储能市场化政策：取消强制配储、确立容量电价、电力市场“1+6”规则体系

2025年取消新能源项目强制配储、2026年电网侧独立储能容量电价机制落地、全国统一电力市场“1+6”基础规则体系建立——储能行业正从政策驱动全面转向市场引领。中电联这份报告从宏观政策、电力市场、电价改革到补贴机制，系统解析了储能市场化改革的政策框架。

顶层政策定调——新型储能上升为战略性支柱产业

连续三年写入政府工作报告，列入六大新兴支柱产业

自2024年起，“发展新型储能”连续三年写入《政府工作报告》。《中华人民共和国能源法》以立法形式确立“推动新型储能高质量发展、充分发挥其电力灵活调节作用”。“十五五”规划建议明确提出“大力发展新型储能”。2026年全国两会明确将新型储能列入六大新兴支柱产业。《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》确立2027年全国新型储能装机1.8亿千瓦以上的发展目标。

取消强制配储，推动储能发展向市场驱动转变

2025年2月，国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确取消新能源项目强制配储要求，储能的建设由政策指引逐步向市场化发展过渡。2025年新能源配储新增装机12.60GW，增量同比下降4%，反映政策调整的直接影响。

电力市场规则体系——“1+6”基础框架基本建立

全国统一电力市场“1+6”规则体系成型

2025年，我国初步构建以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、市场注册、计量结算规则为支撑的全国统一电力市场“1+6”基础规则体系。国家发改委、国家能源局年内陆续印发《电力辅助服务市场基本规则》、《电力市场计量结算基本规则》，并修订《电力中长期市场基本规则》等核心文件。

储能参与电力中长期、现货、辅助服务市场规则渐明

各省明确储能采用充电按用电主体、放电按发电主体的模式参与中长期交易。现货市场已实现省级区域基本全覆盖，25个现货运行地区覆盖30个省份。储能调频辅助服务市场在20余省运行，山西、山东率先建立备用、爬坡等新型辅助服务品种。2025年13个地区调整工商业分时电价政策，多数地区午间谷段设置导致峰谷价差收窄。

容量电价机制——独立储能获保底收益

国家层面首次将电网侧独立储能纳入容量电价体系

2026年1月，国家发改委、国家能源局正式印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次在国家层面将电网侧独立新型储能纳入容量电价体系，为储能项目确立了稳定的保底收益机制。政策以各省煤电容量电价为基准核定储能容量电价，并按储能满功率放电时长折算执行。

三类主流容量补偿模式

容量型（按kW·年计费）：甘肃330元/kW·年、湖北165元/kW·年、宁夏165元/kW·年、河北100元/kW·年、浙江170元/kW·年、广东100元/kW·年。电量型（按kWh计费）：内蒙古0.28元/kWh、新疆0.128元/kWh。市场化规则型：以山东为代表，通过容量补偿系数（K值×H值）核算，长时储能享两倍补偿。

补贴政策与分时电价——地方补贴30余项，峰谷价差收窄

2025年各省市出台30余项储能补贴政策

补贴类型主要包括放电补贴（如江苏常州0.3元/kWh、浙江多地0.5-1元/kWh）和投资补贴（如四川独立储能≤总投资15%最高2000万元、安徽独立储能0.2元/kWh）。补贴对象主要面向用户侧储能、独立储能及新能源配储。2025年全国32个地区最大峰谷价差平均值0.616元/kWh，同比下降9.4%，17个地区价差超0.6元/kWh。