21世纪经济报道记者雷椰 北京报道
我国新型储能正在迎来新发展。
2月2日，中国电力企业联合会召开《2025—2026年度全国电力供需形势分析预测报告》新闻发布会。针对近期《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，以下简称《通知》）首次将新型储能纳入容量电价机制等问题。中电联副秘书长、电动交通与储能分会会长刘永东在会上向21世纪经济报道记者表示，《通知》的发布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。
当前我国新型储能发展态势向好。刘永东向21世纪经济报道记者表示，截至2025年底，我国新型储能装机超1.3亿千瓦，比2024年增长80%以上。从区域分布看，装机排名前十省份装机规模均超5GWh，内蒙古自治区装机规模第一。新型储能累计装机的平均时长在呈缓慢上升趋势，由2021年的2小时逐步增至2.5小时左右，预计至2030年将超过3小时。
刘永东介绍，2024年以来，尤其是《国家能源局关于促进新型储能并网和调用的通知》出台后，整体利用小时数持续提升。2025年整体利用小时数达到1100小时以上，比去年同期提升30%左右，比2023年提升约90%。顶峰保供作用日益显现，以国网公司经营区开展的2025年集中调用试验为例，新型储能可调最大电力达到6423万kW，实时最大放电电力达4453万kW，顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量，夏季晚高峰平均顶峰时长约2.4h，为夏季晚间用电高峰时段提供了有力支撑。
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。
基于上述背景，刘永东认为，《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，填补了新型储能在容量机制上的政策空白，实现了新型储能和煤电、抽水蓄能同等的电力市场政策。
刘永东进一步表示，《通知》针对电网侧独立新型储能的技术特性和功能定位，设计了“煤电基准+因子折算+清单管理+市场协同”的容量电价体系，规则围绕“真实反映顶峰贡献、合理回收固定成本、引导高效资源配置”展开。定价基础以当地煤电容量电价为基准标尺；定价核心是按顶峰能力实行比例折算，精准匹配系统贡献；管理方式采用清单制管理，明确项目准入与退出；收益体系实现了容量电价+市场收益，构建起新型储能的双轮驱动模式。
刘永东认为，《通知》的发布，对制造企业来讲，提供更加安全、更加可靠的产品更能适应市场的需要；对业主单位来讲，坚定了新型储能电站建设信心，更加关注当地电力市场的供需特点，满足当地负荷保供要求；对行业主管部门来讲，新型储能的建设规模要适配当地电力系统调节需求，既要警惕“过冷”，也要避免投资“过热”导致的供需失衡。
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