新型储能将加速走向市场化 长时储能与容量电价机制成主线

　　■政策解读

　　新型储能将加速走向市场化

　　长时储能与容量电价机制成主线

　　国家发展改革委、国家能源局近日联合印发《“十五五”新型储能实施方案》（下称“实施方案”），提出到2030年新型储能由规模化发展步入市场化发展阶段，全国装机规模达到3亿千瓦、平均储能时长3小时左右。受访专家认为，长时储能补短板与健全容量价值体现机制，是实施方案确立的两条主线，新型储能的盈利逻辑与产业竞争规则都将随之改写。

　　补上长时储能短板

　　厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受上海证券报记者采访时表示，实施方案按“电源侧配储+电网侧独立储能”两条线布局新型储能，到2030年形成约5000万至6000万千瓦的基地配储能力和1.4亿千瓦的电网侧顶峰保供能力。实施方案的核心突破是把平均储能时长提到3小时，补上长时储能的短板。

　　中关村储能产业技术联盟理事长陈海生表示，据联盟全球储能数据库不完全统计，截至2026年9月底，全国新型储能累计装机规模达1.818亿千瓦、对应容量492.4吉瓦时，已提前完成《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》设定的2027年1.8亿千瓦装机目标。装机“提前撞线”意味着下一阶段核心命题不再是“装多少”，而是“用得好”。储能的规模、时长与布局须与新能源发展节奏、电网接纳能力和负荷增长曲线相协调。

　　按照实施方案部署，钠离子电池储能进入推广阶段，压缩空气、液流电池、飞轮储能等从试点应用向商业化应用过渡。陈海生表示，构网型储能与长时储能是“十五五”时期两大技术重点。构网型储能强化电网电压、惯量主动支撑能力；长时储能按照“日内以储电为主，跨日以储电和储热/冷为主，跨季节以存储绿色资源为主”的技术路径梯次推进，逐步形成覆盖多时间尺度的调节能力。

　　储能收益逻辑重塑

　　容量电价机制被业内称为给储能发放“底薪”。实施方案明确，在清单制管理前提下建立电网侧独立储能容量电价机制，把今年初发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文）给出的原则性框架落实为可计算、可兑现的规则。储能的收益结构随之从单一依赖峰谷价差，转为“容量电价+电能量套利+辅助服务”三项并重，并为后续转向发电侧可靠容量补偿机制留出通道。

　　陈海生表示，这一转向的实质是增长动力从“政策驱动”向“市场驱动”的深层切换。“十五五”时期的核心任务是推动产业由规模领先迈向价值重构，完成从高速增长向高质量发展的转型。

　　国家新型储能创新中心首席科学家刘石表示，“114号文”的核心是“同工同酬”，储能电站只要能在系统最缺电时段稳定顶上来，就能获得与火电可比较的固定收益，容量收益预计可覆盖独立储能项目约30%的收益需求，成为项目投资的“稳定器”。

　　按照“114号文”，独立储能容量电价以当地煤电容量电价为基准，按“满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长”折算。陈海生表示，目前仅有少数省份出台“114号文”的配套容量电价实施细则，各地补偿标准、可靠容量折算规则差异较大。实施方案延续清单制思路，精准筛选具备顶峰保供能力的电网侧独立储能予以支持，并针对今年上半年系统运行费近乎翻倍、多省费用超过0.1元/千瓦时推高充电成本的矛盾，提出优化系统运行费分摊机制、合理调整充放电环节费用承担规则，理顺容量、电量、辅助服务价值兑现路径。

　　协鑫能科总经理沈海兵对记者表示，实施方案进一步明确了新型储能在新型电力系统中的关键支撑作用，推动储能从单一的调峰调节资源向兼具新能源消纳、电力保供、系统调节和电力市场交易等多重价值的核心资源转变，通过容量电价、辅助服务和现货市场等机制完善价值实现路径。

　　（文章来源：上海证券报）