中國儲能網訊：
導語：114號文表面看似“完善容量電價”，實質上構建了一個三層機制。
近日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于完善發(fā)電側容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2026〕114號）。
在新能源裝機占比不斷攀升、電力系統(tǒng)“調節(jié)能力”日益成為短板的背景下，這份文件的真正意義，并不在于給煤電漲了多少錢，而是新型儲能第一次以“電力安全基礎設施”的身份，被寫進國家容量補償體系。從這一刻開始，儲能不再只是“配角型資產”，而是正式成為“拿工資的主力調節(jié)電源”。
如果說過去十年，中國儲能的發(fā)展邏輯是“跟著新能源走”，那么從2026年起，儲能開始跟著“容量電價”和“可靠容量補償”走。這背后，是整個電力系統(tǒng)運行邏輯的一次結構性轉向。
為什么要重構容量電價？
過去幾年，中國電力系統(tǒng)發(fā)生了一個根本性變化，新能源已經從“邊際電源”，變成了“主體電源”。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至2025年底，全國累計發(fā)電裝機容量38.9億千瓦，同比增長16.1%。截至2025年底，全國新能源裝機占比已超過45%，在部分省份（如青海、甘肅、內蒙古西部）甚至超過60%。
但與此同時，新能源的兩個天然屬性始終沒有改變：出力隨機，不具備可調度性。
這就意味著一個現(xiàn)實問題，新能源越多，對調節(jié)性電源的依賴越強。而當前承擔調節(jié)任務的，主要還是四類資產：煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能。
據(jù)CESA儲能應用分會產業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，截至2025年底，中國新型儲能累計裝機139.2GW/373GWh，較之2024年底增長了86.5%（功率）/111.4%（容量）。2025年，中國新型儲能新增裝機規(guī)模為64.6GW/196.5GWh，較之2024年同比增長52%（功率）/79.3%（容量）。
其中，內蒙古新增裝機16.3GW/63.6GWh，占2025年全國新增裝機的25.2%（功率）/32.4%（容量），功率和容量規(guī)模均居全國第一。內蒙古2025年新增裝機儲能項目平均時長達3.9小時，4小時及以上長時儲能新增裝機項目占內蒙古2025年儲能新增裝機的88.2%（功率）/93.9%（容量）。
新疆新增裝機8.4GW/32GWh，占比13%（功率）/16.3%（容量），功率和容量規(guī)模均位列全國第二。新疆2025年新增裝機儲能項目平均時長達3.86小時，4小時及以上長時儲能占比78.3%（功率）/88.8%（容量）。
云南新增裝機5.6GW/11.6GWh，占比8.7%（功率）/5.9%（容量），功率規(guī)模居全國第三。江蘇新增裝機4.1GW/12.3GWh，占比6.3%（功率）/6.2%（容量），容量規(guī)模位列全國第三，功率規(guī)模居全國第四。山東新增裝機4GW/7.9GWh，占比6.2%（功率）/4.0%（容量），功率規(guī)模居全國第五。
此外，甘肅、河北新增裝機均超過3GW/10GWh，青海、廣東、寧夏、安徽新增裝機均在2GW以上。
問題在于，目前承擔系統(tǒng)安全責任的電源，賺錢能力反而最差。這正是發(fā)改委在政策解讀中反復強調的一點：現(xiàn)行機制下，調節(jié)性電源“頂峰保供、平時讓路”，但商業(yè)模型卻越來越不可持續(xù)。
于是，容量電價的邏輯開始發(fā)生變化，從“補貼煤電”，轉向“補償系統(tǒng)可靠性”。
114號文的核心變化是什么？
114號文表面看似“完善容量電價”，實質上構建了一個三層機制。
第一層是短期兜底機制（容量電價）繼續(xù)存在，但結構更合理。
煤電：固定成本回收比例≥50%，約165元/kW·年；
氣電：可參照煤電機制；
抽蓄：新項目實行“一省一價”；
新型儲能：首次明確可獲得容量電價。
可以看到，這是一個典型的“保底工資”體系。
第二層是中期過渡機制（清單制+折算），尤其針對儲能，政策設計極為克制，不是所有儲能都有容量電價，只給“電網側獨立儲能”、必須列入省級清單、按放電時長折算。
其折算公式也極其關鍵：折算比例=滿功率放電時長/當?shù)厝曜铋L凈負荷高峰持續(xù)時長（≤1）。這意味著2小時儲能，在多數(shù)省份只能拿到30%~50%的容量電價。4小時儲能，才接近“滿額”。本質上，這是在用價格機制，引導儲能往“長時、頂峰導向”演進。
第三層是長期目標機制（可靠容量補償），電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，統(tǒng)一以“可靠容量”作為補償標準，不再區(qū)分機組類型。
這是一個極具顛覆性的表述。意味著未來：煤電不再天然有優(yōu)勢；抽蓄不再享有政府定價保護；儲能、氣電甚至核電，只要能提供可靠容量，都用同一套規(guī)則結算。容量電價，最終會演化成“容量市場”。
對儲能行業(yè)將產生哪些真實影響？
中國新型儲能在過去幾年快速發(fā)展的同時，產生了如收益靠峰谷價差、項目選址靠“電價政策”、商業(yè)模型高度依賴地方補貼等問題，結果導致實際利用率較低、大量項目IRR虛高，因此，114號文對于這些問題進行了系統(tǒng)性糾偏。
1.儲能正式擁有“基礎收益”
容量電價的本質，是給儲能一個確定性現(xiàn)金流。這意味著儲能不再完全依賴現(xiàn)貨套利；項目可融資性顯著提升；保險、銀行、養(yǎng)老金開始可進入。從金融視角看，這是儲能從“類VC資產”向“基礎設施資產”的轉變。
2.長時儲能價值被重新定價
折算機制，本質上是對技術路線的篩選，誰能頂峰撐得久，誰就值錢。這對液流、壓縮空氣、重力儲能等長時儲能技術，都是歷史性利好。
3.儲能運營時代真正開始
容量電價+可靠容量補償，本質上要求可調度、可驗證、可考核，這意味著儲能必須接入調度系統(tǒng)、接受頂峰出力考核、出現(xiàn)“性能不達標即扣費”，即儲能從“設備生意”，走向“運營生意”。
對電力系統(tǒng)產生長期影響的三大結構性轉變
轉變一：煤電從主力電源變成“容量資產”
煤電未來的角色，不再是“多發(fā)電”，而是少發(fā)電、必須能發(fā)、隨時頂上，其估值邏輯，也從利用小時×上網電價變成可用容量×可靠性系數(shù)，煤電資產，將逐步“公用事業(yè)化”。
轉變二：電價形成機制從“電量定價”轉向“能力定價”
傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的定價邏輯是誰發(fā)得多，誰賺得多，未來電力系統(tǒng)的定價邏輯是誰關鍵時刻頂?shù)米。l值錢，這正是容量市場的本質。
轉變三：新能源真正獲得“系統(tǒng)性支持”
新能源最怕什么？不是電價低，而是“沒地方消納”。而容量電價機制，本質是在給新能源買保險，買的是“有人兜底”，買的是“系統(tǒng)安全感”，這是一種“隱性補貼”，但比顯性補貼更可持續(xù)。
中國正在重構能源資產的價值坐標系
過去幾年，行業(yè)一直在問：“儲能什么時候才能真正賺錢？”今天，114號文給出的答案是：不是靠補貼賺錢，而是靠制度賺錢。
同時，114號文也釋放了一個重磅信號，即中國正在重構能源資產的價值坐標系。
過去的價值錨是發(fā)電量、上網電價、裝機規(guī)模，新的價值錨是頂峰能力、可持續(xù)供電能力、系統(tǒng)可靠性，這意味著未來最有價值的資產類型，不一定是“最大發(fā)電量”的，而是能在極端天氣下穩(wěn)定運行、能在新能源大規(guī)模波動時托底、能被調度系統(tǒng)精確控制。從這個角度看，114號文不僅是一份價格文件，更是一份電力系統(tǒng)的“資產重估說明書”。
2026年114號文的出臺，正式揭開了新型儲能市場的“星辰大海”，為企業(yè)規(guī)劃、投資及商業(yè)模式提供了確定性。從更宏觀的視角來看，114號文更標志著中國新型儲能發(fā)展進入政策護航與市場驅動雙輪驅動的新階段。
以可靠容量為基準的容量電價機制，不僅為新型儲能提供了穩(wěn)定的收益保障，也為整個電力系統(tǒng)調節(jié)性、保障性資源的公平競爭和高效配置創(chuàng)造了條件。未來，隨著容量市場逐步完善，新型儲能將成為推動中國能源體系向綠色、低碳、高效方向發(fā)展不可或缺的“壓艙石”。
