国家发展改革委、国家能源局近日联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，为其未来发展划定了清晰的收益规则、明确了市场化发展路径。这一政策不仅填补了全国性新型储能容量电价的制度空白，更通过稳定的收益预期激活行业投资活力，为新型储能在

　　“双碳”目标提出以来，我国新型储能取得跨越式发展。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，与“十三五”末相比增长超40倍。平均储能时长2.58小时，相较于2024年底增加0.30小时。与此同时，新型储能调用水平进一步提升。据初步统计，2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时。

　　国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦表示，新型储能灵活调节能力日益凸显，在促进开发消纳、提高系统安全稳定运行和保供水平等方面作用逐步增强。

　　随着能源绿色低碳转型深入推进，风电光伏等波动性可再生能源在新型能源结构中所占比重持续增长，新型电力系统灵活性资源不足的矛盾日益凸显，给电力系统供需平衡和稳定性带来挑战。目前，青海、甘肃等多个地区的发电量渗透率已超过30%，电网午间保消纳、晚峰保供矛盾凸显，系统平衡调节问题突出。

　　中国电力企业联合会副秘书长刘永东说，“十五五”及中长期是新型电力系统构建的关键期，新能源发电装机规模将继续保持高速增长态势，预计年均新增装机2亿千瓦以上。新型储能需要多时长尺度、多元化发展，充分衔接电力市场，保障新型电力系统安全稳定运行。

　　但是随着增量新能源强制配储政策的取消，以往过渡性的容量租赁收益模式无法延续，仅依靠电能量和辅助服务市场，独立储能项目收益难以覆盖投资与运营成本，行业迫切需要明确容量收益相关政策为项目投资建设提供稳定预期。刘永东表示，在此背景下，《通知》从国家层面统一电网侧独立新型储能的容量电价规则，本质是通过制度设计让新型储能的容量价值、顶峰贡献与收益水平精准匹配，破解行业发展的机制性障碍。

　　在刘永东看来，《通知》对新型储能发展具有深远影响，有利于推动形成“可靠容量补偿稳基本、电能量市场和辅助服务增效益”的收益结构，通过建立稳定的收益预期，提升储能项目的经济性，从而加速行业规模化市场化发展。这一机制的核心在于承认并补偿储能为电力系统提供的“容量支撑”价值，而不仅仅是传统的电能量交易价值。

　　与其他常规电源不同，储能电站本身并不增加电力供应，其功能作用主要是为电力系统提供调节服务。因此，建设规模要适配电力系统调节需求，既要警惕“过冷”，也要避免投资“过热”导致的供需失衡。

　　专家表示，对于新型储能行业而言，此次政策落地并非终点，而是市场化发展的全新起点。未来行业将围绕长时化、高效化、智能化方向加速升级，在容量电价的托底保障和市场机制的激励下，新型储能将实现规模化财经热点、高质量发展，成为我国实现能源转型和建设新型电力系统的核心力量和基础保障。新型储能产业迎来关键政策支撑