近期，我国储能领域迎来制度层面的关键进展。国家发展改革委、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），明确将电网侧独立新型储能纳入发电侧容量电价机制，确立其容量价值与补偿路径。业内认为，该安排为储能提供更稳定、可预期的收益基础，并通过价格信号引导行业从“唯规模论”转向以“可靠容量”和系统调节能力为导向的高质量发展。 问题：收益结构单一制约储能健康扩张 近年我国新型储能装机快速增长，截至2025年末累计装机规模达144.7GW——同比增加85%——首次突破100GW。规模跃升的同时，行业也暴露出盈利波动大、商业模式偏单一等现实难题。部分项目收益长期依赖电量市场价差、辅助服务等机制，受市场波动与区域规则影响明显，导致现金流稳定性不足、融资成本偏高，进而出现“重建设、轻能力”“同质化竞争”等倾向。如何让储能在电力系统中“有用且有价”，成为推动行业从高速扩张走向高质量发展的关键议题。 原因：系统调节需求变化倒逼价格机制完善 新能源占比持续提升，使电力系统的调节矛盾呈现新特征：在部分时段不再是“电量够不够”，而是“高峰顶得住、极端情况下扛得住”。尤其在全年最紧张负荷高峰期间，系统更需要能够提供稳定功率支撑的资源，以保障供电可靠性和安全裕度。基于此，仅以装机规模衡量储能贡献已难以反映其真实价值，亟需建立与系统需求相匹配的补偿机制，将储能从“市场参与者”继续定位为“调节资源”和“可靠容量提供者”。 影响：容量电价增强可预期性，形成“以能力定价”的导向 114号文的核心在于，将容量电价这一独立于电量交易之外的激励补偿机制引入储能收益体系。与按实际交易电量计费的电量电价不同，容量电价以装机容量及其可用性为基础，体现固定资产投资等容量成本补偿，有助于降低项目对短期市场波动的敏感度。 从机制设计看，文件明确容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，并按照储能顶峰能力进行折算。折算比例以“满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长”为重要依据，且上限不超过1，同时统筹考虑电力市场建设进展和电力系统需求等因素。由此，储能的价值评估从“装了多少”转向“关键时刻能顶多久、能顶多稳”，对行业形成清晰的能力导向。 这一变化将带来多重影响：一是提升项目现金流确定性，改善融资环境，增强对社会资本的吸引力；二是推动技术路线与投资结构优化，价格梯度将促使企业围绕放电时长、可用率、响应速度、寿命衰减等关键指标提升产品与系统集成能力；三是促进资源出清，倒逼低效、同质化项目回归理性，更加贴近电力系统真实需求开展规划与建设。 对策：因地制宜完善配套规则，推动“长短结合、系统最优” 政策落地还需地方细化与市场规则协同。其一，地方在参照煤电容量电价标准制定储能容量电价时，应结合本地负荷曲线、新能源渗透率、调峰缺口等因素，明确高峰持续时长等关键参数，形成透明、可预期的定价与结算规则，减少市场主体的不确定性。其二，健全储能参与电力市场的衔接机制，统筹容量补偿与电量交易、辅助服务、现货市场等收益边界，避免重复补偿或激励不足，推动形成“容量保底+市场增益”的合理结构。其三，强化性能考核与可用性管理，围绕顶峰能力、持续放电能力、调度响应等建立可验证、可追溯的评估体系，确保“同工同酬”落到实处。其四，优化规划与建设节奏，鼓励在高新能源渗透、负荷高峰持续时间较长地区优先布局长时储能，在高峰较短或调节缺口较小地区推动中短时储能与需求侧响应、灵活性电源协同，形成组合式解决方案。 前景：储能竞争将进入“可靠性与系统价值”新赛道 从趋势看，随着容量价值被制度化确认，储能行业竞争重心将从单纯拼装机、拼速度，逐步转向拼可靠性、拼系统集成、拼全生命周期成本控制。放电时长折算机制意味着不同技术路线将面临差异化价格信号：短时储能在部分地区仍有空间，但在高峰持续时间更长、系统对顶峰支撑更依赖的区域，具备更长持续放电能力的项目有望获得更充分的价值体现。另外，储能作为新型电力系统的重要调节资源，其与新能源消纳、保供稳价、应对极端天气等任务的耦合度将持续提升，行业将加速迈向“以系统需求为牵引”的高质量发展阶段。
此次政策的出台标志着我国储能行业发展进入新阶段；从规模扩张到质量提升，从单一收益到多元机制，政策通过制度创新既保障了投资者合理收益，又引导资源优化配置。这种市场化与政策导向的结合，将为新型电力系统建设提供有力支撑。