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发布：2025-12-01 · 事件：2025-12-01

中国储能网讯：国家发展改革委、国家能源局1月30日联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称“114号文”），在国家制度层面首次将电网侧独立新型储能纳入容量电价体系，与煤电、气电、抽水蓄能“同工同酬”。 业界普遍认为，这并非一次简单的补贴加码，它将过去“建而不用、靠套利生存、靠配储续命”的储能推向新的赛道，从此独立储能可以靠发挥容量价值、提供系统服务、获得市场化收益“谋生”。对行业而言，这既是淘汰落后、清退投机、规范赛道的“生死考验”，也是价值正名、盈利重构、产业成年的“新生之门”。

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中国储能网讯：国家发展改革委、国家能源局1月30日联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称“114号文”），在国家制度层面首次将电网侧独立新型储能纳入容量电价体系，与煤电、气电、抽水蓄能“同工同酬”。 业界普遍认为，这并非一次简单的补贴加码，它将过去“建而不用、靠套利生存、靠配储续命”的储能推向新的赛道，从此独立储能可以靠发挥容量价值、提供系统服务、获得市场化收益“谋生”。对行业而言，这既是淘汰落后、清退投机、规范赛道的“生死考验”，也是价值正名、盈利重构、产业成年的“新生之门”。 在114号文落地之前，国内新型储能已走过十余年“野蛮生长”的历程。截至2025年12月底，我国新型储能累计装机规模达到1.45亿千瓦，同比增加85%，稳居世界第一。热闹背后，却是独立储能的生存之殇——在电力市场中没有明确身份、稳定收益和法定价值，成为事实上的“裸奔者”，于政策夹缝中艰难求生。 114号文正式印发补齐了新型储能收益模式的“最后一块拼图”，也标志着中国储能行业正式告别“野蛮生长”，迈入市场化、规范化发展的新阶段。 114号文关于独立储能的表述，字字千钧，每一句都直击行业痛点，重构行业规则：“建立电网侧独立新型储能容量电价机制。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。” 上述三句话，让独立储能实现双重突破：一是身份转正，从新能源配套附件，正式成为服务电力系统安全运行的“系统支撑性电源”，与煤电、气电、抽水蓄能等传统调节性电源“同台竞技、同工同酬”；二是价值锚定，首次以制度形式承认独立储能的“容量价值”，打破了过去“以电量论价值”的单一逻辑，确立了“以顶峰能力、放电时长、系统贡献”为核心的定价体系。 114号文最精妙的设计，在于其清晰透明的定价逻辑，通过简单的公式将储能的“顶峰能力”直接转化为收益，让“能力决定身价”成为行业共识。其核心定价公式为：储能容量电价=当地煤电容量电价×折算比例。 结合国内典型省份的实际情况，我们可以清晰地看到这一定价逻辑的导向作用：以某省煤电容量电价330元/千瓦·年、系统最长净负荷高峰持续4小时为例，4小时储能电站的折算比例为1.0，可获得全额容量电价330元/千瓦·年；2小时储能电站的折算比例为0.5，仅能获得165元/千瓦·年的容量电价；而6小时及以上长时储能电站，折算比例可达到1.0，同时还能凭借更长的放电时长，参与峰谷套利和辅助服务，获得额外收益。 114号文的另一重大突破，是构建了统一的容量补偿体系，打破了不同调节性电源之间的壁垒，实现了储能与其他电源的“同工同酬”。文件明确，煤电、气电、抽蓄、独立储能，均纳入容量电价体系，根据各自的顶峰能力获得相应补偿，形成了“多元协同、公平竞争”的格局。 具体而言，煤电承担电力系统的基底负荷和容量兜底责任，通过容量电价回收固定成本；气电凭借快速启停能力，承担应急顶峰和快速调峰任务，获得相应容量补偿；抽水蓄能依托长时调节能力，支撑系统能量平衡，实行“新老划断”的容量电价机制；独立储能则凭借毫秒级响应速度、灵活调节能力，在高峰时段精准顶峰，成为系统调节的“后起之秀”。 中国社会科学院能源经济研究中心副主任冯永晟指出，114号文提升了容量价值在收益结构中的比重，在已有容量电价探索基础上进一步完善煤电、抽蓄的容量电价执行方式，并将容量电价制度拓展到天然气和电网侧独立储能等资源类型，基本实现发电侧调节资源类型全覆盖。 从“编外”到“核心”，从“被动配套”到“主动支撑”，114号文的落地，不仅是对独立储能的“正名”，更是对新型电力系统调节体系的重构，为储能行业的高质量发展奠定了坚实制度基础。 不过，对于储能行业来说，容量电价并不是普惠性“红包”，而是优胜劣汰的“筛选器”，各项目还要加入一场惨烈的“淘汰赛”。 众所周知，114号文难以让所有储能项目“利益均沾”，反而通过严格的规则设计淘汰落后产能，清退投机项目，促进行业洗牌。比如，政策规定，享受容量电价的项目必须是“电网侧独立储能”；同时项目还须纳入“省级准入清单”；可用率、调度响应率、顶峰出力不合格者，将被扣减容量电价，甚至取消资格；而且在现有政策下，短时储能的容量收益将会大打折扣。 当然，此番推出容量电价，淘汰的是落后与投机，催生的是优质与长期。新政之下，独立储能的盈利模式被彻底重构，从过去“单一套利、看天吃饭”的“赌徒式”生存，转向“保底+套利+服务”的“稳健型”发展，行业迎来真正的“新生”，成为新型电力系统的核心支撑力量。 114号文落地后，独立储能形成了“三重收益结构”，摆脱了对单一峰谷套利的依赖，盈利稳定性大幅提升：第一重是容量收益（保底收益），即容量电价带来的稳定现金流；第二重是能量收益（弹性收益），即通过峰谷套利、电力现货交易获得的收益，可根据市场波动灵活调整；第三重是辅助服务收益（增量收益），即通过参与调频、调峰、备用、黑启动等辅助服务获得的补偿，进一步提升项目盈利水平。 据测算，容量电价可使独立储能项目全投资内部收益率（IRR）大幅提升，完全满足金融机构对项目的融资要求。 对独立储能项目的投资评定从“高风险”到“可融资”，资本可以加速入场。 盈利模式的重构，直接改变了独立储能的金融属性——从过去“高风险、低回报”的投机资产，转变为“低风险、稳回报”的基础设施型资产，从而吸引央国企、银行、保险等主流资本加速入场。 央国企的加速入场，更将推动行业格局升级。作为全球装机容量第二大的发电集团，中国华能在储能领域持续深耕创新实践，已构建起储能全场景应用布局，在江苏建设35万千瓦全球最大盐穴压缩空气储能电站，在甘肃建设国内首个千万千瓦级多能互补综合能源基地，配置60万千瓦储能项目。