2026年1月，我国正式实施全国性容量电价政策，重点支持煤电、天然气发电、抽水蓄能和新型储能等调节性电源建设。这项政策旨在保障电力系统安全稳定运行，同时为新能源大规模并网腾出空间，并为电力企业创造可持续的高收益投资渠道，助力“十五五”期间能源转型与基建投资提速。
当前，我国碳减排压力持续加大：2021—2024年单位GDP二氧化碳排放累计下降约8%，距离“十四五”规划设定的13.5%目标仍有明显差距；而2030年前实现碳达峰的硬性约束未变，“十五五”阶段减碳任务将更加紧迫。与此同时，新能源装机增速正逐步放缓——2025年风光新增装机预计超430GW，但2025—2035年年均新增将回落至约400GW，总量仍在增长，但增速已趋平稳。在此背景下，依靠储能等灵活调节资源来提升系统消纳能力，成为破解“减排压力上升、新能源增速放缓”矛盾的关键路径。
容量电价机制直接提升了储能项目的经济性。以一座100MW/400MWh的储能电站为例，在投资成本0.9元/Wh、峰谷价差0.3元/kWh、年运行300天的基准下，原有收益率约6.5%；叠加容量电价补贴（按10小时放电、50%折算比例测算），收益率可跃升至8%以上。这一变化显著增强了央企等主力投资方的积极性——此前，电力央企在新建储能项目中的市占率从2024年上半年的41.5%降至2025年下半年的23.3%，未来回升空间明确。
市场数据也印证了高增长态势：2025年我国新型储能新增装机达66.43GW（功率）、189.48GWh（能量），同比分别增长52%和73%。预计2026—2027年，国内储能装机仍将保持高景气。
需关注的风险包括：行业价格竞争加剧、关键原材料价格波动、国际经贸环境变化、技术路线快速迭代，以及后续配套政策落地不及预期。