为贯彻落实党中央和国务院关于推进能源领域价格改革，加快建设新型能源体系的决策部署，引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型，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，以下简称《通知》）。

　　国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制。根据通知原文，“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”，为过去主要依赖波动性市场收入的独立储能提供了稳定的“保底”收入预期，有望引导调节性电源合理建设、支持其更好发挥调节作用，标志着储能从辅助服务市场走向系统核心保障功能的制度性确认。政策将煤电、气电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能四类电源纳入统一框架，其中煤电固定成本回收比例提升至不低于50%（对应全国均值约165元/千瓦・年），气电由地方自主建立容量电价机制，抽水蓄能实行新老项目分轨管理，而电网侧独立新型储能则首次在国家层面确权“容量价值”，获得正式的“系统角色身份证”。同时，文件为未来容量市场预留接口，明确“电力现货市场连续运行后，逐步由‘容量电价’过渡到可靠容量补偿机制”。

　　新型储能成最大受益方，多省补偿政策已率先落地。本次政策调整中，新型储能凭借“建设快、调度精准”的特性，有望显著受益，其深度嵌入“源网荷储”体系的价值得到充分认可，政策明确“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”。截至当前，已有多省公布新型储能容量补偿政策，地方政策的进阶之处在于“谁受益、谁承担”的市场化逻辑。江苏通过“用户电价承受能力测算”，将0.5元/千瓦时的调峰补贴分摊至用电企业；广东的调频补偿费用由发电机组按装机比例承担；内蒙古则从现货市场交易手续费中提取资金用于补偿，这种规则设计，让储能的“容量价值”不再依赖财政输血，而是嵌入电力系统成本传导链条。政策的落地将有效解决调节电源市场化收益不足的问题，助推投资者加速布局新型储能。

　　行业门槛清晰显现，或推动行业加速分化。实施规则同步设立了清晰的行业门槛，呈现出明显的“扶强”特征。首要门槛是“清单制”管理，通知明确规定，“电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定”；其次为严格的考核与收益绑定，通知要求“结合对各类机组管理要求完善容量电费考核办法”，未来可能出现“有容量资格，但收益被考核”的情况。最后，收益的获取还依赖于对复杂市场环境的驾驭能力，现货市场风险不容忽视。综合来看，政策的本意是“用价格机制，倒逼行业从‘拼装机’转向‘拼系统价值’”，头部企业凭借资源、技术和运营优势，有望实现“容量电价+辅助服务+现货套利=稳定现金流”的稳健模式。

　　投资建议：短期来看，政策明确了新型储能的容量价值，叠加多省已落地的补偿政策，行业将进入加速建设周期，建议重点关注具备技术优势、项目储备丰富的头部新型储能企业，尤其是在长时储能、构网型技术等有所布局的标的；中期来看，行业分化将加剧，清单制管理和严格考核将利好央国企、地方平台及具备一体化服务能力的龙头企业，建议关注：阳光电源、海博思创、宁德时代、亿纬锂能、南网能源、四方股份、双杰电气、金盘科技、禾望电气、智光电气、新风光、国能日新等。