中國儲能網訊：1月30日，國家發(fā)改委、國家能源局發(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）》（下稱“114號文”），這是國家層面首次明確新型儲能可獲得容量電價及其對應的計算方式，被業(yè)內稱為“補齊了新型儲能收益的最后一塊拼圖”。
根據(jù)114號文，未來新型儲能的容量收入將分為“三步走”：
第一步是以“容量電價”為核心，容量電價水平以當?shù)孛弘娙萘侩妰r標準為基礎，根據(jù)頂峰能力按一定比例折算。
第二步是以“可靠容量補償”為核心，前提是電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行以后，補償標準將以彌補市場邊際機組在電能量和輔助服務市場不能回收的固定成本為基礎，統(tǒng)籌考慮電力供需關系、用戶承受能力、電力市場建設進展等因素合理確定。
第三步是以“容量市場”為核心，在條件成熟以后，采用市場競價等方式形成容量電價。上述三個步驟逐漸向市場化定價遞進，依次替代。
不同于以往各地標準迥異的政策探索，114號文為新型儲能容量電價機制提供了統(tǒng)一、清晰的頂層設計框架，這提振了市場投資主體對政策預期穩(wěn)定性。據(jù)中信建投證券測算，165元/kW·年到330元/kW·年的容量電價水平折合約0.08/kWh到0.16/kWh的度電收益提升，各省儲能投資IRR（內部收益率）可增長3個到4個百分點，這構建起有效的成本對沖機制，并將顯著提升經濟性臨界省份的投資吸引力。
對于儲能廠商而言，以下趨勢值得關注：
一是長時儲能的投資規(guī)模將會擴大。容量電價的核心是以頂峰能力按一定比例折算，折算比例為滿功率連續(xù)放電時長除以全年最長凈負荷高峰持續(xù)時長。目前，河北、甘肅、湖北三省公布的近似折算時長上限分別是4小時、6小時、10小時，以此推算，目前市場主流的2小時級儲能系統(tǒng)獲得的收益僅分別為全額容量電價的二分之一、三分之一和五分之一。雖然容量收益僅占儲能電站整體收益約三成，而且相同功率下時長越大成本越高，但考慮到該變量是重要的固定收益，仍會影響部分項目投資決策。
除了放電時長4小時以上的磷酸鐵鋰電池，長時儲能的利好對象還包括鈉電池、壓縮空氣儲能等，但短期內其使用性能與適用條件仍無法與鋰電媲美。
二是充放電效率高的儲能產品將釋放更大價值。114號文明確，獨立儲能在充電時視作用戶，繳納上網環(huán)節(jié)線損費用、系統(tǒng)運行費用和輸配電費，放電電量相應退減輸配電費，但線損費用和系統(tǒng)運行費用不予退減。
2026年2月，由于容量電價上漲和新能源機制電價差價結算電費開始結算，多省系統(tǒng)運行費折合度電成本大幅提升，11個省級電網超過0.1元/kWh。以往儲能充放電是否需要全額繳納系統(tǒng)運行費存在模糊空間，但新政明確它是儲能電站需要自行承擔的運營成本。投資者需要精細化運營，通過采用高循環(huán)效率產品、優(yōu)化充放電策略來降低需要付費的凈損耗電量。粗放運營或低效產品都會導致利潤收窄甚至收支倒掛。
三是從嚴考核下，儲能系統(tǒng)涉及“可調用”的關鍵性能指標將與收益直接掛鉤。114號文強調要加強容量電費考核，引導機組提升生產運行水平。湖北省2026年1月出臺容量補償機制規(guī)定，月度實際最大放電功率或單次放電電量未達到申報值和計劃值98%的，記一次考核。發(fā)生四次扣減當月全部容量電費。年內發(fā)生三次容量電費全部扣減，取消容量補償資格。預計后續(xù)各地對儲能考核都將日趨從嚴。
這意味著，儲能系統(tǒng)必須在響應速度、穩(wěn)定性、實際放電功率等關鍵性能指標上表現(xiàn)良好，才能滿足電網頂峰瞬時調用要求，從而持續(xù)得到容量電費。電池容量、運行效率、循環(huán)壽命等虛標行為將對電站產生顯著負面影響。
儲能的容量電價怎么算
114號文文件名為《關于完善“發(fā)電側”容量電價機制的通知》，就新型儲能而言，它所指的容量電價執(zhí)行對象是“電網側獨立新型儲能電站”，且不包括新能源配儲項目。
國網能源研究院財審所副所長張超表示，這是因為文件里的“發(fā)電側”并非是在強調物理位置，而是按照為公共系統(tǒng)提供的實際功能來界定補償價值。新型儲能在頂峰時段為電力系統(tǒng)提供穩(wěn)定的供電能力，功能上具有“類發(fā)電”屬性，應當被納入發(fā)電側容量價值付費的框架中，享受“同工同酬”的待遇，這是政策的基本思路。但新能源電站配儲項目的服務對象是特定電站，不作為公共系統(tǒng)資源，因此被排除在容量電價機制范圍外。
外界最關注的容量電價金額，114號文給出了明確的計算公式：容量電價水平以當?shù)孛弘娙萘侩妰r標準為基礎，根據(jù)頂峰能力按一定比例折算（折算比例為滿功率連續(xù)放電時長除以全年最長凈負荷高峰持續(xù)時長，最高不超過1），并考慮電力市場建設進展、電力系統(tǒng)需求等因素確定。
這意味著，容量電價水平的上限鎖定在了煤電容量電價水平。
張超分析，煤電是目前我國電力系統(tǒng)中最主要、最可靠的調節(jié)電源，可以實現(xiàn)長時間持續(xù)頂峰，以它的容量電價標準為衡量系統(tǒng)容量價值的“錨”，可以將不同技術路線的電源置于同一價值尺度上衡量，有利于體現(xiàn)公平公正。
截至2月5日，全國已有16個省級電網公布了2026年煤電容量電價，云南、甘肅將煤電容量電價一次性頂格調整到330元/kW·年，四川、天津將煤電容量電價調整到231元/kW·年，其余省份調整到165元/kW·年。
上述調整是根據(jù)國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《關于建立煤電容量電價機制的通知》而確定的。據(jù)該通知，2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50％，即165/kW·年。這意味著剩余未公布煤電容量電價的省份，最低將調整為165元/kW·年，最高可與云南和甘肅看齊。
上限雖定，但儲能實際能拿多少，很大程度上取決于電站的滿功率放電時長和本地凈負荷高峰的比值。
這個新引入的計算公式中存在兩個關鍵要素，前者是指儲能電站以額定功率持續(xù)放電直至能量耗盡的總時長，一個100MW/200MWh的電站，滿功率連續(xù)放電時長即為2小時。
后者則是指在全年所有需要頂峰供電的時刻中，剔除風電、光伏等不可控電源出力后，系統(tǒng)凈負荷高峰持續(xù)時間最長的那一時段的長度，由本地電網結合經驗數(shù)據(jù)和仿真模型估算得出。
甘肅省在2025年底出臺的容量電價試行機制中首次明確“系統(tǒng)凈負荷高峰持續(xù)時長暫定為6小時”，其余省份雖然沒有明確提出，但是曾將類似概念的折算比例定在10小時、6小時或4小時，可以作為參照系數(shù)。這表明，目前占據(jù)市場規(guī)模半數(shù)以上的2小時級儲能在容量電價折算標準前將大打折扣，4小時以上的長時儲能得到的容量補償將比之翻倍甚至更多。
如果細看這個公式還會發(fā)現(xiàn)，容量電價對于功率沒有提出要求，計算的僅是滿功率下兩個時長的比值。但這不能輕易得出“低功率高時長的儲能系統(tǒng)就比高功率高時長、高功率低時長的儲能系統(tǒng)更占便宜”的結論。
原因有二：一是114號文明確“電網側獨立新型儲能電站實行清單制管理，管理要求由國家能源局根據(jù)電力供需形勢分析及保供舉措等另行明確，項目具體清單由省級能源主管部門會同價格主管部門制定”。功率過低的產品對電力系統(tǒng)的支撐能力有限，可能因無法進入清單范圍而喪失獲益資格。
二是除折算比例外，地方將考慮本地電力市場建設進展、電力系統(tǒng)需求等因素確定容量電價水平。此前數(shù)個省份出臺的機制引入了更復雜的參數(shù)，包括采用容量供需系數(shù)而非單純時長供需系數(shù)。例如，甘肅規(guī)定，電網側獨立新型儲能可獲得的容量電費為“申報容量、可靠容量補償標準和容量供需系數(shù)三者的乘積”。容量供需系數(shù)為容量需求除以可靠容量，按年確定，數(shù)值大于1時取1。
因此，放電時長對儲能收益的影響并不絕對，資方應當根據(jù)地方政策綜合考慮多重維度。既包括放電功率、供求關系等因素影響下的容量收益，也要比較電能量和輔助服務市場構成的多元收益。
新政下的不確定性
中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟公布的數(shù)據(jù)顯示，2025年新型儲能累計裝機規(guī)模144.7GW/373.7GWh，同比增加84.8%/102.9%，是“十三五”末的45倍。同期新增投運項目平均時長2.85小時，2到4小時的項目數(shù)量占比達八成?？紤]到容量電價給予固收保障、度電成本進一步降低等積極因素，預計中國2030年新型儲能累計裝機規(guī)模保守場景下將達到371.2GW，理想場景下將達到450.7GW，未來五年復合增長率分別約為20.7%和25.5%。
盡管整體增長潛力良好，但114號文也給新型儲能帶來幾個新的不確定性，可能會影響局部地區(qū)投資節(jié)奏。
一是系統(tǒng)運行費會“吃掉”儲能電站的部分利潤。114號文明確，容量電費、可靠容量補償費用均納入當?shù)氐南到y(tǒng)運行費用，由全體工商業(yè)用戶分攤。儲能電站在充電時，視作用戶，也要支付系統(tǒng)運行費用，且在放電時不予退減。
2026年2月，由于容量電價上漲和新能源機制電價差價結算電費開始結算，多省系統(tǒng)運行費折合度電成本大幅提升：11個省級電網折合度電成本超0.1元/kWh，海南、黑龍江和廣西數(shù)值最高超0.13元/kWh；15個省級電網同比增長超1倍，安徽、遼寧因基數(shù)較低同比增長最高超30倍。
在現(xiàn)貨和輔助服務市場收益未顯著提升的情況下，水漲船高的充電成本會擠壓充放電價差套利空間。有業(yè)內人士建議，可將系統(tǒng)運行費按分時或參考現(xiàn)貨實時價格的分時均價按比例收取，以減輕儲能充電成本壓力，或是考慮到系統(tǒng)運行費的構成，可對與系統(tǒng)調節(jié)直接相關的費用執(zhí)行基于峰荷占比的分攤機制，對與社會責任相關的費用保持按電量均攤。相關政策仍在研究中。
二是新舊政策如何銜接尚未明確。一方面，此前內蒙古等省出臺的新型儲能激勵政策與114號文的標準存在明顯差異，例如地方按照實際放電量而非頂峰能力進行補償，補償費用是由發(fā)電機組根據(jù)裝機容量分攤而非納入系統(tǒng)運行費由用戶承擔。這類政策是否延續(xù)、過往政策是否取消，可能會對已投資的存量儲能項目投資收益造成沖擊。
另一方面，有業(yè)內人士擔心，新增容量收入可能會促使部分地區(qū)人為控制現(xiàn)貨市場價差或調整輔助服務市場規(guī)則，降低儲能的整體收益，從而抵消新政帶來的利好。這需要等待地方出臺新老政策銜接細則才能確定。
三是“圈而不建”導致資源錯配。114號文公布以后，儲能業(yè)界聞風而動。有市場人士反映，上周末已有地區(qū)緊急備案儲能電站。這類行為易導致優(yōu)質資源被占用卻無法及時轉化未有效供給，不利于行業(yè)健康持續(xù)發(fā)展。
對此，中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟提醒，地方主管部門要提前開展需求發(fā)布與風險預警，避免“一哄而上”導致資源浪費，防范“一哄而散”引發(fā)市場波動。通過建立嚴格的優(yōu)質項目遴選機制、規(guī)范的項目管理制度、科學的評估考核體系，強化市場引導與過程監(jiān)管，確保政策紅利精準流向可靠、優(yōu)質的儲能項目。
