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事件：近日，国家发改委、能源局发布《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。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。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
摘要
首次发布全国性储能容量电价政策。近日国家发展改革委、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》（发改价格〔2026〕114号）。文件首次对于新型储能提出全国性容量电价机制。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价，并明确了容量电价、电费来源及储能充电费用等细则。文件同时提出有序建立发电侧可靠容量补偿机制。整体来看，文件系首次在全国层面明确给予储能容量电价支持，标志着储能的重要系统价值得到全国层面的制度性确认。
全国性容量电价势在必行。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。
大储迈向高质量发展。1）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，我们预计全国长时储能（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。整体看，大储将向高质量发展迈进。
部分公司介绍见后文，具体投资建议参见正式报告
风险提示：行业政策变动、行业竞争加剧、终端需求不及预期等。
1、全国性储能容量电价政策发布?
首次发布全国性储能容量电价政策。近日国家发展改革委、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》（发改价格〔2026〕114号）。文件明确分类完善容量电价机制，其中首次对于新型储能提出全国性容量电价机制。
储能容量电价细节。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。
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）。
?容量电费来源：纳入当地系统运行费用。
?储能充电费用：充电时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；放电电量相应退减输配电费。
有序建立发电侧可靠容量补偿机制。可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。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。可靠容量补偿机制建立后，不再执行原有容量电价。
2、全国性储能容量电价政策势在必行
储能需求日益迫切。近年，我国新能源装机大发展，截至2024年底，风光累计装机达到1566GW，在电力装机结构中占比达到46%。2024年风光新增装机达到424GW，在新增装机结构中占比达到87%。风光发
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