导读：独立储能的春天来了？

01

绿电供应要稳定

储能需有利可图

1月30日，国家发改委、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），首次从国家层面明确电网侧独立新型储能的容量电价机制。

这意味着储能电站不用再只依赖峰谷套利赚钱，而是能像煤电、抽水蓄能一样，拿到稳定的“容量收益”，独储行业终于迎来制度性保障。

截至2025年12月底，全国新型储能累计装机规模达144.7GW，同比增长85%，增速领跑全球。但高增长背后，盈利难题一直制约行业发展，此前独立储能盈利方式主要靠电力市场套利和辅助服务收益。

而2026年新的容量电价政策落地，从制度上保障了储能电站的基本收益，或将再次点燃独储行业投资信心，被业内称为“独立新型储能市场化发展元年”。

在“114号”新规出台后，针对为何要完善发电侧容量电价机制，国家能源局有关领导表示，现行容量电价机制遇到了一些新情况新问题：

一是部分地区煤电发电小时数快速下降，现行容量电价水平保障力度出现不足苗头；二是现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足，不利于抽水蓄能项目有序发展；三是各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，不利于营造公平竞争的市场环境。

因此，需适应新型电力系统和电力市场体系建设要求，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，适时建立发电侧可靠容量补偿机制，更好保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型。

由此可见，国家之所以要给储能出台容量电价政策，本质上是新能源电力系统建设的迫切需求。

随着“双碳”目标推进，我国新能源装机规模越来越大，但风能、太阳能受制于天时地利的影响，发电不稳定成了最大的供电隐患，尤其是在用电高峰时可能会出现供电不足，而在低谷时又可能出现发电过猛。

这时候储能保供就成了关键，它能在新能源发电多的时候“存电”，在发电少、用电多的时候“放电”，相当于给电网装了大型“充电宝”。但之前由于储能盈利模式单一，投资收益不太理想，导致储能装机增速跟不上风光装机增速，制约了新能源电力消纳。

02

各省电价补贴新政出台

助力独储行业良性成长

在没有容量电价的年代，储能电站主要靠峰谷套利赚钱。但随着新能源装机增加，很多地区的峰谷电价差在缩小，再加上储能本身有充放电损耗，很多项目的收益率都不太理想，甚至出现亏损或搁置荒废的情况。

而新的储能容量电价机制，既能保证保底收益，又能产生向上浮动的收益，将大幅提高社会资本投资独储电站的意愿，让储能行业从“政策驱动”转向“市场驱动”。

目前，全国有9个省份已实行新的容量电价机制。

除了上述已实行的省份之外，另有8个省份明确待落地，青海、河南已出台征求意见稿。其中，青海拟统一容量电价标准为165元/kW・年，覆盖煤电、气电、独立储能。

河南则以储能电站系统循环电效率75%为基准，按照上网电量0.383元/千瓦时兜底收益，对结算不足部分给予补偿，当综合效率低于75%时，按照实际效率除以75%进行折减后兜底收益，容量电价将以165元/kW・年为基准进行折算。

此外，山西、辽宁、黑龙江明确在2026年一季度落地，预计储能容量电价为165-200元/kW・年，四川、重庆、湖南、陕西预计在今年上半年出台细则。

总体来看，大部分地区都已固定总价或单价的形式进行补贴，但山东是个例外。目前，山东地区是按0.0705元/kWh收取用户侧市场化容量补偿费用，新型储能再按月度市场化可用容量占比分配费用，似乎显得更加精细化一些。

值得注意的是，这些容量电价补偿费用并非由地方财政承担，而是最终由全体工商业用户按用电量比例分摊承担，纳入系统运行费用，由电网企业统一收取结算。

这一点与煤电容量电价补偿机制一致，即谁用电谁承担系统备用成本。但这并不是为了加大工商业用户的电费负担，而是为了保障他们的用电稳定。

要知道，当用电高峰时，若没有储能电站保供，可能会出现拉闸限电，这必然会影响正常生产经营。因此，国家出台储能容量电价补偿机制，就是为了鼓励民间资本投建储能电站，避免或减少发生拉闸限电的情况。