数字储能网讯：1月30日，储能行业迎来里程碑式政策突破！国家发改委、国家能源局联合发布了《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“114号文”)，引发电力行业广泛关注。

作为我国首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制的政策性文件，114号文的核心意义在于通过市场化定价，兑现独立储能的容量价值，加速储能行业高质量发展，成为构建新型电力系统的关键抓手。

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从“度电成本”到“容量价值”

储能收益逻辑重构

读懂新政的关键，在于厘清容量电价的核心内涵，这与我国两部制电价改革密切相关。此前我国实行单一制电价，核心是“用多少电交多少钱”，难以兼顾水电煤气发电下供电安全保障与发电企业合理利润，而两部制电价由容量电价和电量电价组成，更具科学性。

容量电价主要用于回收储能电站的投资、维护等固定成本，核心优势在于，只要储能电站建成达标、纳入清单管理，即便不发电，也能凭借“随时可调用”的容量价值获得稳定收益。

电量电价则用于回收变动费用，如火电的煤炭、水费等，保障企业合理利润，容量电价实行的是补偿机制，电量电价则是价差模式。

对独立储能而言，容量电价的落地，标志着其“电力系统安全保供者”的核心定位得到政策明确，价值从“单纯调峰”升级为“容量保障+调峰辅助”双重价值，实现了从“度电成本思维”到“容量价值思维”的认知跃迁，通过市场化定价机制兑现其容量价值。

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核心解读：3个关键问题

读懂容量电价的“含金量”

适用范围

并非所有独立储能都能享受容量电价，114号文明确了三个核心条件。

服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立储能电站。

同时为了避免市场补贴乱象，实行清单管理，只有纳入清单范围内的独立电站才有获得容量电价资格。

容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，结合顶峰能力折算确定。

定价标准

114号文明确了容量电价并非“一刀切”，其核心折算方式：当地煤电容量电价标准×顶峰能力(储能电站的满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1)，这一规则明确鼓励建设长时独立储能电站。

例如，一座独立储能电站，如果它满功率负荷连续放电时长为4小时，而当地全年最长净负荷高峰持续时间为4小时，那么该储能电站顶峰能力值为最大值1。

收入结构

新政落地后，合格独立储能电站将构建起更为稳健的“铁三角”复合收入模型——“容量电价+电能量收益+辅助服务收益”，使独立储能电站既能凭借容量价值获得稳定收入，又能通过电力现货市场获得电能量价差收益和辅助服务市场系统调节收益，将进一步推动新型储能产业快速发展。

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行业影响：高质量发展提速

长时储能迎来春天

114号文的出台，标志着电网侧独立新型储能政策环境走向成熟，不仅重构了独立储能的收益逻辑，更对投资者、行业发展及电力系统构建产生深远影响，推动产业从规模扩张向高质量发展转型，让独立储能项目的投资回报更具可预测性，为行业长期健康发展注入强劲动力。

智光储能在电网侧独立储能电站具有丰富建设及运维管理经验，级联型高压储能技术凭借响应快、效率高、场站控制简单等多项核心技术优势，为独立储能电站赢得了较高的经济收益，并成为广东省独立储能电站优秀的领跑者。

在114号文容量电价机制等利好政策的加持下，电网侧储能正式进入“基本工资+绩效工资”的收入新时代。我们将结合全国各地区电力市场实际参与运行条件，为客户量身定制最优的独立储能整体解决方案，为保障国家电力容量可靠充裕、促进各电源品种转型定位、推动新型储能高质量发展、有力支撑新型能源体系和新型电力系统建设贡献智光力量。