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发布：2026-01-29 · 事件：2026-01-29

中国储能网讯：对于新型储能产业来说，要过好“无强配、有兜底”的元年，关键在于把价格机制的功能边界讲清楚，把项目收益的形成路径做实，把成本—性能—风险的匹配关系做稳。 1月29日，国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能示范项目2号机组在进行储能和发电作业。

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中国储能网讯：对于新型储能产业来说，要过好“无强配、有兜底”的元年，关键在于把价格机制的功能边界讲清楚，把项目收益的形成路径做实，把成本—性能—风险的匹配关系做稳。 1月29日，国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能示范项目2号机组在进行储能和发电作业。 对新型储能而言，2026年是一个典型的机制切换年份：一方面，“强制配储”作为行政性约束退出，储能不再作为新能源项目核准、并网、上网的前置条件，项目投资评估机制从“配置合规”转向“收益可证”；另一方面，随着《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502号）明确已直接参与电力市场交易的用户将不再执行由政府统一制定的目录分时电价政策，多地陆续取消固定分时电价，储能依赖固定峰谷价差的传统套利空间进一步收窄，收益形成机制加速从“行政定价”转向“市场出清与考核结算”。 围绕系统安全与灵活性保障，各地正加快推进以容量补偿、容量电价、放电补偿及辅助服务等为核心的收益疏导安排，试图把储能的系统贡献从“技术属性”转化为“可计量、可结算”的价格信号与现金流，以提供兜底保障。 1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，其中提到“建立电网侧独立新型储能容量电价机制”。这份文件的出台标志着国家在电网侧独立新型储能的商业模式和价值确认上迈出了重要一步。容量电价机制的引入，意味着新型储能资产被纳入电力系统的调节资源，在系统高峰时段功率支撑和可靠性方面有重要价值。在容量定价方面，放电时长和顶峰能力是核心考量因素，这也促进了新型储能行业从单纯的电量交易向更高效、更系统化的“可靠容量”调节服务转型。 与此同时，新型储能装机规模与项目储备池已进入需要用市场机制检验其可持续性的阶段：一方面，已并网投运项目以2小时配置为主，百兆瓦级项目占比较高；另一方面，过去一年招标的项目将在未来一到两年内落地，催生规模化的并网高峰。 2026年，新型储能行业会集中呈现两个问题：其一，项目能否在既定规则下形成稳定、可预期的收益结构；其二，在电力现货、辅助服务及容量安排的衔接框架内，储能能否以可用能力的形式被系统有效调用并获得相匹配的回报。 围绕“政策落地、项目盈利、技术成本”三条主线，2026年的新型储能产业要把“无强配、有兜底”元年走稳，关键不在于简单讨论“有没有政策”，而在于把价格机制的功能边界讲清楚，把项目收益的形成路径做实，把成本—性能—风险的匹配关系做稳。 “强制配储”的退出并不等同于需求消失。在高比例新能源接入的条件下，电力系统对调峰、调频、备用、爬坡以及极端工况下的应急支撑需求仍在上升，只是需求的表现形式发生了变化，过去是依靠行政指标把储能“装上去”，现在必须依靠机制设计把储能“用起来、用得值”。 各地政策的共性是在市场定价方向下，通过政府兜底或政策性安排，搭建“容量+电量+辅助服务”的多维收益框架，使储能逐步从一次性投资品转为具备持续经营属性的市场主体。 新型储能“有兜底”的核心是容量机制（或等价机制）的参数化落地与省域化扩展。以湖北为例，其新型储能价格机制强调“优先入市、兜底防倒挂”，并对纳入范围的电网侧独立储能设置容量补偿：按可用容量给予165元/（千瓦·年）的容量补偿，同时引入可用放电功率、等效充放电次数等交付表现约束，形成“基础补偿—交付考核—市场放大”的组合结构。其政策要义在于通过可用能力的计量与考核，使储能的公共属性贡献具有可结算的制度表达。 值得关注的是，容量机制正在从“点状扶持”走向“省域体系化”，并在不同省份呈现出差异化的制度形态。甘肃通过可靠容量补偿机制试行政策，将电网侧独立新型储能纳入容量电费体系，设置容量供需系数、系统顶峰时段等关键参数，使容量价值与系统需求强相关，并明确费用分摊口径。内蒙古、新疆则延续以“向公用电网释放电量”为抓手的补偿安排，强调年度滚动、次数上限等约束，体现“兜底但不包赚”的基本取向。河北以“容量电价+竞争配置+并网时序退坡”探索容量定价，用竞争规模、并网时间窗口与价格退坡联动，把政策参数与工程进度、交付时点绑定。 观察上述省份的举措可以发现，2026年新型储能的政策主线可以更准确地表述为：储能收益的“底”正从一次性、弱约束的补偿安排，转向与有效容量贡献相挂钩、可考核、可清算、可动态调整的容量机制。 2026年，新型储能行业必须从过去的偏“建设逻辑”回到“经营逻辑”。在“无强配”环境下，一个新型储能项目是否成立，取决于三个问题：收益来源是否多元且可验证，现金流是否可预期且可融资，运行与交易能力是否与规则体系相匹配。 主流独立储能的收益结构正在趋于一致，可用“三层结构”来描述。其中，底盘收益体现为容量类收入（容量补偿/容量电价/可靠容量补偿），其核心作用是提供与有效容量贡献相匹配的成本回收路径，直接影响融资可得性与收益下限；运行收益体现为电量与价差（现货、分时与中长期偏差管理等），收益高度依赖出清周期、限价规则、充放电次数约束、运行边界条件与调度调用假设，波动性更强；服务收益体现为辅助服务（调频、备用等），其价值密度往往更高，但对响应能力、可用率、控制策略、计量与考核适配提出更强约束，不同省份规则差异也更显著。 对于投资主体而言，2026年真正需要完成的是评价范式从“静态财务测算”向“机制约束下的可交付收益”转变。 容量安排能够提供一定程度的基础回收机制，但在“容量义务—交付考核—市场联动”的框架下，项目的风险敞口与边际收益更多由运行可用性、性能退化管理、交易与调度策略决定。换言之，评估一个新型储能项目不能只看其“有没有兜底”，还必须回答在既定规则下，这个项目能否持续交付有效容量、能否稳定通过考核、能否在电能与辅助服务之间实现可验证的策略优化，并将之转化为可结算现金流。 竞价结果与并网节奏也会影响收益机制的适用口径与现金流起算方式。 “兜底”并非普惠式安排，而是更接近带约束条件的容量采购或收益疏导机制。部分省份通过容量电价竞争配置、并网时序退坡等方式，将政策参数与项目交付时点、可用能力表现挂钩，意在提高制度执行的可操作性与资源配置效率，同时降低“只建不交付”的道德风险。 因此，2026年的新型储能项目开发需要把“并网进度”纳入机制适用的关键变量来管理：在选址阶段，将接入条件、消纳约束、交易品种准入及调度调用逻辑、计量结算口径与考核条款纳入模型假设；在建设阶段，用工程节点对齐政策与市场规则的适用周期，降低规则切换与收益起算不确定性；在运营阶段，把可用率、响应时间、SOC管理、寿命衰减与考核条款纳入合同体系与控制策略，使“交付能力”成为可验证、可审计、可追溯的经营指标。并网节点往往对应补偿口径、考核周期与市场准入条件的适用边界，从而影响项目现金流起算方式及收益确定性水平。