1月30日，国家发展改革委网站发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114号）》（下称 “114号文”）。其中指出，各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。
业内认为，114号文的出台，首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，以“同工同酬”为核心原则，将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制，有利于增强电力安全保供能力，调动调节性电源建设积极性、提升顶峰出力，更好支撑新能源消纳利用，助推能源绿色低碳转型。
国家能源局最新数据显示，截至2025年底，我国新型储能装机规模已高达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，功率规模相较于2024年底增长84%，与“十三五”末相比增长超过40倍。
数据显示，2025年，全国新型储能等效利用小时数达到1195小时，较2024年大幅提升近300小时，其作为电力系统“稳定器”和“调节器”的价值日益凸显。
确立储能核心地位
114号文的出台有一个直接原因，即原有容量电价机制面临三大结构性矛盾：其一，煤电因利用小时数持续下滑，导致容量电费回收机制难以覆盖其固定成本；其二，抽水蓄能项目受制于缺乏成本疏导渠道，投资回报周期过长；其三，气电与新型储能则因各地补偿标准差异显著，陷入“同工不同酬”的竞争困境。从根本上破解公平竞争缺失与商业回报模糊的行业痛点迫在眉睫。
中科类脑智能技术有限公司高级副总裁李明明在接受《国际金融报》记者采访时表示，114号文出台的最大意义在于其将储能发展的核心地位进行了明确。过去，储能长期处于电力系统的“边缘角色”，虽被寄予厚望，但缺乏清晰的市场定位和收益机制。此次从制度层面为储能“正名”，真正将其推上了新型电力系统的核心舞台。同时，还提高了独立储能发展的技术门槛，即有“顶峰能力”的储能企业才能拿到政府补贴资金。尤其利好拥有4小时以上长效储能项目的企业。
李明明强调，虽然业内都认为储能发展的“春天”来了，但仔细研究会发现，114号文并不是简单的普惠暖风，而是将技术门槛提高了，机会将属于真正具备技术纵深、运营能力和商业洞察力的企业，他们不再是简单的设备供应商，而是能担当新型电力系统的“调节中枢”与“价值枢纽”的企业。
中关村储能产业技术联盟解读称，正值“十五五”开局之际，该文件的出台，标志着我国新型储能产业迎来里程碑式政策突破，也意味着独立新型储能完整收益版图成型，即电能量市场收益、辅助服务市场收益、容量电价收益三大板块协同发力，为产业可持续发展筑牢了收益根基，点燃了行业发展信心。
李明明表示，114号文件的出台并不是孤立的，在电力交易市场全国统一大市场建设的大背景下，国家陆续出台了一些关键文件，尤其是2025年从发电侧市场化出台的136号文，从用户侧接价机制出台的1502号文和1656号文，以及从调节侧/系统侧出台的114号文。上述文件的出台都涉及电力市场深化改革闭环上的关键部分，目的是让新型电力系统更灵活的同时，满足市场化需求。
重构盈利模式
万创投行研究院院长段志强在接受本报记者采访时表示，114号文的出台不仅是对储能发展身份的确认，更是一场盈利模式的重构。它像一把钥匙，打开了工商业储能从“单一套利”迈向“多元收益”的大门，也让“自储自用”真正具备了可持续的经济逻辑。
过去，工商业储能的收益几乎全靠峰谷套利一条腿走路，经济性高度依赖电价差，随着114号文及一系列配套政策落地，工商业储能的盈利模式正加速向“容量收益+电量收益+辅助服务收益”三维协同演进。
可以预见的是，114号文将带来一波制度性红利。虽然当前容量电价主要面向电网侧独立储能，但其释放的信号明确：储能的容量价值被正式承认。这为未来工商业储能参与容量市场预留了政策接口，部分园区已开始探索“共享储能+容量租赁”模式。此外，该政策也有利于“储能+绿电”模式下的企业发展，可帮助企业降低碳排放强度，获取碳收益或绿证收入。
段志强认为，114号文的出台，利好“自储自用”企业，“自储自用”模式正迎来历史性拐点。
记者注意到，阳光电源和海博思创是国内储能领域的“双雄”，二者在长效储能电站布局上走出了两条差异化路径。比如，阳光电源依托其全球光伏逆变器龙头地位，将储能系统深度嵌入新能源发电体系，推出“高压实磷酸铁锂+智能EMS”组合方案，支持4—8小时连续放电，适配西北大型风光基地调峰需求，打造了“发电—储能—并网—运营”全链条解决方案。其代表项目如内蒙古某400MW/2400MWh独立储能电站，采用“光伏+储能”一体化设计，参与现货市场与辅助服务双轨运行。此外，该公司与巴西签署了2.5亿美元“光储充”项目，探索新兴市场容量租赁与电力交易结合的新模式，打造了“设备销售+运维服务+电力交易分成”多元收益模式。
海博思创则以“大储集成+AI智能运维”深耕国内市场，该公司专注于电网侧和发电侧大型储能系统集成，凭借对国内电网调度机制的深刻理解，成为多个央企储能项目的首选供应商。
该公司在大容量系统创新方面不断突破，其代表项目包头卜尔汉图400MW/2400MWh储能电站，单项目规模达2.4GWh，采用6小时长时设计，核心指标在线率>99.5%，并网点效率>90%。目前，该公司已探索将“独储+运维”作为第二增长曲线，将设备销售延伸为长期服务收益。
公开信息显示，截至2026年年初，全国已有湖北、甘肃、宁夏、浙江、河北、广东、内蒙古、新疆、安徽等9省市明确出台独立储能容量补偿政策。其中，湖北、甘肃、浙江等地已明确将放电时长纳入“有效容量”折算，6小时储能可获得1.5倍以上等效容量，显著提升单位收益。
倒逼系统重视消纳能力
“十五五”规划建议提出，要建设能源强国，但是我国面临“缺油、少气”的资源约束，必须通过系统性变革与战略转型，将“风光无限”的可再生能源潜力转化为综合能源实力。具体路径是以新能源为主体、传统能源清洁转型为支撑、技术创新为驱动、安全高效为底线，实现从“能源大国”向“能源强国”转变。
尽管我国新能源发展势头强劲，但西部清洁能源富集区与东部负荷中心之间的供需错配日益凸显。主要表现在，西部绿电外送通道建设滞后导致“弃风弃光”现象时有发生，而东部经济发达地区却面临绿电供给不足的结构性矛盾。与此同时，风光发电固有的间歇性、波动性特征对电网调峰能力提出严峻挑战，加之新能源参与电力市场的机制尚不完善，其经济性优势未能充分转化为市场竞争力。这些发展中的系统性矛盾，正成为制约新能源高质量规模化发展的关键瓶颈。
114号文之所以强调“服务于电力系统安全运行”，本质上是在倒逼下游消纳能力提升。因为只有当终端用户具备灵活调节能力，新能源才能真正“发得出、用得上”。过去几年，“新能源+储能”多为强制配建，储能沦为“摆设”。如今，政策鼓励通过动态评估、并网优先、保障利用小时数倾斜等方式，激励主动配置储能的项目。这意味着，谁有消纳能力，谁就能优先并网、多发电、多收益。
数据显示，储能的顶峰能力突出，已成为保供的重要支撑。2025年迎峰度夏期间，国家电网经营区新型储能最大放电电力达4453万千瓦，可调最大电力6423万千瓦，晚高峰平均顶峰2.4小时，集中调用顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量。
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