“114号文”定调容量电价，新型储能迎来“保底收益”时代

时隔一年，储能行业再度迎来重磅政策。

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2025年2月9日，“136号文”的出台正式终结了新能源强制配储的行政约束，推动储能产业实现关键转型——从政策驱动下的配套附属品，升级为市场驱动下具备独立价值的核心主体。同时，该文件以“存量过渡、增量市场”的双轨机制为指引，推动储能行业摆脱单一配套属性，向聚焦综合收益提升与核心技术创新的高质量发展模式稳步迈进。

时隔一年，储能行业再度迎来影响深远的重磅政策加持。

1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（下称“114号文”），明确提出：各地可结合当地煤电容量电价标准，综合考量储能放电时长、顶峰保供贡献等核心因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

若说“136号文”为新型储能打通了收益多元化通道，搭建起多元盈利的基础框架，那么“114号文”则进一步完善机制设计、破解行业发展堵点，真正补齐了新型储能收益体系中至关重要的最后一块拼图。

那么，什么是容量电价？

容量电价机制又将如何影响储能行业发展？

又有哪些企业将会受益？

容量电价落地

储能行业告别“唯量论”

容量电价核心是按发电、储能设施的可用容量给予固定成本补偿，聚焦“购买可用能力”而非“实际发电量”，以此保障电力系统安全稳定运行及调节能力，更是支撑新型电力系统建设的关键支撑工具。

这一机制本质上是为煤电、抽水蓄能、新型储能等特殊电源量身定制——这类电源不以“卖电量”为核心盈利模式，而是以“随时待命、提供应急调节服务”为核心价值，容量电价正是对其“随时可用”能力的固定补偿，破解了此类电源固定成本回收难的痛点。

过去几年，我国新型储能行业实现快速扩张，但发展质量参差不齐，滋生了一系列突出问题：收益过度依赖峰谷价差、项目选址盲目追随地方电价政策、商业模型高度依附地方财政补贴。这些问题直接导致行业出现实际利用率偏低、项目内部收益率（IRR）虚高的乱象，严重制约行业长期健康发展。

在此背景下，“114号文”出台，针对性开展系统性纠偏，通过容量电价机制重构行业发展逻辑，推动储能行业实现质的有效提升和量的合理增长。

在收益结构上，“114号文”的核心突破的是推动储能项目构建“容量+电量+辅助服务”三元收益体系，从根源上解决了行业盈利不稳定的核心痛点。其中，容量电价作为保底收益来源，为储能项目提供了稳定可预期的现金流——即便项目未实际放电，只要具备持续稳定的顶峰调节能力，即可获得相应容量补偿。这种“能力付费”模式大幅降低了项目投资风险。同时，三元收益结构弱化了项目对峰谷价差的依赖，使储能项目在峰谷差较小但调峰需求迫切的地区也能实现经济可行，有效拓宽了行业区域布局空间。

在技术路线上，“114号文”彻底扭转了行业“唯容量论”的认知误区，推动行业技术导向从“低成本、高容量”向“高安全、长寿命、长时化、智能化”深度转型。随着容量电价机制落地，长时储能（4小时及以上）成为政策重点扶持对象，企业将逐步加大长时储能技术研发投入，液流电池、压缩空气储能等适配长时放电需求的技术路线将进入快速发展期。

与此同时，为最大化容量电价收益，企业将更加注重储能系统的顶峰能力和运行稳定性，倒逼BMS/EMS等控制系统智能化升级，优化充放电策略，确保储能项目在系统顶峰时段“靠得住、调得动、用得上”。

在市场格局上，“114号文”将推动电网侧独立储能成为行业投资新热点，引发市场主体新一轮布局热潮。此前，受盈利稳定性不足影响，储能行业投资主体以民营企业为主，国央企参与度较低；而“114号文”确立的稳定收益预期，将显著激发国央企投资意愿——作为追求长期平稳收益的市场主体，国央企具备低融资成本优势，储能项目在容量电价保障下，已成为其优质投资标的。

在行业生态上，“114号文”将推动储能行业构建“政策引导、市场主导、多方协同”的良性发展生态。一方面，容量电价机制的落地将吸引银行、保险等长期资本入场，有效降低储能项目融资成本，缓解企业资金压力，为行业规模化发展提供坚实资金支撑。另一方面，政策推动储能与煤电、气电、抽水蓄能等调节性电源“同工同酬”，明确了储能在新型电力系统中的核心调节地位，推动储能深度融入电力系统规划、建设、调度全过程。

总体而言，“114号文”的出台是我国储能行业发展史上的关键转折点，其核心价值在于通过容量电价机制，完成了储能容量价值的制度性确认，推动行业摆脱对政策补贴的依赖，迈入市场化高质量发展新阶段。这一政策不仅破解了行业长期面临的盈利不稳定痛点，引导行业向长时化、安全化、智能化转型，更激活了行业投资活力，推动储能成为新型电力系统中不可或缺的灵活调节资源，为我国能源绿色低碳转型和“双碳”目标实现提供了有力保障。

9省份率先发力

储能容量补偿政策差异显著

在“114号文”出台前，全国已有湖北、甘肃、宁夏、内蒙古、广东、浙江、河北、山东、新疆9省份率先出台新型储能容量补偿相关机制。

其中新疆是9省份中最早落地该政策的地区，其对纳入补偿范围的独立储能项目未作出过多限制性要求。2023年5月，新疆发改委印发《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》，明确对辖区内建成并网的独立储能电站实施容量补偿，并划定了2023至2025年三年期的具体补偿标准。

同年7月25日，山东发改委等四部门联合印发《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，区别于新疆的普惠性政策，该文件针对试点长时储能项目加大容量补偿力度，并明确了严苛的试点门槛，具体包括：项目规模不低于10万千瓦、满功率放电时长不低于4小时、电-电转换效率不低于60%（综合能量效率高于80%可放宽至55%）、项目寿命不低于25年、建设期控制在2年以内。

进入2024年，浙江、广东两省相继跟进出台容量补贴政策，“列入年度建设计划、纳入试点示范项目”成为两省补偿政策的共性前提。

2024年5月，浙江省发改委、能源局联合印发《新型储能容量补偿资金分配方案》，明确补偿对象覆盖全省11个设区市，由各市对列入新型储能建设计划、且在2024年6月30日前完成并网试验的电网侧新型储能项目实施补偿，补偿总规模不超过130万千瓦。

2024年10月，广东发改委发布《关于我省独立储能电站试行电费补偿机制等有关事项的通知（征求意见稿）》，明确独立储能电站需满足以下两个条件之一方可获得电费补偿：一是获得国家或省级能源主管部门认定的新型储能试点示范项目；二是纳入2023至2025年年度计划，且在2025年底前进入商业运营。

2025年12月31日，湖北发改委、能源局联合印发《关于建立新型储能价格机制的通知》，既明确了“对电网侧新型储能中的独立储能建立容量补偿机制”，以及“由省发改委、能源局会同省电力公司，根据电力系统节点调节容量需求，定期公布纳入补偿范围的独立储能项目清单”，还新增了一项特殊要求——“享受容量补偿的项目不得租赁容量”，这一规定在其他省级政策细则及“114号文”中均未提及。

从补偿形式来看，多数省份以固定容量电价补偿为主，具体标准差异显著：甘肃330元/kW·年、浙江170-200元/kW·年、宁夏165元/kW·年、湖北165元/kW·年、广东100元/kW·年、河北50-100元/kW·年，其中甘肃的补偿力度最大，凸显了当地对独立储能保供价值的高度重视。

另有部分省份采用放电量补偿模式，且补偿标准逐年调整。内蒙古2025年补偿标准为0.35元/kWh，2026年下调至0.28元/kWh，执行期共计10年，补偿费用由发电侧电源企业分摊；新疆同样实行逐年递减20%的标准，2025年补偿标准为0.128元/kWh。

尤为值得关注的是，多地已将容量补偿与项目考核挂钩，体现了政策导向的重要转变——从“为装而装”转向“为用而补”，聚焦激励储能项目真正发挥实效。例如，湖北采用“165元/千瓦·年+严格考核”的模式，将可用容量标准化为“10小时等效”，同时设置“98%调用精度、年等效充放≥240次”的硬性考核指标；宁夏则实行“固定补偿+非停考核”的组合方案，进一步强化对储能项目实际效能的约束。

各省份结合自身能源结构特点，在补偿范围、标准、形式上的差异化探索，既彰显了地方对储能产业发展的精准施策，也为全国性政策的出台积累了宝贵实践经验，为新型储能产业健康有序发展筑牢了政策根基，推动储能从“规模化布局”向“高质量效能化”稳步迈进。

运营商、集成商、供应商

谁将受益？

储能容量电价的核心逻辑的是为储能项目提供“保底工资”，只要储能电站被纳入省级清单，就能按当地煤电容量电价标准和自身放电时长获得固定补偿，放电时长越长，补偿越高，这一机制不仅将项目内部收益率从5%-6%提升至8%-10%，缩短2-3年投资回收期，更推动行业向4小时及以上的长时储能转型，带动储能装机量大幅激增。

当前，行业正从“政策驱动”转向“市场驱动”，进入规模化发展新阶段，而受益企业主要集中在储能运营商、系统集成商、电池与材料供应商等核心环节，同时也辐射到产业链上下游相关领域。

储能运营商作为容量电价的直接受益者，将最先感受到政策红利带来的变化，这类企业直接持有并运营电网侧独立储能电站，容量电价的确定让其获得了稳定的容量电费收入，现金流得到大幅改善，投资积极性显著提升。无论是依托电网资源布局广泛的头部运营企业，还是聚焦区域市场、较早布局独立储能电站的企业，都能凭借现有并网项目获得稳定补偿，显著改善项目内部收益率，加速现有项目投资回收，同时为后续拓展更多优质项目、扩大布局规模提供有力支撑，进一步巩固行业地位、提升市场竞争力。

系统集成商作为储能项目建设的核心参与者，负责储能系统的整合、设计与建设，直接参与项目投标，在储能装机量激增的背景下，将迎来订单爆发式增长，尤其是具备长时储能解决方案能力、技术优势突出的企业，更能凭借核心竞争力抢占市场先机。这类企业不仅能通过系统集成业务获得充足订单收益，部分采用多元化运营模式的企业，还能通过配套服务享受容量补偿分成，进一步增厚利润空间。

电池与材料商作为储能产业链的上游核心环节，下游储能装机量的爆发式增长将直接拉动其产品需求，头部企业凭借产能优势与技术壁垒，将成为行业增长的最大受益者之一。聚焦长时储能需求、技术领先的电芯企业，将随着行业向长时储能转型实现出货量大幅提升，持续巩固行业龙头地位；核心材料供应商则将依托与头部电芯企业的深度绑定，同步承接下游需求激增带来的发展机遇，通过扩大产能、提升市场份额实现盈利增长。

此外，产业链最上游的资源类企业，也将间接受益于储能电池需求的增长，依托自身资源产能优势，承接需求提升带来的发展红利，伴随行业发展实现价值提升；而布局长时储能相关技术路线的企业，也将在政策倾斜下加速技术产业化进程，获得更多发展机遇。

除了上述核心环节企业，储能产业链上的其他相关企业也将间接受益于容量电价机制的落地。PCS（储能变流器）作为储能系统的核心部件，负责能量转换，其需求与储能装机量同步高增，具备技术优势、市场份额较高的核心厂商，将直接承接行业增长需求，尤其是适配新能源并网需求的相关产品供应商，将在电网侧储能项目放量中持续受益。

总体来看，储能容量电价的确定，不仅解决了储能行业长期以来的收益痛点，重塑了行业盈利逻辑，更以市场化手段引导资源向长时储能、高效储能、电网侧储能集中，推动储能行业进入高质量发展新周期。

随着各地容量电价实施细则在2026年陆续落地，这些受益企业将持续释放业绩弹性，分享储能市场化发展的巨大红利，同时也将推动储能行业不断迭代升级，为新型电力系统构建提供坚实支撑。

来源：储能头条

关键词： 储能行业 储能容量电价 新能源强制配储