1月27日，国家发改委、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)，明确新型储能按照可靠容量获得容量电价。全国性容量电价政策发布，补齐了新型储能商业模式中缺失的最重要一角，极大利好整体行业的发展。 一、政策解读 114号文明确了分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，优化电力市场机制；电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。重点内容如下：

（一）分类完善容量电价机制

1.完善煤电及天然气发电容量电价机制。按照发改价格〔2023〕1501号要求，将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%。省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定

2.完善抽水蓄能容量电价机制。633号文件出台前开工（2021年4月）建设的电站，容量电价继续实行政府定价，具体由省级价格主管部门按照633号文件办法核定或校核。 按照633号文件明确的逐步实现主要通过参与市场回收成本、获得收益的精神，该文件出台后开工建设的电站，，由省级价格主管部门每3—5年按经营期内弥补平均成本的原则，根据633号文件明确的成本参数规则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价（满功率发电时长低于6小时的相应折减）。执行年限可统筹考虑电力市场建设发展、电力系统需求、电站可持续发展等情况确定。同时，抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场，获得的市场收益按比例由电站分享，分享比例由省级价格主管部门确定；其余部分冲减系统运行费用、由用户分享。

3.建立电网侧独立新型储能容量电价机制。对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电站，各地可给予容量电价。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（折算比例为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），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。 电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，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，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。

（二）有序建立发电侧可靠容量补偿机制
可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。可靠容量补偿机制体现以下原则：
1.按省统一制定标准。电力现货市场连续运行后，按省适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础。新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建立可靠容量补偿机制。在国家指导下，具备条件的地区可结合电力市场建设情况适时通过容量市场等方式形成容量电价。
2.合理确定补偿范围。可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组；对获得其他保障的容量不重复补偿。政府定价的机组，不予补偿。
3.做好与容量电价政策的衔接。可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价。省级价格主管部门可在市场体系较为健全的基础上，对本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站，统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场、市场收益全部由电站获得。鼓励633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站自主选择执行可靠容量补偿机制并参与电力市场。

（三）配套政策
1.完善电力市场交易和价格机制。煤电容量电价机制完善后，煤电的固定资产已有可靠的回收渠道，逐步放宽对电能量市场的限制：适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，在确保电力电量平衡的情况下适当放宽煤电中长期合同签约比例要求。年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。
2.完善电费结算政策。可靠容量补偿费用，纳入当地系统运行费用。现货市场连续运行地区，抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行；现货市场未连续运行地区，抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电（放电）价格形成方式由省级价格主管部门统筹考虑各类技术路线充放损耗等确定。

3.明确了新型储能等缴纳各项费用的方式。对于新型储能是否缴纳输配电价、系统运行费等电价及费用，在不同政策文件中提出减免与优惠，但未形成统一的执行意见。114号文进行了明确：抽水蓄能、电网侧独立新型储能抽水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；发电（放电）电量相应退减输配电费。

二、新型储能容量电价出台的巨大意义

（一）容量电价是破解新型电力系统容量安全的钥匙 高比例新能源的发展使容量机制建立更具急迫性。新能源的发展，一方面使火电发电利用小时快速下降；另一方面新能源零边际成本特性，带来电能量市场价格的快速下降，仅靠电能量市场无法实现火电、气电、储能等容量效果较强的电源成本回收，制约了有效容量方面的投资，电力系统供电充裕度存在较大隐忧。 国内外经验表明，容量电价是破解电力系统可靠容量增长的钥匙，对于新能源高渗透率的电力系统尤其如此，国内抽水蓄能、煤电容量电价出台也提供了明证。 对于煤电“老大哥”，在向调节性、保障性电源转型过程中，其生存也离不开容量电价。发电利用小时的降低，叠加煤价上扬的背景，2021年以来煤电出现大面积亏损，既有煤电生存和新增煤电投资难以为继，电力保供面临巨大的威胁。2023年11月，国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，建立了全国基本统一的燃煤容量电价机制。

（二）建立了基本公平的容量补偿机制 抽水蓄能、煤电两部制电价运行模式先后确定，容量电价归入系统运行费，是对抽蓄、煤电公共属性的认可。而新型储能作为新的主体，是未来电力系统调节性、保障性电源最有前景的方向。
新型储能作为调节资源，没有基础发电收入，仅通过参与电能量市场、辅助服务市场的收益存在较大的固定资产回收风险。储能发展之初力量最为薄弱，对于容量电价支持的迫切性最高，114号文确定的可靠容量补偿机制，将电网侧独立新型储能纳入，将对新型储能发展形成巨大利好！ 114号文提出：按省适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础。未来结合电力市场建设情况，过渡到通过容量市场等方式形成容量电价。本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站，统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场、市场收益全部由电站获得。 以上体现了以可靠容量为基数，进行公平补偿的原则，为建立容量市场创立了条件。未来将形成良性竞争格局，容量补偿标准或容量电价将由边际容量成本决定，有效促进容量成本的下降。

三、容量电价的后续执行及重要影响

（一）各省容量电价趋势判断 2025年，136号文的发布，使新型储能容量电价的出台更加紧迫。136号文要求不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。彻底终结新能源强制配储能的不合理政策，随着新型储能运行性能的提升及成本的下降，出台新型储能容量电价机制更有技术可行性和政策迫切性。114号文正是在这一背景下应运而生。类似136号文，在确定全国性容量电价原则的同时，将具体执行细则制定的主动权交给了各个省份。根据判断，后续各省容量电价出台将呈现以下趋势： 1.可靠容量核定趋向科学化，长时储能需求增加。根据114号文提出的有效容量核定方法以顶峰能力为基础，全年最长净负荷高峰持续时长将是最重要的参数。目前，宁夏、甘肃等省该值取6小时，湖北取10小时，为确保大比例新能源电力系统中容量支撑的可靠性，长时储能（6小时以上）需求将增加。 2. 新型储能容量收入占比提升。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，随着煤电转型的深入，煤电容量电价仍有提升空间。煤电容量电价标准2026年上调至不低于165元/kW·年，储能容量补偿水平预计也将相应增加，容量电价在新型储能收入中的占比也将提升。 3.容量市场机制将逐步引入：未来容量电价将从相对固定的价格机制过渡到市场化定价机制，通过容量拍卖等竞价机制确定容量电价，容量电价将由边际机组容量成本确定。容量市场机制将更加完善，有利于促进容量资源的合理配置，节约全社会成本。

（二）新型储能的星辰大海 今年新型储能市场的红火正是基于容量价格出台的预期，而可靠容量补偿的正式确定，更为新型储能收益提供了强有力的预期，新型储能市场发展也驶入了快车道。根据中关村储能联盟数据，2025年底新型储能装机已达到1.4亿千瓦。 9月12日，国家发改委、能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》的通知，通知提出：2027年全国新型储能装机规模达1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约 2500 亿元。容量电价的出台，正式揭开了新型储能的星辰大海，根据当前趋势2027年装机将远超规划值。

近期，习总书记在联合国气候变化峰会发表致辞，宣布中国新一轮国家自主贡献，提出“到2035年，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。”上述新能源发展目标的实现，需要更大规模新型储能的发展。