即使在假期，上周末（1月31日至2月1日），储能开发商依然在加急备案储能电站开发项目。

这是因为在1月30日晚间，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（下称“114号文”），重新制定了煤电机组和抽水蓄能机组的容量电价机制，明确省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，并首次将新型储能电站纳入容量电价机制。

在容量电价机制下，煤电机组、抽水蓄能机组等可根据成本获得一定固定收益，以补偿其在支撑电网稳定安全运行中发挥的作用。容量电费将计入电网系统运行费之中。

新型储能电站纳入容量电价机制后，意味着其也能获得一定程度的固定收益。

“新型储能纳入容量电价机制，标志着独立新型储能完整收益版图成型。通过电能量、辅助服务、容量电价三大受益板块协同发力，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年。”中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻说。

根据已发布的相关政策，一个典型100MW储能电站，在容量电价机制下可获利超过千万元。

但业内人士也向记者表示，根据114号文内容，储能电站并不能“躺平”，反而需要进一步提升自身运营能力和技术水平，才能“赚到这笔钱”。

远景能源高级副总裁田庆军表示，过去储能行业陷入非理性价格战“内卷”中，市场竞争演变为残酷的“成本底线”比拼，其危害远超商业范畴。更严峻的是，部分企业为生存而低于成本价销售，可通过偷工减料、使用劣质电芯等方式履约，这将严重牺牲电站的长期运行效益与安全，为行业埋下巨大隐患。

“114号文发布后，产品质量更优、系统效率更高、运营服务更好的储能电站，才能获得更多收益，这极大地调动了储能企业加大研发投入的积极性。长期来看，这一机制将推动储能行业从‘拼规模’转向‘拼技术、拼可靠性’的高质量发展阶段。”田庆军说。

未来将设可靠容量补偿机制

容量电价机制此前一直被视为“保底收入”，只要建成电站，就可以按照固定成本的一定比例获得收入。但在114号文框架下，这份“保底收入”未来可能会有变化。

114号文明确规定，电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组；对获得其他保障的容量不重复补偿。政府定价的机组，不予补偿。

新的容量电价标准，将从单一的固定成本，转向“以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展等因素合理确定，并适时调整。”114号文如是表述。

彭博新能源财经发布的报告指出，未来容量电价将日益反映各地区的可靠容量情况，而非单一的全国性基准。发电与储能技术间的竞争将围绕顶峰时段持续稳定供电能力，而非仅凭装机容量。

“在可靠容量补偿机制下，无论采用何种技术，只要能为电力系统提供灵活性，均可以获得补偿；灵活性更高的技术，收益也会更高。”田庆军也向记者表示。

目前，电力系统正需要更多的灵活性资源，以应对不断增长的风光新能源装机。

根据国家能源局发布的《2025年全国电力统计数据》，截至2025年底，太阳能发电装机容量12亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9%。

中关村储能产业技术联盟发布的《储能市场化容量补偿机制》报告（下称“报告”）指出，风光发电装机的迅速增长主要会带来三种典型调节需求：一是因光伏日落时间发电较少带来的快速爬坡需求，二是日内调峰需求，三是新能源装机快速提升、全社会用电负荷持续增长下电力负荷顶峰保供需求。

报告预测，为满足电力系统容量充裕度要求，到2030年，全国需要建成大约300GW的新型储能装机规模。

储能电站收益补齐

“2025年新型储能装机规模再创新高，但行业依然没有探索出成熟的商业模式。容量电价机制的落地，有利于资本市场重拾对储能电站开发的信心。”田庆军表示。

根据国家能源局数据，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，同比增长87%。

田庆军向记者表示，新能源强制配储，是近年来新型储能装机规模快速上升的直接原因之一。

当前，用于容量租赁的独立储能项目和新能源配储项目，是国内投运新型储能项目的绝对主力。2025年，二者新增合计装机近60GW，同比增长50%，占比约90%。

容量租赁指的是需要配建储能电站的新能源企业，可通过在省内自行租赁或购买独立新型储能项目容量的方式。新能源企业愿意付费租赁或购买的核心原因，在于配置储能仍是新建新能源项目核准、并网、上网等前置条件。

李臻表示，2025年初，国家发展改革委、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》，明确“不得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”，这一规定落地后，原本占据储能项目总收益将近50%—60%的容量租赁收益，将逐渐取消。

李臻说，叠加当前电力市场建设成熟度有限，储能电站充放电价差较低的现状，新型储能电站仅依靠参与电能量市场和辅助服务市场获得的收益，难以覆盖投资成本和运营成本。

在收益减少的同时，储能电站上游原材料价格正持续上涨。

从2025年中开始，作为储能电站原材料的碳酸锂，价格从不足7万元/吨迅速上涨至约18万元/吨，目前维持在12万元/吨左右。

上海钢联新能源事业部锂业分析师李攀对经济观察报表示，碳酸锂价格上涨，主要是供应扰动叠加下游需求爆发增长所致。供应方面，主要受枧下窝矿区停产造成的供应缺口影响；需求方面，则是动力端和储能端需求双重爆发、出口退税政策调整导致的下游抢出口带来的需求激增共同作用的结果。受原材料报价持续上行的影响，电芯散单价格同样有所提升。

新型储能电站，尤其是电网侧大型储能电站，对收益率变化极为敏感。由于新型储能电站建设成本较高、投资收益期较长，初始资金主要依赖银行、保险等金融机构。投建方通常承担约20%的资本金，其余80%依赖融资。

容量电价机制将给新型储能系统带来一大笔“工资”。

根据甘肃省发展改革委、甘肃省能源局、国家能源局甘肃监管办公室于2025年12月31日发布的《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》文件，甘肃省可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元。按此推算，一座典型的100MW储能电站每年可获利超千万元。

储能电站从重规模到重质量

“保底工资不意味着‘躺平’就能获得，必须有高质量的设备，才能拿到这笔钱。”田庆军表示。

114号文明确规定，电网侧独立新型储能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（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。

以甘肃省为例，储能电站实际获得的收益需要考虑补偿标准、储能可靠容量计算和容量供需系数。可靠容量计算中又要考虑储能电站的最大放电功率、可靠容量系数（最大功率持续时长/6小时高峰时长，≤1）和厂用电率（发电厂在生产过程中消耗的电量与发电总量的比率）。

容量供需系数根据当地对灵活性资源的整体需求确定。如果某一地区投建过多储能电站，容量供需系数会随之下降，进而影响储能电站的实际收益。

李臻表示，对于项目投资方而言，容量电价机制的出台不代表可以“躺平”。投资运营方需要研判区域容量供需形势，杜绝盲目跟风投资，科学平衡电能量、辅助服务与容量收益的关系。“对于地方政府而言，各地需立足区域能源资源禀赋与电力系统需求，做好各类调节性资源的统筹规划，提前开展需求发布与风险预警，避免‘一哄而上’，防范‘一哄而散’。”李臻说。

对于储能电站本身而言，转化效率和最大功率持续时长两个指标更为重要。储能电站想要实现获利，需要经过充电、放电两个阶段，而114号文明确规定，储能电站充电时要计算系统运行费，放电时相应退减输配电费，因此更高的储能电站转化效率成为必然要求。

有业内人士向记者表示，从去年开始，电网系统运行费不断增加，新设的容量电价机制相关费用也需要在系统运行费中分摊，一些粗放运营、低转化效率的储能技术，甚至可能出现收支倒挂的情况。“未来，储能厂商要想在市场中占据优势地位，为客户创造价值，需要研发更适应新的净负荷高峰持续时长要求的设备，比如长时储能设备，以及转化效率更高、顶峰能力更强的储能设备等。”田庆军说。

田庆军进一步向记者表示，近期部分储能电站的紧急备案潮，恰恰凸显了行业对114号文新规的深度关注。但该政策明确划定了红线：唯有纳入省级合规清单的电网侧独立储能，才有资格获得容量电价补偿。田庆军说，这不仅是一道补贴门槛，更是一道“质量过滤器”——未来，那些低质量、低可靠性的储能项目，不仅无法获得补偿，更可能在严格的运行考核中被清退出场。

田庆军称，这一机制将从根本上扭转行业的竞争逻辑。驱动全产业链从过去盲目“拼规模、拼价格”的粗放模式，向“拼技术、拼可靠性、拼价值”的高质量发展转变。真正的行业洗牌，现在才刚刚开始。