰贡献等实际作用，制定具体补偿标准。这标志着新型储能作为独立调节资源的市场地位得到正式承认，获得了与传统电源公平竞技的“入场券”

  • 市场协同：为储能价值实现铺路

政策同时强调，要推动抽水蓄能和新型储能公平参与电能量市场和辅助服务市场。优化煤电中长期交易价格机制，鼓励签订与现货市场价格挂钩的灵活合同。这一系列组合拳，旨在构建一个多市场协同的环境，让储能可以通过“容量电费+电能量价差+辅助服务收益”等多种渠道实现其综合价值，彻底改变以往商业模式单一的困境。

  • 远景规划：迈向“可靠容量”统一度量衡

《通知》还前瞻性地提出了向“可靠容量补偿机制”过渡的路线图。未来，在电力现货市场成熟运行后，将依据各类机组在系统顶峰时段能够提供的“可靠容量” 这一统一标尺进行补偿。这将彻底打破技术壁垒，真正实现各类灵活性资源（无论是火电、水电、储能还是虚拟电厂）的同台竞争、优质优价。

★ 市场影响：重塑投资逻辑，激发万亿蓝海

新政的出台，将深刻改变储能产业的投资逻辑和市场格局。

  • 收益率显著改善，投资热情高涨

容量电价为独立储能项目提供了可预期的稳定现金流，极大地改善了项目经济性。据测算，一个典型的100MW/200MWh独立储能电站在享受容量电价后，其全投资内部收益率（IRR）有望提升2-3个百分点，投资吸引力将大幅增强，预计将激发千亿级别的社会资本涌入。

  • 技术路线百花齐放，长时储能迎来春天

当前，锂离子电池虽然在装机中占据主导（占比96.1%），但新政对放电时长和顶峰贡献的差异化考量，为压缩空气储能、液流电池、飞轮储能等中长时储能技术打开了广阔的发展空间。数据显示，4小时及以上时长的储能项目装机占比已达27.6%，技术多元化趋势日益明显。

  • 投资布局向负荷中心转移

政策引导下，储能投资的热点将从西北、华北等新能源富集区，更多地向华东、南方等电力消费负荷中心转移。这些地区虽然新能源资源有限，但用电需求大、峰谷差高，对调节资源的需求更为迫切。截至2025年底，10万千瓦及以上大型储能电站的装机占比已达72% ，规模化、集约化投资成为主流。

★ 广东机遇：天时地利人和，打造全国样板

对于能源消费大省、改革前沿阵地广东而言，此次新政无异于一场“及时雨”，带来了前所未有的战略机遇。

  • 天时：产业基础雄厚，市场空间巨大

—2025年7月广东省电力负荷攀升至1.65亿千瓦，创历史新高，而截至该月全省新能源装机已超8000万千瓦，成为省内第一大电源，且自2025年4月起风光新能源装机便已超越煤电。

截至2025年底，全省新型储能装机规模已超500万千瓦，产业营收突破4000亿元，形成了从材料、电芯到系统集成的完整产业链。新政之下，广东凭借强大的经济承受能力和清晰的调节需求，有望制定更具竞争力的地方容量电价标准，加速储能项目落地。

  • 地利：创新平台加持，技术支撑坚实

国家新型储能创新中心作为国家级创新平台，聚焦前沿技术攻关，是广东储能产业高质量发展的核心引擎。同时，国内首个百兆瓦级“超级电容+锂电”混合储能示范项目——顺德实证基地全面建成，全球首个配建220KV专用变电站的电站级测试及实景验证平台白云实证基地第一阶段顺利并网，为全国推广积累宝贵经验。

  • 人和：湾区协同发展，探索跨境示范

广东坐拥粤港澳大湾区战略优势，可携手港澳，在分布式储能、海上风电配套储能、氢储能等领域开展深度合作，共同打造跨境智慧能源与虚拟电厂示范区。海洋资源丰富也为探索海洋能储能等新形式提供了独特场景。

  • 行动建议：快、细、实，抢抓政策红利

机遇当前，广东应率先行动：

快出细则——尽快制定本省独立新型储能容量电价的具体标准、考核办法和市场参与规则。

细定机制——设计科学合理的容量电费考核机制，确保储能电站“可用、可调、可控”，防止“建而不用”

实推项目——推动一批“一体化、多场景应用”的重点示范项目落地，形成可复制的“广东模式”，如加速推进“广东省面向多应用场景提升电网韧性的综合储能示范项目（白云基地）”等重点工程落地。此类示范项目并非单一储能电站，而是一个融合多种技术路线、服务多重应用场景、具备系统级调控能力的区域性储能系统集成平台

容量电价新政的出台，一锤定音，为新型储能产业的可持续发展注入了最关键的确定性。它不仅仅是一项价格政策，更是我国构建新型电力系统、深化电力市场化改革的宣言书和路线图。

对于产业界而言，意味着商业模式从混沌走向清晰，投资逻辑从观望转向坚定。对于广东而言，这更是先行示范、引领全国的绝佳契机。

下一步，行业应聚焦三大方向：全力推进电网侧独立储能的规模化开发；加速长时储能、构网型储能等关键技术研发与示范；大力发展基于人工智能的智慧能源管理系统，深度参与电力市场运营。

唯有将政策红利转化为发展动力，方能在这场波澜壮阔的能源革命中抢占先机，为保障国家能源安全、实现“双碳”宏伟目标构筑起坚实的储能基石。

本文数据来源：国家能源局新闻发布会、国家发展改革委官网、《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）及相关行业分析报告。