独立储能纳入发电侧容量电价机制，储能迎来多元化、规模化发展新阶段

来源：能源中国客户端 时间：2026-02-05 17:00

　　国网能源研究院新能源研究所所长 代红才

　　国网能源研究院新能源研究所室主任 胡静

　　国网能源研究院新能源研究所专家 李娜娜

　　“十四五”时期，新型储能实现跨越式增长并发挥重要调节作用，但运营经济性仍面临一定挑战。

　　截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍。其中，独立储能新增装机3543万千瓦，累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点。2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时。新型储能灵活调节能力日益凸显，2025年累计为新能源腾出消纳空间421亿千瓦时，夏季最大顶峰能力超3000万千瓦。

　　在新型储能规模快速增长的同时，受电力市场建设进程、市场价格波动较小、辅助服务品种较少等因素影响，新型储能通过参与市场尚难盈利。尤其是独立储能，“政策配储”取消后，独立储能收益从“依赖租赁”到“市场收益”转变，增量项目丧失原有50%~70%的租赁收益，内部收益率降低至2.2%~3.5%。尽管部分省份已探索容量补偿替代租赁收益作为保底收益，但项目整体难以盈利。

　　国家首次将电网侧独立储能纳入发电侧容量电价机制，形成“电能量市场、辅助服务市场、容量电价”三元收益结构，为产业可持续发展夯实经济性基础。2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称“114号文件”），首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，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。电网侧独立储能纳入容量电价机制补齐了新型储能容量价值部分收益，收益模式从依赖纯市场收益转变为容量电价保底收益和市场化浮动收益的双重保障，项目经济性将大幅提升。

　　“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，有以下几点趋势判断：

　　一是新型储能是我国优势战新产业，新型电力系统调节和安稳支撑对储能仍有较大需求，加之容量电价为储能提供保底收益，未来一段时期新型储能仍将保持稳步增长态势。国家和地方政府政策频发大力推动储能发展，国家政策明确提出新型储能规模2027年1.8亿千瓦以上的发展目标，进一步显示了政府和行业对储能发展的信心。面向新型电力系统构建，系统电力电量平衡和安全稳定运行面临严峻挑战，对新型储能等优质调节资源需求仍较为突出。同时，考虑容量电价机制为储能项目提供了稳定现金流预期，将进一步推动装机规模扩张。

　　二是新型储能短期内仍以锂电池为主，未来将呈现中短时和长时储能全面发展的多元化技术路线。从系统需求看，2030年前，电力系统长周期的供需平衡仍然依托火电、抽蓄等常规调节手段，新型储能定位于满足系统日内灵活调节、辅助支撑等需求的重要措施；面向未来，随着电力系统调节需求逐步由日内向跨日、跨季节等更长时间尺度发展，氢能、储热等长周期储能技术将得到进一步应用，实现能源在更大时空尺度上的灵活调度。从政策驱动看，独立储能容量电价与“放电时长”挂钩，将直接驱动4小时、6小时甚至更长时储能技术的研发与产业化投入，锂电长时化、压缩空气、液流电池等技术路线将得到重点关注与发展。

　　三是新型储能升级为“系统核心调节资源”，保供应、促消纳、保安全作用将愈发凸显。从保供应方面来看，容量电价将推动新型储能装机规模稳步增长并向中短和长时储能布局，从而精准匹配电力系统高峰供电需求，在迎峰度夏、迎峰度冬等关键保供时段发挥重要支撑作用。从促消纳方面来看，电网侧独立储能容量电价综合考虑电力市场和电力系统需求等因素确定，有利于引导储能电站合理布局在新能源富集区域或负荷中心附近。同时，通过与电力市场交易机制衔接，引导储能在新能源大发时充电储能，在用电高峰或新能源出力不足时放电供电，实现新能源与储能的优化调度，提升新能源消纳能力。从保安全方面来看，容量电价机制明确了新型储能的系统核心调节资源定位，推动其向电网关键节点、薄弱环节布局，有效提升电力系统频率、电压支撑调节能力和新能源主动支撑能力。

责任编辑：王奕博