发现报告 - 储能容量电价政策正式落地

储能容量电价政策落地相关情况梳理

落地时间与顶层设计
2026年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，正式建立电网侧独立新型储能容量电价机制，被业内视为打通长时储能商业化“最后一公里”的关键举措【1】。这份政策也被称为114号文，是国家层面首次明确新型储能可获得容量电价及其对应的计算方式，补齐了新型储能收益的最后一块拼图【6】。
核心规则设计
- 定价基准：新政赋予储能与火电同等的容量电价水平，以当地煤电容量电价标准为基础，根据储能的顶峰能力按一定比例折算，折算规则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，放电时长越长，能拿到的容量电价收益越高，直接利好4小时及以上的长时储能路线【2】【3】。
- 收益递进路径：政策规划了储能容量收入的“三步走”市场化路径：第一步以固定容量电价为核心，第二步在电力现货市场连续运行后转向以可靠容量补偿为核心，第三步待条件成熟后过渡到以市场竞价为核心的容量市场，逐步向市场化定价递进【6】。
- 成本分摊：容量电价费用纳入当地系统运行费用由工商业用户承担，和此前部分地区在发电侧内部自行分摊的模式相比，政策可持续性更强【4】。
带来的行业影响
- 项目收益大幅改善：据测算165-330元/kW/年的容量电价水平约折算0.08-0.16元/kWh的度电收益提升，各省储能项目全投资内部收益率可增长3-4个百分点，给储能项目带来了稳定的“底薪”收益，大幅缩短投资回报周期，商业模式从过去单纯依赖峰谷价差套利的脆弱模式，转向“容量电价+电力市场收益”的多元稳定格局【2】【7】。
- 投资热情被充分激活：稳定的收益预期极大激发了包括国央企在内的各类社会资本的投资积极性，推动储能产业进入发展快车道，2025年中国新增新型储能累计装机规模已首次突破100GW，同比增长85%，政策落地后行业进一步进入高速增长阶段【1】。
- 引导行业提质升级：政策通过差异化的补偿机制，引导行业从过去盲目追求装机规模，转向注重项目质量、长时性能和运营效率，避免低价值的短时长储能项目无序上马，推动储能真正成为电力系统可靠的核心调节资源【5】【11】。
对终端用户的影响
此次容量电价政策出台后，终端居民、农业用户的电价水平完全不受影响，仍执行现行目录销售电价政策；对工商业用户而言，调节性电源从电能量市场回收的成本下降、从容量电价回收的成本上升，两者形成对冲，整体对工商业用户的购电成本影响不大【8】。