2026年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》（下称“114号文”），完善了煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能四类能源的容量电价机制。

对于储能行业而言，此前，部分先行省份已探索过容量电价补偿机制，而114号文则是首次在国家制度层面明确新型储能的容量电价制度。通俗地说，就是相当于给符合标准的储能定下了“底薪”。那么，这份“底薪”因何而来？如何计算？它对储能行业又意味着什么？今天就来详细聊一聊。

什么是“容量电价”？为什么叫它“底薪”？

在电力市场中，主要有两种定价逻辑：

电量电价：按实际发了多少电、卖了多少电来结算。类似于“计件工资”，发得越多，收入越多。

容量电价：是为了购买发电机组的“有效容量”，也就是为“随时发电的能力”而支付的费用。容量电价更像“底薪”，只要电站能随时响应电网的召唤，即使不实际发电，也可以得到这笔钱。

这两种价格对应的是电站的不同价值：电量电价补偿的是发电量价值；容量电价补偿的是“随时待命、顶峰保供”的价值。

新型储能此前主要依赖赚取峰谷价差和少量的辅助服务费，但收益高度依赖市场波动和地方政策，可能会存在无法回收固定成本的情况。通过容量电价机制，能够基于储能的作为“容量资源”的存在价值给予储能一份“底薪”，让它们即便发电量不多，也有动力留在系统里，随时为电网安全保驾护航。

“底薪”给谁发？——独立新型储能，清单制管理

并不是所有建成的储能电站都能领到“底薪”。114号文划定了一个明确的范围：

【限定于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……实行清单制管理。】

可以看到，这里存在两个门槛：

第一，必须是未参与配储的“独立新型储能”。

配储：是为了满足某一新能源电站自身的并网要求而建立的储能，像是新能源电站的“附属配件”，首要功能是服务于本体新能源场站的并网与运行，其调度与收益机制通常与发电侧绑定，不享受此次的容量电价。早期政策曾要求新能源电站强制配套一定比例的储能设施，而2025年2月136号文[1]的发布标志着强制配储要求取消。

独立储能：顾名思义，是拥有独立市场主体身份，具备独立运营、核算的能力的储能。它们直接听从电网调度中心指令，具有随时待命的“容量价值”，所以可以领取“容量电价”的“底薪”。

第二，还需要在清单制管理下“榜上有名”。

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。因此，并不是所有独立储能电站都能领取到这份“底薪”，例如那些不符合技术和调度考核要求的项目，可能无法纳入清单。

“底薪”发多少？

114号文给出了独立储能容量电价的大致计算规则：

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。

其中：

注：折算比例最高不超过1。

这个公式意味着，储能不仅要看功率（爆发力），还要看时长（耐力）。储能能够连续放电的时间越长（越接近电网的高峰缺电时长），折算比例就越高（最高不超过1），拿到的钱就越多。

当然，114号文中也提到了，在上述的计算规则的基础之上，还需要“考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定”，因此实际执行过程中并不是简单地“按照公式发钱”。

114号文对于储能行业有何意义？

1、改善储能盈利模式，有望提升储能项目吸引力

114号文首次在国家制度层面规范容量电价制度，为符合条件的独立新型储能提供了一块可预期的、相对稳定的收益渠道，有望改善其商业模式和经济性，刺激电网侧独立新型储能项目的投资热情。

2、有望促进长时储能的发展

容量电价定价时按照顶峰支撑能力来折算容量电价，把价格信号对准“在负荷高峰能连续顶多久”的能力，而不是简单看装机多大，有助于促进行业竞争标准向长时储能的方向发展。

3、加速行业尾部出清

储能的容量电价实行清单制，那些质量低劣、无法响应调度的“劣质产能”可能被市场淘汰，促进行业良性发展。

[1] 即2025年2月发改委与国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，其中明确不得再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，即取消强制配储要求。