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　　2026年1月30日，国家发改委、j9跨境创业能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称114号文），为储能行业投下一颗“定心丸”。

　　这份首次从国家层面明确新型储能容量价值的文件，不仅将电网侧独立储能纳入容量电价体系，更以“同工同酬”原则搭建起 “容量电价 + 电量收益 + 辅助服务” 的三元盈利结构。

　　这里的“同工同酬”，是指电网侧独立储能将与煤电等传统电源享受同等容量价值认可 —— 按顶峰供电能力获取容量电价补偿，打破了此前储能仅靠电量套利的单一盈利困境。

　　因为细则是将行业从“拼规模”转向“可靠容量”竞争；设备容量衰减慢，可靠性高的设备收益将远高于衰减快，参数不达标扽设备。

　　取消了煤电的上网价格下限，并预期2026年将出现煤电价格下降，而长江电力等低成本电力优势板块将受益。

　　整体看来，114号文最关键的突破，是给电网侧独立储能装上了“收益安全垫”。

　　其明确容量电价以当地煤电标准为基准，按储能顶峰能力折算——满功率放电时长除以全年最长净负荷高峰时长，比例最高不超过1。

　　以甘肃为例，当地2026年煤电容量电价为165元/千瓦・年，若储能项目按80%折算获得容量电价，叠加0.27元/千瓦时的峰谷价差，10年项目IRR可达4.4%，20年IRR 更是能冲到9.0%。

　　摩根士丹利在研报中提到，广东、江苏等省份已计划在国家基准上追加“可靠容量”补贴，其中广东拟将独立储能容量电价定为200元/千瓦・年，较全国基准高出21%，进一步增厚项目收益。

　　此外，政策明确容量电价费用计入当地系统运行成本，解决了资金来源的核心争议。

　　总体而言，114号文件的落地旨在通过为电力系统的“稳定可用能力”明码标价，保障电力供应安全，并清晰地指向未来建立“同工同酬”的可靠容量补偿市场，为能源绿色转型提供坚实支撑。

　　在114号文件出台之前，储能行业一度陷入“规模竞赛”，不少2小时以下的短时项目为抢装机忽视实际调节能力。

　　其中，摩根士丹利在财报中明确表示看好宁德时代，核心原因就是其储能系统的容量衰减控制能力。

　　研报数据显示，CATL 的液冷储能产品年衰减率仅2.5%，远低于行业平均3.5%-4%的水平，能让储能系统在15年运营周期内持续维持额定时长，比同类产品多获取约20%的容量收益。

　　摩根士丹利研报进一步指出，容量电价机制下，储能企业的技术壁垒将直接转化为盈利壁垒。

　　以宁德时代为例，其2026年预期净利润将达85.82亿元，其中储能业务贡献占比超25%，较2024年的12%大幅提升。

　　反观行业内技术相对薄弱的企业，若年衰减率高于4%，15年运营周期内将少获取约30%的容量收益，在成本相差不大的情况下，净利润率可能相差5-8个百分点。

　　这种盈利差距将加速行业分化，预计未来3-5年，头部企业市场份额将从当前的35%提升至50%以上，中小企业要么被整合，要么被迫退出市场。

　　经业内人士测算，2小时储能项目的容量电价折算比例仅为0.5左右，而4小时项目可达到 0.9，6小时项目能实现全额折算。

　　摩根大通也预测，2030年新型储能平均放电时长将从2025年的2.58小时增至3.47小时，长时化成为明确趋势。

　　这意味着行业将加速淘汰技术落后的短时项目，资源向长时储能、高可靠性产品集中，市场集中度有望进一步提升。

　　摩根士丹利研报强调，储能项目的容量衰减率每降低1个百分点，全生命周期容量收益可增加8%-10%。

　　这一逻辑下，具备核心技术的企业将持续领跑，而缺乏技术壁垒的中小企业可能面临被整合或退出市场的风险。

　　从产业链来看，这一趋势将利好上游高能量密度电池材料供应商、中游优质储能系统集成商，以及下游具备运营经验的储能电站运营商。

　　114 号文明确，储能电站除了容量电价和电量收益，还可参与辅助服务市场获取额外收入。

　　根据摩根大通测算，若储能项目参与调频辅助服务，可额外提升IRR1-2个百分点，进一步增强项目抗风险能力。

　　这一设计鼓励储能企业提升运营水平，通过精细化管理挖掘更多收益潜力，推动行业从“重建设”向“重运营”转型。

　　摩根大通研报直言，容量电价的资金来源，一定程度上来自火电企业的收益让渡 —— 政策取消了煤电市场交易电价下限，叠加煤价平稳运行，预计2026年火电电价将下跌超8%。

　　这一调整看似对火电不利，实则是电力系统转型的必然选择，通过市场化方式推动火电从“基荷电源”向“调节电源”转型。

　　摩根大通进一步测算，火电电价下跌8%将导致行业净利润平均下滑15%-20%，部分成本控制能力较弱的中小火电企业可能面临亏损。

　　但从电力系统整体来看，这一调整实现了“腾笼换鸟”—— 火电企业让渡的收益，通过容量电价机制流向储能行业，既推动了绿色能源转型，又保障了电力系统的可靠性。

　　值得注意的是，政策并未完全否定火电的价值，而是通过容量电价的间接补贴，让火电在承担调节功能的同时，仍能获得合理收益。

　　例如，具备深度调峰能力的火电企业，可通过提供辅助服务弥补电价下跌的损失，行业内企业将进一步分化。

　　摩根大通提到，长江电力的电价长期低于市场平均水平，能有效缓冲电价下行压力，是目前唯一具备电价韧性的发电企业。

　　而风电、j9跨境创业核电则会随煤电电价联动下滑，只是幅度相对较小，核电因50%电量受固定费用保护，下行压力较风电更缓。

　　整体看来，114 号文落地前，储能项目盈利多靠“天吃饭”—— 电量套利收益受市场价格波动影响大，辅助服务品种也少。

　　114号文是储能产业从“摸索”走向“规范盈利”的转折点，指明了“长时化、可靠化”的发展方向。

　　我们可以预见的是，随着地方政策陆续细化，储能行业将不再是简单的 “建项目”，而是转向“精运营”。

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