新年伊始，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，以下简称《通知》），首次从国家制度层面明确电网侧独立新型储能容量电价机制。这一政策不仅填补了我国新型储能容量收益机制的空白，更是能源领域价格改革的重要里程碑，对电网安全稳定运行、市场化转型及未来能源发展格局将产生深远的影响，同时也对电网企业的规划统筹、调度运营与协同管理能力提出了新要求。

一、政策核心突破

《通知》以“分类完善、公平补偿”为原则，构建起适配新型电力系统的容量电价体系，其核心突破体现在三方面。

首先，明确新型储能容量价值，填补收益机制空白。《通知》明确将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纳入容量电价机制。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。这一规则首次从国家层面认可储能的容量价值，解决了此前仅依靠电能量和辅助服务市场难以覆盖成本的行业痛点，形成“容量电价+电能量收益+辅助服务收益”的收益体系，为储能项目提供稳定的投资预期。目前，湖北、甘肃、宁夏等9省市及自治区已率先落地政策，如甘肃执行330元/千瓦・年（火储同补）的补偿标准，按照顶峰放电时长6小时对其容量进行折算。

其次，分阶段施策，兼顾当前与长远。现阶段对新型储能、煤电、气电等分类完善容量电价机制；待电力现货市场连续运行后，建立统一的可靠容量补偿机制，按机组顶峰能力公平补偿，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。这种渐进式设计既适配当前电力市场发展阶段，又为未来市场化改革预留空间。其中，新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，需加快可靠容量补偿机制落地，具备条件的地区可适时通过容量市场形成容量电价。

最后，强化清单管理与考核，确保政策精准落地。《通知》明确电网侧独立新型储能实行清单制管理，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，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。同时，要求各地结合对各类调节性电源管理要求，完善容量电费考核办法并实施分类考核，引导提升生产运行水平、增强顶峰出力能力。对未能达到考核要求的项目，扣减容量电费或可靠容量补偿费用，充分发挥容量电价的激励与约束作用。已有省份率先出台具体考核细则，例如，湖北省明确，针对纳入清单的电网侧独立新型储能项目设置阶梯式考核扣减标准，项目单月触发考核达2次，扣减当月10%容量电费；达3次，扣减当月50%容量电费；达4次及以上，全额扣减当月容量电费。

二、对电网的多维影响

《通知》的出台对电网而言，既是应对新能源高渗透、保障电力安全的“及时雨”，也是推动资源优化配置、加速市场化转型的“催化剂”。与此同时，也对电网企业提出了新的挑战。

一是规划统筹难度大幅提升。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，2025年装机规模同比增长84%。《通知》的印发将进一步推动储能规模扩大。当前，部分地区存在储能项目“碎片化”建设、与电网规划脱节的问题，加之不同技术路线储能的响应特性、建设要求差异较大，如何科学测算区域可靠容量需求，统筹储能布局与电网规划、新能源发展、输配电工程建设，避免重复投资和资源浪费，成为首要难题。

二是调度运营能力面临考验。《通知》对储能调度的精准性、响应速度提出更高要求，而当前储能并网调度仍存在诸多瓶颈。不同厂商的储能系统在通信协议、数据接口、保护配置等方面存在差异，跨区域、跨厂商储能集群调度难度较大。此外，储能系统的寿命管理技术尚不完善，未建立基于电池健康状态的动态调度机制，可能导致资源浪费或调度风险。储能充放电的差异化结算规则，要求电网企业升级结算系统、实现精准计量，对运营管理的精细化水平提出更高标准。

三是配套标准体系有待完善。在储能造价核算、运维规范、安全管理等方面，尚未形成统一的国家标准或行业标准，导致不同项目的建设、运维水平参差不齐。储能系统的使用寿命、使用效果评价等标准，与电网接入、调度运行、安全监管等现有标准衔接不够紧密，存在标准冲突或空白地带。随着长时储能、虚拟储能等新兴技术的快速发展，相关标准的制修订速度跟不上技术迭代步伐，制约了新兴技术的推广应用。

四是多方协同机制尚不健全。《通知》的落地需要电网企业、地方政府、储能投资运营方、用户等多方协同，但目前各相关方之间仍存在协同壁垒。地方政府在清单制定、考核细则出台上进度不一，部分地区出现“一哄而上”建设储能项目的倾向，缺乏科学规划引导。储能投资运营方对电网负荷需求、峰谷价差等数据获取不充分，导致项目选址、运营策略不合理。用户侧储能参与度不高，共享储能模式推广缓慢，难以形成“源网荷储”协同发力的格局。

三、电网企业的角色转变与应对策略

面对政策带来的机遇与挑战，电网企业需通过规划引领、运营优化与协同联动，将政策红利转化为高质量发展的动能。

（一）深化规划引领，推动储能与电网一体化布局

电网企业需立足区域能源资源禀赋与电力供需形势，将储能纳入电网整体规划。一是科学测算可靠容量需求，结合新能源装机预测、负荷特性分析及极端天气场景，测算各区域、各时段的顶峰缺口，明确储能需求的时空分布。二是统筹储能与电网规划，将储能场站纳入电网统一规划，优先在负荷中心、新能源送出断面受阻等关键节点布局储能。三是差异化引导技术路线，根据区域需求特点，在新能源基地推动长时储能，在负荷中心布局短时高频储能，提升系统整体调节效率。

（二）优化调度运营，提升储能协同调节效能

电网企业需加快技术升级与机制创新，提升储能调度运营的精准性和精细化水平。一是开发源网荷储协同调度系统，集成负荷预测、新能源出力预测、储能SOC状态（荷电状态）等数据，运用人工智能算法优化储能充放电策略。二是建立市场化调用与顶峰调用协调机制，明确顶峰时段储能优先接受统一调度，顶峰调用电量补偿容量电费，非顶峰时段允许储能自主参与市场，实现灵活套利。三是实现考核指标在线监测，将储能响应时间、放电深度、可用率等考核指标纳入调度系统实时监测，对可能触发扣减的情况提前预警。

（三）完善标准体系，支撑储能产业规范化发展

电网企业需主动参与新型储能标准体系建设，填补标准空白、完善标准衔接，为产业发展提供支撑。一是构建闭环标准体系，进一步完善新型储能各环节技术标准，加强标准实施评估，推动标准制定、实施、评估、修订的闭环管理。二是加快关键领域标准制修订，优先开展技术相对成熟、具备推广应用条件的储能领域，如储能接入电网、安全管理、运维规范等环节的标准制修订工作，规范行业发展。三是布局新兴技术标准预研，针对长时储能、虚拟储能等新兴技术，提前开展标准预研和制定工作，推动技术研发、试点应用与标准制定协同发展。

（四）强化协同联动，构建多方共赢的发展生态

电网企业需发挥桥梁纽带作用，联动地方政府、储能投资运营方、用户等多方主体，构建源网荷储协同发展生态。一是协助政府完善考核规则，利用电网运行数据，协助地方政府制定科学合理的考核细则。二是引导储能投资科学决策，向潜在投资方开放电网承载力、峰谷价差、弃电情况等数据，引导储能项目在电网需求最迫切的区域、选择最优的技术路线落地。三是探索共享储能商业模式，依托电网平台，整合分散的工商业用户储能资源，参与系统调峰、需求响应，降低用户侧用能成本，同时拓展电网调节资源。