114号文用价格机制，引导新型储能往“长时、顶峰导向”演进！

中国储能网讯：

导语：114号文表面看似“完善容量电价”，实质上构建了一个三层机制。

近日，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》（发改价格〔2026〕114号）。

在新能源装机占比不断攀升、电力系统“调节能力”日益成为短板的背景下，这份文件的真正意义，并不在于给煤电涨了多少钱，而是新型储能第一次以“电力安全基础设施”的身份，被写进国家容量补偿体系。从这一刻开始，储能不再只是“配角型资产”，而是正式成为“拿工资的主力调节电源”。

如果说过去十年，中国储能的发展逻辑是“跟着新能源走”，那么从2026年起，储能开始跟着“容量电价”和“可靠容量补偿”走。这背后，是整个电力系统运行逻辑的一次结构性转向。

为什么要重构容量电价？

过去几年，中国电力系统发生了一个根本性变化，新能源已经从“边际电源”，变成了“主体电源”。国家能源局数据显示，截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。截至2025年底，全国新能源装机占比已超过45%，在部分省份（如青海、甘肃、内蒙古西部）甚至超过60%。

但与此同时，新能源的两个天然属性始终没有改变：出力随机，不具备可调度性。

这就意味着一个现实问题，新能源越多，对调节性电源的依赖越强。而当前承担调节任务的，主要还是四类资产：煤电、气电、抽水蓄能、新型储能。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，截至2025年底，中国新型储能累计装机139.2GW/373GWh，较之2024年底增长了86.5%（功率）/111.4%（容量）。2025年，中国新型储能新增装机规模为64.6GW/196.5GWh，较之2024年同比增长52%（功率）/79.3%（容量）。

其中，内蒙古新增装机16.3GW/63.6GWh，占2025年全国新增装机的25.2%（功率）/32.4%（容量），功率和容量规模均居全国第一。内蒙古2025年新增装机储能项目平均时长达3.9小时，4小时及以上长时储能新增装机项目占内蒙古2025年储能新增装机的88.2%（功率）/93.9%（容量）。

新疆新增装机8.4GW/32GWh，占比13%（功率）/16.3%（容量），功率和容量规模均位列全国第二。新疆2025年新增装机储能项目平均时长达3.86小时，4小时及以上长时储能占比78.3%（功率）/88.8%（容量）。

云南新增装机5.6GW/11.6GWh，占比8.7%（功率）/5.9%（容量），功率规模居全国第三。江苏新增装机4.1GW/12.3GWh，占比6.3%（功率）/6.2%（容量），容量规模位列全国第三，功率规模居全国第四。山东新增装机4GW/7.9GWh，占比6.2%（功率）/4.0%（容量），功率规模居全国第五。

此外，甘肃、河北新增装机均超过3GW/10GWh，青海、广东、宁夏、安徽新增装机均在2GW以上。

问题在于，目前承担系统安全责任的电源，赚钱能力反而最差。这正是发改委在政策解读中反复强调的一点：现行机制下，调节性电源“顶峰保供、平时让路”，但商业模型却越来越不可持续。

于是，容量电价的逻辑开始发生变化，从“补贴煤电”，转向“补偿系统可靠性”。

114号文的核心变化是什么？

114号文表面看似“完善容量电价”，实质上构建了一个三层机制。

第一层是短期兜底机制（容量电价）继续存在，但结构更合理。

煤电：固定成本回收比例≥50%，约165元/kW·年；

气电：可参照煤电机制；

抽蓄：新项目实行“一省一价”；

新型储能：首次明确可获得容量电价。

可以看到，这是一个典型的“保底工资”体系。

第二层是中期过渡机制（清单制+折算），尤其针对储能，政策设计极为克制，不是所有储能都有容量电价，只给“电网侧独立储能”、必须列入省级清单、按放电时长折算。

其折算公式也极其关键：折算比例=满功率放电时长/当地全年最长净负荷高峰持续时长（≤1）。这意味着2小时储能，在多数省份只能拿到30%~50%的容量电价。4小时储能，才接近“满额”。本质上，这是在用价格机制，引导储能往“长时、顶峰导向”演进。

第三层是长期目标机制（可靠容量补偿），电力现货市场连续运行后，统一以“可靠容量”作为补偿标准，不再区分机组类型。

这是一个极具颠覆性的表述。意味着未来：煤电不再天然有优势；抽蓄不再享有政府定价保护；储能、气电甚至核电，只要能提供可靠容量，都用同一套规则结算。容量电价，最终会演化成“容量市场”。

对储能行业将产生哪些真实影响？

中国新型储能在过去几年快速发展的同时，产生了如收益靠峰谷价差、项目选址靠“电价政策”、商业模型高度依赖地方补贴等问题，结果导致实际利用率较低、大量项目IRR虚高，因此，114号文对于这些问题进行了系统性纠偏。

1.储能正式拥有“基础收益”

容量电价的本质，是给储能一个确定性现金流。这意味着储能不再完全依赖现货套利；项目可融资性显著提升；保险、银行、养老金开始可进入。从金融视角看，这是储能从“类VC资产”向“基础设施资产”的转变。

2.长时储能价值被重新定价

折算机制，本质上是对技术路线的筛选，谁能顶峰撑得久，谁就值钱。这对液流、压缩空气、重力储能等长时储能技术，都是历史性利好。

3.储能运营时代真正开始

容量电价+可靠容量补偿，本质上要求可调度、可验证、可考核，这意味着储能必须接入调度系统、接受顶峰出力考核、出现“性能不达标即扣费”，即储能从“设备生意”，走向“运营生意”。

对电力系统产生长期影响的三大结构性转变

转变一：煤电从主力电源变成“容量资产”

煤电未来的角色，不再是“多发电”，而是少发电、必须能发、随时顶上，其估值逻辑，也从利用小时×上网电价变成可用容量×可靠性系数，煤电资产，将逐步“公用事业化”。

转变二：电价形成机制从“电量定价”转向“能力定价”

传统电力系统的定价逻辑是谁发得多，谁赚得多，未来电力系统的定价逻辑是谁关键时刻顶得住，谁值钱，这正是容量市场的本质。

转变三：新能源真正获得“系统性支持”

新能源最怕什么？不是电价低，而是“没地方消纳”。而容量电价机制，本质是在给新能源买保险，买的是“有人兜底”，买的是“系统安全感”，这是一种“隐性补贴”，但比显性补贴更可持续。

中国正在重构能源资产的价值坐标系

过去几年，行业一直在问：“储能什么时候才能真正赚钱？”今天，114号文给出的答案是：不是靠补贴赚钱，而是靠制度赚钱。

同时，114号文也释放了一个重磅信号，即中国正在重构能源资产的价值坐标系。

过去的价值锚是发电量、上网电价、装机规模，新的价值锚是顶峰能力、可持续供电能力、系统可靠性，这意味着未来最有价值的资产类型，不一定是“最大发电量”的，而是能在极端天气下稳定运行、能在新能源大规模波动时托底、能被调度系统精确控制。从这个角度看，114号文不仅是一份价格文件，更是一份电力系统的“资产重估说明书”。

2026年114号文的出台，正式揭开了新型储能市场的“星辰大海”，为企业规划、投资及商业模式提供了确定性。从更宏观的视角来看，114号文更标志着中国新型储能发展进入政策护航与市场驱动双轮驱动的新阶段。

以可靠容量为基准的容量电价机制，不仅为新型储能提供了稳定的收益保障，也为整个电力系统调节性、保障性资源的公平竞争和高效配置创造了条件。未来，随着容量市场逐步完善，新型储能将成为推动中国能源体系向绿色、低碳、高效方向发展不可或缺的“压舱石”。