重磅 首次 国家将新型储能纳入容量电价机制
2026-01-30
中国电源产业网
导语：2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局下发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》。文件明确提及建立电网侧独立新型储能容量电价机制。
2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局下发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》。文件明确提及建立电网侧独立新型储能容量电价机制。
政策核心
总体目的
为适应新型电力系统建设与电力市场发展，保障电力安全稳定供应，促进能源绿色低碳转型，国家发改委、国家能源局联合发文，完善发电侧容量电价机制。
核心措施
分类完善容量电价机制：
● 煤电、气电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，各地可进一步提高。
● 抽水蓄能电站按建设时间区分定价方式，逐步转向市场化回收成本。
● 对服务于系统安全的电网侧独立新型储能，可给予基于煤电容量电价折算的容量电价。
建立可靠容量补偿机制：
● 电力现货市场连续运行后，对煤电、气电、新型储能等机组的可靠容量按统一原则补偿。
● 补偿标准以弥补市场边际机组未回收固定成本为基础，逐步扩展至抽水蓄能等机组。
完善配套政策：
● 调整煤电中长期交易价格下限，鼓励签订灵活价格合同。
● 明确电费结算方式，容量电费纳入系统运行费用。
● 区域共用抽水蓄能容量电费按分配比例分摊。
组织实施要求
● 省级价格、能源主管部门协同推进，建立用户电价承受能力评估制度。
● 加强容量电费考核，对未达标机组扣减费用。
● 电网企业配合数据测算、结算与报送，确保政策平稳实施。
什么是容量电价机制？
容量电价是电力市场中的一种关键价格机制，其核心是为“供电能力”或“调节能力”付费，而非为实际发出的“电量”付费。
为了更清晰地理解，下表对比了传统电价与两部制电价（含容量电价）的区别：
“容量电价机制”本质上是给煤电、抽水蓄能、新型储能等不主要靠“卖电量”盈利，而是靠“随时待命提供服务”的电源单独设立的，这个电价就是对它们“随时可用”这种能力的固定补偿。
机制的建立给煤电转型和储能发展吃了一颗定心丸，让投资者清楚知道如何收回投资并盈利，从而激发投资热情。
利好储能
《通知》将电网侧独立新型储能正式纳入容量电价机制，标志着中国储能行业发展的关键制度性突破。
其核心影响在于，为储能构建了以提供系统可靠容量服务为基础的市场化价值实现路径，推动行业从“政策驱动”向“市场驱动”的深刻转型。
政策最直接的影响是为储能开辟了名为“容量电费”的稳定收益渠道。
这改变了储能项目以往过度依赖峰谷价差套利和辅助服务收入的单一、波动性较大的盈利模式，转而形成 “容量电费+电力现货市场套利+辅助服务市场收入” 的稳健三元收益结构。
其中，容量电费作为可预期的“基本收入”，显著提升了项目的经济可预测性和投资吸引力。
在此基础上，政策有力推动了行业内生驱动力的转换。
此前，新能源强制配储政策虽驱动了装机增长，但也导致了部分低效投资。随着“去强制配储”导向的明确，本次容量电价机制及时接续，为储能创造了不依附于新能源场站的独立市场身份。
只有那些真正能为电力系统提供顶峰容量和灵活调节服务的储能设施，才能获得市场化的价值回报，有望引导投资决策从根本上回归商业本质与真实系统需求。
与此同时，政策通过“清单制”管理等具体设计，明确了电网侧独立储能的公共服务属性与基础设施定位。
这意味着，符合条件、服务于全局系统安全的储能电站，其价值被认可为类似电厂的关键调节资源，其部分成本可通过系统运行费用进行社会性分摊，为大型共享储能电站的发展提供了坚实的政策依据。
当然，新的机制也伴随着更高的技术要求与市场约束。
容量电费的获取与“顶峰能力”紧密挂钩，放电时长将成为衡量其容量价值并决定补偿折算比例的关键技术指标，这将对长时储能技术发展形成明确激励。
更为重要的是，收益与考核并存，文件强调将对机组的实际运行表现进行严格考核，未达到调度要求的将被扣减费用。这意味着储能电站必须保障其运行可靠性、响应速度与可用性，方能兑现容量价值。
不过，最终政策的实际效果将取决于各省细则的制定，包括具体的电价标准、准入条件与考核办法。此外，容量成本向终端用户的传导也需与“用户承受能力评估”相平衡。
但毫无疑问，此政策已为储能行业设定了新的发展蓝图，即通过市场化机制，发现并补偿储能为整个电力系统提供的安全可靠价值，从而引导行业走向更可持续、更高质量的发展道路！（来源：国家发改委）
编辑：中国电源产业网
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