• 事件：国家发改委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，文件明确：建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

点评：业内期待的全国性容量电价政策落地，独立储能“容量电价+现货套利”的收益模式基本成型，装机有望继续有力增长。

容量电价方面，文件确定独立储能可获得容量电价，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。

现货市场方面，文件确定，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。

• 参考甘肃标准，330元/kw*（1-厂用电率1.74%）(配储时长/6h）*供需系数（2025年为89.5%），对应4h配储的补贴标准193元/kw，若按照电芯价格0.35元/wh（碳酸锂价格12万/吨），价差0.26元/wh，对应IRR是8-9%，满足资金方收益率要求。

• 预计后续多省将出台相关补贴，2025年新型储能并网183GWh，2026年仍可实现50%增长至275GWh。

• 碳酸锂价格回调，若价格在12-15万企稳，国内暂缓的新项目预计将恢复。

政策内容梳理

• 独立储能收益模式进一步完善，业主装机积极性有望提升

容量电价计算规则：以当地煤电容量电价标准为基础（165-330元/kw*年），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除以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。

实行清单制管理、加速储能项目建设进度。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，管理要求由国家能源局另行明确。预计对储能电站的申报、考核、建设周期等明显要求，一定程度上推动一部分暂停项目的建设进度。

明确容量电价承担方、电费结算与市场参与。

1. 明确新型储能容量补偿费用，纳入当地系统运行费用，成为电价构成部分，由终端用户承担。

2. 充放电：有现货市场的，充放电均按照现货实时价格；无现货市场时，充电执行工商业用户购电价格，放电价格由省级确定。

3. 输配电费：充电时需缴纳输配电费，放电时退减已缴纳费用。

4. 未来衔接“可靠容量补偿机制”，与煤电、气电等共用同一补偿机制，实现公平竞争。

• 大储迈向高质量发展

近年，我国新能源装机大发展，风光装机在电力结构中占比越来越高，但风光发电随机性、波动性强，必须配套建设一定规模的调节性电源，保障稳定供电。

新型储能在其中承担重要调节任务，截至2025年，我国新型储能累计装机136GW/351GWh，其中2025年新增装机183GWh，同比提升80%。然而仅靠电能量市场无法实现新型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。因此，确立新型储能的容量电价机制，是保障电力系统稳定以及新能源行业稳定发展的必要措施。

2025年国内储能装机快速增长，看好后续装机需求。

1. 1月30日，国家能源局举行新闻发布会，介绍2025年新型储能发展情况。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时（136GW/351GWh），与“十三五”末相比增长超40倍，实现跨越式发展。

根据国家能源局之前披露的数据，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目73.76GW/168GWh,据此计算，2025年国内新型储能投运项目净增长62.24GW/183GWh。

“十五五”规划建议提出“大力发展新型储能”，容量电价政策助力独立储能收益模式，国内储能装机有望继续有力增长。

此次政策给予独立储能容量电价支持，为独立储能项目发放保底收入，再加上独立储能参与辅助服务市场和现货市场的收益，国内储能项目商业模式将基本跑通。

2. 按照顶峰能力的计算方法，预计全国长时储能（>6h）装机占比将显著提升。

3. 文件明确储能在充放电过程中的电价机制，在充电时按单一制用户缴纳输配电价，缴纳线损和系统运行费。充放电效率高的储能电站，所需缴纳的损耗部分输配电价和基金附加更少，经济性会更好。

小结

全国性容量电价政策落地，独立储能作为调节性电源的价值受到认可；独立储能可通过容量电价+现货套利模式获得收益，收益模式进一步完善，装机有望继续有力增长。

需要注意的是，经济性是储能业主装机的核心驱动因素，主要由补贴政策、市场电价、建造成本等因素决定，储能需求可能受到补贴政策、新能源装机、关键原材料价格（如碳酸锂）等不确定性因素的影响。

参考研报

• 20260202-东吴证券-电力设备行业点评报告：全国性储能容量电价出台，独立储能盈利模式重构