1月30日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114号）》（下称“114号文”），这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，被业内称为“补齐了新型储能收益的最后一块拼图”。

根据114号文，未来新型储能的容量收入将分为“三步走”：

第一步是以“容量电价”为核心，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。

第二步是以“可靠容量补偿”为核心，前提是电力现货市场连续运行以后，补偿标准将以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展等因素合理确定。

第三步是以“容量市场”为核心，在条件成熟以后，采用市场竞价等方式形成容量电价。上述三个步骤逐渐向市场化定价递进，依次替代。

不同于以往各地标准迥异的政策探索，114号文为新型储能容量电价机制提供了统一、清晰的顶层设计框架，这提振了市场投资主体对政策预期稳定性。据中信建投证券测算，165元/kW·年到330元/kW·年的容量电价水平折合约0.08/kWh到0.16/kWh的度电收益提升，各省储能投资IRR（内部收益率）可增长3个到4个百分点，这构建起有效的成本对冲机制，并将显著提升经济性临界省份的投资吸引力。

对于储能厂商而言，以下趋势值得关注：

一是长时储能的投资规模将会扩大。容量电价的核心是以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。目前，河北、甘肃、湖北三省公布的近似折算时长上限分别是4小时、6小时、10小时，以此推算，目前市场主流的2小时级储能系统获得的收益仅分别为全额容量电价的二分之一、三分之一和五分之一。虽然容量收益仅占储能电站整体收益约三成，而且相同功率下时长越大成本越高，但考虑到该变量是重要的固定收益，仍会影响部分项目投资决策。

除了放电时长4小时以上的磷酸铁锂电池，长时储能的利好对象还包括钠电池、压缩空气储能等，但短期内其使用性能与适用条件仍无法与锂电媲美。

二是充放电效率高的储能产品将释放更大价值。114号文明确，独立储能在充电时视作用户，缴纳上网环节线损费用、系统运行费用和输配电费，放电电量相应退减输配电费，但线损费用和系统运行费用不予退减。

2026年2月，由于容量电价上涨和新能源机制电价差价结算电费开始结算，多省系统运行费折合度电成本大幅提升，11个省级电网超过0.1元/kWh。以往储能充放电是否需要全额缴纳系统运行费存在模糊空间，但新政明确它是储能电站需要自行承担的运营成本。投资者需要精细化运营，通过采用高循环效率产品、优化充放电策略来降低需要付费的净损耗电量。粗放运营或低效产品都会导致利润收窄甚至收支倒挂。

三是从严考核下，储能系统涉及“可调用”的关键性能指标将与收益直接挂钩。114号文强调要加强容量电费考核，引导机组提升生产运行水平。湖北省2026年1月出台容量补偿机制规定，月度实际最大放电功率或单次放电电量未达到申报值和计划值98%的，记一次考核。发生四次扣减当月全部容量电费。年内发生三次容量电费全部扣减，取消容量补偿资格。预计后续各地对储能考核都将日趋从严。

这意味着，储能系统必须在响应速度、稳定性、实际放电功率等关键性能指标上表现良好，才能满足电网顶峰瞬时调用要求，从而持续得到容量电费。电池容量、运行效率、循环寿命等虚标行为将对电站产生显著负面影响。

储能的容量电价怎么算

114号文文件名为《关于完善“发电侧”容量电价机制的通知》，就新型储能而言，它所指的容量电价执行对象是“电网侧独立新型储能电站”，且不包括新能源配储项目。

国网能源研究院财审所副所长张超表示，这是因为文件里的“发电侧”并非是在强调物理位置，而是按照为公共系统提供的实际功能来界定补偿价值。新型储能在顶峰时段为电力系统提供稳定的供电能力，功能上具有“类发电”属性，应当被纳入发电侧容量价值付费的框架中，享受“同工同酬”的待遇，这是政策的基本思路。但新能源电站配储项目的服务对象是特定电站，不作为公共系统资源，因此被排除在容量电价机制范围外。

外界最关注的容量电价金额，114号文给出了明确的计算公式：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），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。

这意味着，容量电价水平的上限锁定在了煤电容量电价水平。

张超分析，煤电是目前我国电力系统中最主要、最可靠的调节电源，可以实现长时间持续顶峰，以它的容量电价标准为衡量系统容量价值的“锚”，可以将不同技术路线的电源置于同一价值尺度上衡量，有利于体现公平公正。

截至2月5日，全国已有16个省级电网公布了2026年煤电容量电价，云南、甘肃将煤电容量电价一次性顶格调整到330元/kW·年，四川、天津将煤电容量电价调整到231元/kW·年，其余省份调整到165元/kW·年。

上述调整是根据国家发改委和国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》而确定的。据该通知，2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50％，即165/kW·年。这意味着剩余未公布煤电容量电价的省份，最低将调整为165元/kW·年，最高可与云南和甘肃看齐。

上限虽定，但储能实际能拿多少，很大程度上取决于电站的满功率放电时长和本地净负荷高峰的比值。

这个新引入的计算公式中存在两个关键要素，前者是指储能电站以额定功率持续放电直至能量耗尽的总时长，一个100MW/200MWh的电站，满功率连续放电时长即为2小时。

后者则是指在全年所有需要顶峰供电的时刻中，剔除风电、光伏等不可控电源出力后，系统净负荷高峰持续时间最长的那一时段的长度，由本地电网结合经验数据和仿真模型估算得出。

甘肃省在2025年底出台的容量电价试行机制中首次明确“系统净负荷高峰持续时长暂定为6小时”，其余省份虽然没有明确提出，但是曾将类似概念的折算比例定在10小时、6小时或4小时，可以作为参照系数。这表明，目前占据市场规模半数以上的2小时级储能在容量电价折算标准前将大打折扣，4小时以上的长时储能得到的容量补偿将比之翻倍甚至更多。

如果细看这个公式还会发现，容量电价对于功率没有提出要求，计算的仅是满功率下两个时长的比值。但这不能轻易得出“低功率高时长的储能系统就比高功率高时长、高功率低时长的储能系统更占便宜”的结论。

原因有二：一是114号文明确“电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措等另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定”。功率过低的产品对电力系统的支撑能力有限，可能因无法进入清单范围而丧失获益资格。

二是除折算比例外，地方将考虑本地电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定容量电价水平。此前数个省份出台的机制引入了更复杂的参数，包括采用容量供需系数而非单纯时长供需系数。例如，甘肃规定，电网侧独立新型储能可获得的容量电费为“申报容量、可靠容量补偿标准和容量供需系数三者的乘积”。容量供需系数为容量需求除以可靠容量，按年确定，数值大于1时取1。

因此，放电时长对储能收益的影响并不绝对，资方应当根据地方政策综合考虑多重维度。既包括放电功率、供求关系等因素影响下的容量收益，也要比较电能量和辅助服务市场构成的多元收益。

新政下的不确定性

中关村储能产业技术联盟公布的数据显示，2025年新型储能累计装机规模144.7GW/373.7GWh，同比增加84.8%/102.9%，是“十三五”末的45倍。同期新增投运项目平均时长2.85小时，2到4小时的项目数量占比达八成。考虑到容量电价给予固收保障、度电成本进一步降低等积极因素，预计中国2030年新型储能累计装机规模保守场景下将达到371.2GW，理想场景下将达到450.7GW，未来五年复合增长率分别约为20.7%和25.5%。

尽管整体增长潜力良好，但114号文也给新型储能带来几个新的不确定性，可能会影响局部地区投资节奏。

一是系统运行费会“吃掉”储能电站的部分利润。114号文明确，容量电费、可靠容量补偿费用均纳入当地的系统运行费用，由全体工商业用户分摊。储能电站在充电时，视作用户，也要支付系统运行费用，且在放电时不予退减。

2026年2月，由于容量电价上涨和新能源机制电价差价结算电费开始结算，多省系统运行费折合度电成本大幅提升：11个省级电网折合度电成本超0.1元/kWh，海南、黑龙江和广西数值最高超0.13元/kWh；15个省级电网同比增长超1倍，安徽、辽宁因基数较低同比增长最高超30倍。

在现货和辅助服务市场收益未显著提升的情况下，水涨船高的充电成本会挤压充放电价差套利空间。有业内人士建议，可将系统运行费按分时或参考现货实时价格的分时均价按比例收取，以减轻储能充电成本压力，或是考虑到系统运行费的构成，可对与系统调节直接相关的费用执行基于峰荷占比的分摊机制，对与社会责任相关的费用保持按电量均摊。相关政策仍在研究中。

二是新旧政策如何衔接尚未明确。一方面，此前内蒙古等省出台的新型储能激励政策与114号文的标准存在明显差异，例如地方按照实际放电量而非顶峰能力进行补偿，补偿费用是由发电机组根据装机容量分摊而非纳入系统运行费由用户承担。这类政策是否延续、过往政策是否取消，可能会对已投资的存量储能项目投资收益造成冲击。

另一方面，有业内人士担心，新增容量收入可能会促使部分地区人为控制现货市场价差或调整辅助服务市场规则，降低储能的整体收益，从而抵消新政带来的利好。这需要等待地方出台新老政策衔接细则才能确定。

三是“圈而不建”导致资源错配。114号文公布以后，储能业界闻风而动。有市场人士反映，上周末已有地区紧急备案储能电站。这类行为易导致优质资源被占用却无法及时转化未有效供给，不利于行业健康持续发展。

对此，中关村储能产业技术联盟提醒，地方主管部门要提前开展需求发布与风险预警，避免“一哄而上”导致资源浪费，防范“一哄而散”引发市场波动。通过建立严格的优质项目遴选机制、规范的项目管理制度、科学的评估考核体系，强化市场引导与过程监管，确保政策红利精准流向可靠、优质的储能项目。