114号文对国内储能的影响
以下内容来源于：澎湃新闻文章《发电“及时雨”！容量电价新政落地，新型储能成最大受益主体》
国家发改委官网1月30日发布《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《通知》），分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。此举通过发放“保底工资”、“同工同酬”等制度性安排，为调节性电源提供了更为清晰、稳定、可持续的收益预期，并首次提出从容量电价向可靠容量补偿机制过渡的路径，有利于增强电力安全保供能力，调动调节性电源建设积极性、提升顶峰出力，更好支撑新能源消纳利用，助推能源绿色低碳转型。
备受市场关注的是，《通知》首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，提出各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。
《通知》延续了上述文件的要求，明确自今年起各地按照不低于50%比例执行煤电容量电价，即每年每千瓦165元，可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高。对于气电，鼓励省级价格主管部门参照煤电方式制定容量电价。
《通知》最受市场关注的亮点还在于，新型储能的重要系统价值得到国家层面的制度性确认。
《通知》提出，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。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。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措等另行明确，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。
“114号文件的出台，堪称‘十五五’开局之际新型储能产业的一场‘及时雨’。”中关村储能产业技术联盟解读称，新政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——电能量市场收益、辅助服务市场收益、容量电价收益将协同发力，为产业可持续发展筑牢了收益根基，点燃了行业发展信心，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年。
据CNESA DataLink 全球储能数据库不完全统计，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，增速领跑全球。到2025年底，我国独立储能占比已从“十三五”末期的35%提升到58%，成为占比最大的应用场景。“这一变化契合新型电力系统对储能资源规模化、集中化调度的需求，为独立储能纳入容量电价机制提供了坚实产业基础，独立储能已成为市场建设的主要选择。”
与此同时发生的是新型储能对于电力顶峰保供的价值与日俱增。数据显示，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。将独立储能纳入容量电价机制，有助于进一步激励其发挥顶峰支撑作用。
中关村储能产业技术联盟撰文分析称，随着增量新能源强制配储政策的取消，以往过渡性的容量租赁模式无法延续。目前，仅依靠电能量和辅助服务市场，独立储能项目收益难以覆盖投资与运营成本，行业迫切需要新型储能容量电价机制出台及落地，为项目投资建设提供稳定预期。
“对于近年来迅速发展的新型储能，政策按照顶负荷高峰的能力给予容量电价，顶峰能力强、运行稳定可靠、充放电效率高的新型储能将获得更高收益，前期甘肃、宁夏、湖北出台的新型储能容量电价政策完全符合国家新政策要求。”国家电投经研院总经理李鹏认为，《通知》中新型储能的容量电价设计能够真实反映其对系统顶峰保障的实际贡献。“通过这一安排，新型储能在容量机制中的政策身份更加清晰、收益预期更加稳定。”
据其测算，经过近五年的规模化发展，新型储能技术持续进步、成本大幅下降。以甘肃为例，在容量电价政策支持下，4小时充电时长的储能可获取165元/千瓦/年的固定容量电费，再加上独立储能参与辅助服务市场和现货市场的收益，已经可以实现商业运行。随着碳酸锂产能持续释放，以及“光储同寿”“零衰减”等技术不断成熟，新型储能在成本、寿命和系统适配性方面的优势将进一步显现，未来将在新型电力系统中发挥更加重要的调节作用。
中关村储能产业技术联盟强调，对于投资建设方来说，容量电价机制不代表可以“躺平”，而是对储能电站的技术性能、建设运营能力提出了更高的要求。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，实现多元收益协同增长。
