在“双碳”目标引领下，新型储能正以前所未有的速度蓬勃生长。截至2025年底，全国新型储能装机规模已突破1.36亿千瓦，实现跨越式发展。而近期陕西出台的储能新政，更被视为行业走向规范、突破“路条”依赖的关键一步。我们一起走进这份可能塑造行业未来的“陕西样本”。

发改委发布关于完善发电侧容量电价机制的通知(发改价格(2026]114号)

01大储发展历程

大储发展的重要时间线：

2025年1月27日，国家发展改革委国家能源局发布的《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》发改价格〔2025〕136号；

2025年8月27日，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》；

2026年1月28日，国家发展改革委、国家能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》发改价格[2026]114号。

这一系列政策的出台，源于新能源发电的特性所带来的系统调峰需求。当前，风电与光伏已成为电力装机的主体电源，但其出力具有间歇性与波动性——风电随自然风力变化而大幅波动，光伏发电则受日照条件显著影响。这种不确定性必须依靠调节性电源进行平衡。目前承担调节功能的主要包括煤电、天然气发电、抽水蓄能以及新型储能。

此前虽已建立容量电价机制，但随着新型电力系统建设的深入推进，原有机制逐渐显现出三方面不适应之处：一是煤电机组利用小时数持续走低，原有容量电价难以覆盖其固定成本，影响了投资与运维积极性；二是抽水蓄能电价机制约束不足，导致成本管控较弱、布局不尽合理、运行效率有待提升；三是尤为关键的是，各地电网侧储能尚未形成统一的容量电价标准，定价机制存在地区差异，不利于公平竞争环境的构建。

随着电力现货市场逐步完善，现已具备条件建立统一的调节性电源补偿机制。新机制不再按电源类型分别定价，而是对煤电、气电、电网侧储能等所有能够提供可靠容量的资源，依照统一标准给予补偿。这对储能产业发展构成显著利好。以往储能多被定位为辅助服务提供者，今后只要满足可靠性要求，即可与煤电、气电同等参与容量市场，获得公平补偿与交易机会。政策还明确，在新能源装机占比高、电力供需紧张的地区，应加快推进该机制建设，储能的应用空间将进一步扩大。

因此，此次容量电价机制的完善，实质上旨在为调节性电源建立规范、稳定的激励机制，其中电网侧储能是政策重点支持方向。推动能源绿色转型，若缺少储能作为电力系统的稳定支撑，整体目标将难以实现。

02大储项目优势

峰谷价差与多重收益

项目拥有0.5元的理论峰谷价差，且由于是电网侧独立储能，未来还可叠加容量租赁费用（向新能源电站租赁容量）和电力辅助服务（调频、黑启动）收益。陕北地区的辅助服务市场活跃度在全国处于领先地位，投资回报率（IRR）可观。

“联合开发”优势

项目处于前期规划阶段，意味着投资方现在介入，可以按照自身的技术路线（如选择特定的电池品牌、PCS设备）进行方案优化，拥有项目的完整定义权。

03政策与市场分析

截至2026年，随着114号文件的落地，中国电网侧储能正式迎来了全国性的政策与装机“双重拐点”。其中，陕西在电网侧储能领域展现出强劲的发展势头，其明确的政策目标、清晰的区域布局以及活跃的市场表现，使其在全国范围内具备了独特的竞争力：

✅明确的政策目标：陕西“十四五”储能规划提出，力争到2025年，并网新型储能总规模达到200万千瓦以上，并规划在陕北、关中北部等新能源富集区域重点布局电网侧储能，目标十分明确。

✅清晰的区域布局：重点在陕北、关中渭河以北的新能源富集区域布局，并在缺乏转动惯量支撑的供电区探索发展压缩空气储能等，旨在直接增强电网调节能力

✅活跃的市场表现：在市场实际进展上，陕西的表现非常亮眼，全国第三的项目规模足以证明其市场吸引力。这主要得益于：

• 强大的电网需求：陕西是“西电东送”的重要枢纽，特高压外送通道需要配套储能来保证稳定运行。
• 丰富的资源禀赋：陕北地区拥有丰富的风光资源，新能源装机的快速增长催生了对储能的刚性需求。
• 活跃的产业生态：吸引了众多央企和知名储能企业入驻，形成了良好的产业集群效应。