电网侧独立储能进入“清单准入”时代 ——电网侧独立新型储能清单管理新政（发改办能源〔2026〕623号）解读
发布时间：
2026-09-10 00:00
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引言
2026年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），首次在国家层面建立新型储能容量电价机制，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，按顶峰能力给予容量保底收入，同时明确提出“实行清单制管理”。8月24日，印发《关于进一步加强电网侧独立新型储能清单管理的通知》（发改办能源〔2026〕623号，以下简称“623号文”），把清单管理的适用边界、规模测算、项目优选、过程监管和闭环评价逐条落实。两份文件构成“容量电价＋清单准入”的制度闭环：能不能进省级清单，直接决定一座储能电站有没有容量电价保底收入。
一、政策脉络与行业背景
（一）政策制定脉络
2025年2月，《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）取消新能源强制配储，倒逼储能转向独立经营、市场化生存。2025年9月，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》（发改能源〔2025〕1144号）提出2027年全国新型储能装机达到1.8亿千瓦以上。今年1月，发改价格〔2026〕114号文建立新型储能容量电价机制，即：以当地煤电容量电价标准为基础，按顶峰能力折算（满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1）。8月，《新型电力系统建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕942号）进一步明确“十五五”全国新增新型储能1.6亿千瓦，其中电网侧独立新型储能约8000万千瓦，等效顶峰时长力争达到4小时。623号文的出台，建立了新型储能清单管理机制，对项目建设管控和容量电价实施提供了政策依据。
（二）行业发展背景
一方面，全国新型储能装机迎来爆发式增长。截至2025年底，全国新型储能累计装机约1.45亿千瓦、同比增长85%，是“十三五”末的45倍。其中独立储能占比58%，首次超过新能源配储成为第一大应用场景。新型储能等效利用小时数达1195小时，同比提高近300小时。
另一方面，新型储能也存在一定程度乱象。例如，今年河北专项排查7个地市100个独立储能项目，85个项目延期或取消，涉及规模11.66GW/37.71GWh，最终并网的只有4个。山西先后五轮调整储能项目库，累计入库556个、出库222个。据不完全统计，山西、宁夏、吉林、内蒙古、新疆、河北六省（区）累计废止或出库新型储能项目299个、规模35.9GW/106.3GWh。备案圈地、占而不建、倒卖路条、建而不用等情况时有发生。
二、623号文要点解读
623号文共六条：界定对象、确定规模、建立清单、鼓励创新、强化约束、闭环管理。
（一）划清边界：谁进清单、谁不进
“本通知适用于服务电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能。电网侧独立新型储能指接入公用电网，具备独立计量条件，以独立市场经营主体身份与电力调度机构签订并网调度协议并接受调度，自主参与电力市场交易，为电力系统提供服务的新型储能项目。不含服务主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地、特定新能源场站等特定电源主体和特定用户的新型储能。未参与配储指未与新能源开发建设等捆绑、不属于新能源自建储能且未签订过容量租赁协议，部分容量签订容量租赁协议的，未签订容量租赁协议部分可享受纳入清单管理资格。2025年6月1日前已明确配置储能要求的新能源项目，应当延续执行各地相关要求，且优先租赁存量新型储能项目，存量新型储能纳入清单的总规模不能超过扣除新能源配储要求规模后的剩余规模。“
解读：容量电价这笔钱最终由工商业用户分摊，所以文件第一件事就是把边界划清楚。边界不清，给新能源配套的储能、用户自己装的储能都会来分这碗饭，真正用于顶峰保供的钱就被稀释了。原文有两处最容易误读，值得细看：
一是“未参与配储”怎么认定。这里说的“配储”，就是新能源项目按规定自建或租用储能。原文列了三个条件——没和新能源捆绑、不是新能源自建、没签过容量租赁协议，但又留了一个活口：只签了一部分容量租赁协议的，没签的那部分还能进清单。可见政策是按容量、按现状认定，不是翻历史旧账一刀切。不过，整站曾经签过、后来全部解约的项目能不能进清单，文件没有给出答案，要等各省细则明确。
二是存量储能进清单有上限。2025年6月1日之前已明配储要求的确新能源项目先满足配储租赁需求，存量储能剩下的规模才能进入清单。打个比方，某省有200万千瓦存量储能，其中120万千瓦要优先租给新能源项目履行配储义务，那最多只有80万千瓦能进清单。
（二）先定总量、再定项目
“省级能源主管部门会同价格主管部门、电网企业，统筹考虑国家能源局发布的电力供应充裕度预警结果和本地区电力系统发展需求，推动落实国家规划中明确的分地区新增可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能规模建议安排，滚动测算本省（区、市）三年电网侧独立新型储能发展规模（首次测算2026—2028年发展规模），并分析市场需求、项目布局、建设时序及电价影响等，每年6月底前报国家能源局。”
解读：为什么要先定规模、再定项目？因为容量电价由用户分摊，储能建得越多，大家电费里摊的钱就越多。如果不设总量，各地一哄而上，最后全社会用电成本都被抬高。所以文件要求各省把规模和电力供应充裕度预警、国家规划安排挂钩，三年一滚、每年一报，还要同步算清对电价的影响——先把账算明白，再决定建多少。
（三）清单是容量电价的唯一入场券
”电网侧独立新型储能实行清单管理，清单外项目不得给予容量电价。省级能源主管部门会同价格主管部门负责本地区清单管理工作，结合本通知要求和本地区实际制定项目清单管理办法，明确项目优选、评价、调整和退出要求；根据国家确定的本省（区、市）电网侧独立新型储能发展规模，统筹不同技术路线建设周期和发展需求，组织项目投资企业开展年度项目申报优选工作，每年12月底前将项目清单报国家能源局，并同步告知相关部门、电网企业。纳入清单管理的项目投资企业应具备良好的信用状况、资金实力和必要的建设经验。“
解读：这是全文最硬的一条：进不了清单，就没有容量电价。还要注意，清单不是“报备即入”，而是每年申报、择优入选，对企业还设了信用、资金、经验三道门槛——针对的就是那些“拿到项目就转手倒卖”的投机者。反过来说，一个项目没进清单，哪怕建好了能在现货市场上赚钱，也拿不到一分钱容量电费；在现货价差偏小的省份，这笔钱往往就是项目盈亏的分水岭。另外提醒一句：同一块容量不能既拿容量电价、又收新能源项目的租赁费，湖北、安徽已经明文写进了省级文件。
（四）创新型储能项目优先纳入清单
“对纳入国家新型储能试点项目、新型电力系统建设能力提升试点项目、能源领域首台（套）重大技术装备依托工程、国家科技重大专项示范工程等项目或取得重大原创技术突破的独立新型储能项目，省级能源主管部门可在国家确定的电网侧独立新型储能发展规模内，根据实际需要优先纳入清单管理。“
解读：液流电池、压缩空气、构网型储能这些新技术路线，前期成本高、赚钱难，如果没有政策托底，大家都会去建成熟的锂电项目，技术路线越来越单一。这条“绿色通道”就是用清单优先权鼓励发展技术创新型储能项目，更快获得容量电价。
（五）入清单即被锁定
“纳入清单管理的项目，并网投产前不得改变项目股东持股比例，不得以任何方式变更投资主体；项目应严格按照申报时承诺的技术方案和投产时间执行……项目应当满足涉网性能相关要求，并切实发挥顶峰保供作用，严格执行……调度计划和运行指令，支持额定功率范围内连续平滑调节，可精准响应顶峰、调峰、调频等调度指令，省级电网企业要监测电网侧独立新型储能的顶峰等涉网性能。对于违反或无法满足上述要求的项目，省级能源主管部门及时将其移出清单。”
解读：这一条针对两个老问题。一个是倒卖路条：新型储能并网投产前股东和投资主体全部锁死，壳公司转手的路被堵死。另一个是占坑不建：申报时承诺的技术方案、投产时间都要兑现，涉网性能要真达标，做不到就移出清单、取消容量电价。
（六）后评价反哺规模核定
”编制本地区电网侧独立新型储能建设运行后评价报告，次年3月底前报国家能源局，作为后续核定本地区电网侧独立新型储能发展规模的参考。……省级能源主管部门及时将电网侧独立新型储能发展规模、项目清单（含新增、调整和退出等情况）和后评价报告等，通过全国新型储能大数据平台报送国家能源局。“
解读：到这里，管理闭环就完整了：先算规模，再定清单，运行中监管，年底后评价，评价结果反过来决定下一年的规模。干得好的省份规模可以加，干得差的要减。有三个时间点值得记住：每年6月底前报三年规模测算，12月底前报项目清单，次年3月底前报后评价报告。
三、省级落地情况
截至目前，全国已有10个省份正式印发清单管理文件，3个省份公开征求意见。路径分两类：宁夏、河北、辽宁、海南、山西以项目管理文件立清单规则，新疆、陕西、青海、甘肃、湖北以价格文件定“清单＋电价”组合，但“清单是容量电价前提”各省一致。
（一）已正式印发清单管理文件的省份
10个省份的文件名称、文号和清单管理核心安排，逐一梳理如下。
省份 | 印发时间 | 文件名称（文号） | 清单管理核心安排 |
宁夏 | 2026年1月20日 | 《关于进一步规范2026年电网侧电化学储能项目管理的通知》（宁发改新能源〔2026〕35号） | 自治区分配年度建设规模，各地市及宁东实行清单式管理，年度建设清单报自治区发改委审核后于政府网站公布；纳入清单项目须具备一年内接入电网条件；2025年12月23日前实质性开工、及获得专项债支持且已取得接入意见的项目全部纳入；电网接入意见有效期1年，逾期未并网自动废止、间隔资源回收；并网前严禁转让、买卖项目开发权，严禁变更开发主体和股权；清单调出项目一年内不得再次调入。 |
河北 | 2026年4月27日 | 《关于进一步加强独立储能项目规范管理有关事项的通知》（冀发改能源〔2026〕418号） | 电网侧独立储能实行清单管理，清单外项目不得给予容量电价；省级按年度制定建设计划并明确推荐接入站点；市级细化优选评分标准并公示不少于5天，委托第三方机构比选投资主体，严重失信主体及联合体不得参与；列入计划后9个月内实质性开工、15个月内并网（可申请1次延期、不超过6个月）；严禁调整技术路线和建设规模、严禁跨县域变更建设地点；建成投产前除同一集团内部调整或在当地成立一级全资子公司外，一律不得变更投资主体和股东持股比例，坚决杜绝项目倒卖；鼓励2小时项目增容改造至4小时以上。 |
辽宁 | 2026年5月6日 | 《关于支持新型储能健康发展的通知》（省发改委、省工信厅联合印发） | 独立新型储能实行省级清单化管理，对纳入省级项目清单且按计划投产、满足电力系统运行需求的电站，给予容量补偿等政策支持；新增项目需制定建设期内月度建设计划，各市按月考核建设进展与投资完成度，多次未完成月度计划的移出省级清单并重新遴选，重新遴选后仍无法按期实施的收回建设规模，做到项目“能上能下”、严防“跑马圈地”；同时规范并网接入和科学有效调用。 |
新疆 | 2026年5月21日（6月1日起执行） | 《关于完善我区发电侧容量电价机制有关事宜的通知》（新发改能价〔2026〕346号） | 纳入自治区清单管理的电网侧独立新型储能执行容量电价：煤电容量电价165元/千瓦·年×（满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长，暂定6小时，最高不超过1）；自治区能源主管部门向电网企业提供符合条件的项目清单并动态调整；替代2023年以来按放电量递减补偿（0.128元/千瓦时）的旧政策。 |
海南 | 2026年6月30日 | 《关于推动我省电网侧独立新型储能高质量发展有关事项的通知》（海南省发改委） | 实施项目动态清单管理，已并网投运或已完成备案并取得有效电网接入意见的项目统一纳入，清单外项目不纳入后续容量电价补偿范围；省发改委每年6月底前统一公布年度可开放接入容量及接入点，市县在容量范围内推荐（须土地要素保障到位、资金落实较好、技术方案成熟且具备构网支撑能力）；取得接入意见后应1年内实质开工并入库纳统、18个月内建成并网，逾期资格作废；并网投运前不得改变股东持股比例、不得变更投资主体，违者移出清单并取消业主再次申请资格。 |
山西 | 2026年7月24日 | 《关于优化新型储能项目管理有关工作的通知》（晋能源新能源发〔2026〕106号） | 实行项目库管理（类清单制），项目入库后6个月内实质性开工、12个月内建成并网，逾期调整出库；调整出库后重新入库须已取得不动产权证并实质性开工，防止“占库不建”和项目倒卖。 |
陕西 | 2026年7月2日成文（8月1日起执行） | 《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知》（陕发改价格〔2026〕924号） | 建立容量电价机制并实行清单制准入：165元/千瓦·年（含税），按顶峰能力比例折算，全年最长净负荷高峰持续时长暂定6小时；容量电费纳入系统运行费用，由工商业用户按月用电量比例分摊；未按调度指令提供申报最大放电功率或连续放电时长的，月内2次扣减当月容量电费50%、3次扣减100%，自然年内累计3次全额扣减的取消容量电费资格。 |
2026年9月19日 | 《关于做好新型储能项目管理工作的通知》（陕发改能新能源〔2026〕1284号） | 在全国率先把“清单外不得给电价”升级为“清单外不得开工”：实行“享受容量电价项目清单＋自主实施项目清单”双清单管理，纳入省级清单方可办理电网接入，未入库项目不予接入、不得开工；纳入清单至建成后三年内不得转让或变更股权；调出清单后2年内不得重新纳入，投资主体2年内不得申报电网侧独立储能项目；同步公布全省电网侧独立储能推荐接入容量757万千瓦。 | |
青海 | 2026年7月7日印发（有效期5年） | 《青海省发电侧可靠容量补偿机制》（青发改价格规〔2026〕365号） | 补偿标准统一为185元/千瓦·年，2026年容量供需系数0.92，按8小时基准折算；覆盖合规在运燃煤、燃气、光热及未参与配储的电网侧独立储能（实行清单管理）；7月已公示首批14个项目清单，9月启动2026年第一批2GW、时长不低于4小时的储能项目竞配；顶峰时段出力不达标扣减补偿资金，全年累计3次全额扣减取消资格。 |
甘肃 | 2025年12月31日印发（2026年1月1日起执行） | 《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》（甘发改价格规〔2025〕4号） | 全国最早落地、标准最高的“火储同补”省份：电网侧独立新型储能清单由国网甘肃省电力公司梳理汇总后报省能源局审核认定发布，并适时动态调整；可靠容量补偿标准暂定330元/千瓦·年×容量供需系数（2025年0.8953），6小时基准折算；不能按调度指令提供申报最大出力或放电时长的，月内1次扣50%、2次扣100%，全年有3个月全额扣减的扣减全年容量电费；试行期至2027年12月31日。 |
湖北 | 2025年12月31日落款（2026年2月1日起执行） | 《省发展改革委 省能源局关于建立新型储能价格机制的通知》（鄂发改价格〔2025〕328号） | 对电网侧独立储能建立容量补偿机制，定期公布纳入补偿范围的项目清单；年度容量电价暂按165元/千瓦·年，按10小时基准折算月度平均可用容量；享受容量补偿的项目不得租赁容量；实际最大放电功率或单次放电电量未达申报值98%且未达计划值98%记考核，月内2次扣10%、3次扣50%、4次及以上扣100%，年内3次全扣取消资格；全年等效充放电次数偏低（电化学储能低于240次）的，当年容量电费回收20%。 |
（二）已发布征求意见稿的省份
623号文印发后，吉林、安徽、江西先后公开征求意见，规则颗粒度明显更细。
省份 | 时间 | 文件名称 | 主要内容 |
吉林 | 2026年5月12日（价格文件正式印发）＋9月22日（项目管理征求意见稿） | 《关于明确储能价格政策有关事项的通知》（吉发改价格联〔2026〕240号）；《进一步规范电网侧独立新型储能项目管理有关事项的通知（征求意见稿）》 | 240号文明确电网侧独立新型储能实行清单制管理，容量补偿以煤电容量电价330元/千瓦·年为基准、按8小时折算；项目管理征求意见稿建立企业自愿申报、清单动态管控机制，仅清单内项目享受容量电价；取得接入系统批复后6个月内未正式开工或12个月内未具备并网投产条件的，接入批复自动废止、电网资源同步回收；并网投运前不得改变股东持股比例、不得变更投资主体；里程碑节点累计3次未完成移出清单；优先评价4小时及以上长时储能项目，部分500千伏变电站间隔明确建议采用构网型储能。 |
安徽 | 2026年9月4日（容量电价）＋9月23日（清单办法） | 《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知（征求意见稿）》（已于9月30日正式印发）；《安徽省电网侧独立新型储能项目清单管理办法（暂行）（征求意见稿）》 | 全国首个以“清单管理办法”专门命名的省份：清单按年度编制，清单外项目不得给予容量电价；优先纳入情形包括已建成且中长期容量租赁协议占比高、储能舱与升压站等主体工程已实质开工、位于省级及以上零碳园区、连续放电时长4小时及以上，以及国家试点／首台（套）／科技重大专项示范项目；逾期未建成、违规变更投资主体、评价考核未通过、存在重大质量安全隐患、连续3个月停运的及时移出清单；容量电价165元/千瓦·年（6小时折算，2027年1月1日起执行），享受容量电价的容量不得同时租赁给新能源企业获得收益。 |
江西 | 2026年9月28日 | 《江西省电网侧独立新型储能清单制管理办法（公开征求意见稿）》 | 直接依据114号文和623号文制定：省发改委会同国网江西测算年度规划建设规模并组织优选，清单外项目不得给予容量电费；实行“两轮优选”——每年2月底前完成规划储备优选（结合新能源渗透率、接入条件、断面潮流），6月底前完成项目设计优选（重点考核本体设计、技术路线、造价），拟入选项目公示不少于5天；技术路线评分向长时储能倾斜（钒液流／压缩空气15分、钠离子电池10分、锂离子电池5分），单位造价不高于0.8元/瓦时得高分；国家试点／首台（套）项目免评、转商运后可直接申请纳入清单；擅自变更项目单位或股东持股比例的移出建设计划，实际控制人及其子公司三年内不得再次申报。 |
横向比较各省做法，有四个发现。一是“持牌上岗”成为共识，容量电价从普惠性补贴变成稀缺的“牌照”。二是省际差异显著，选址直接影响收益——同一座100MW/400MWh（4小时）电站，一年容量电费在陕西约1100万元、吉林约1650万元、青海约800万元、湖北约660万元，相差近一倍，项目落在哪个省，必须提前把账算细。三是防倒卖约束全面收紧，各省普遍设定开工/并网硬时限（河北9/15个月、海南1/18个月、吉林和山西6/12个月），并在投产前锁定股权。四是长时储能获明确倾斜，江西、安徽、吉林在评分和优先条件中向4小时以上项目倾斜，青海竞配直接要求不低于4小时，与国家规划“等效顶峰时长力争达到4小时”的目标一致。
四、趋势研判
623号文可以概括为三句话：想拿容量电价，先进清单；想进清单，先过优选；进了清单，就要兑现顶峰保供承诺。后续有四个趋势值得跟踪：
一是清单管理将成为“准生证”。按623号文时间表，各省2026年12月底前要报送首轮项目清单，尚未出台办法的省份将在2026年四季度至2027年上半年密集补位，行业正式进入清单时代。
二是容量电价将向可靠容量补偿过渡。114号文已明确，现货市场连续运行后建立可靠容量补偿机制，甘肃、青海已经先行；今后独立储能要和煤电、气电按统一规则竞争顶峰价值。
三是长时和构网型储能政策倾斜愈加明显。623号文给新技术路线留了优先入清单的通道，“十五五”规划又提出等效顶峰时长力争达到4小时，折算公式本身也在体现这个导向，基准高峰时长定得越长的省份，2小时项目的折算比例越低。
四是投资主体向“真投真建”集中，规模滚动收紧。信用、资金、经验门槛加上股权锁止和时限考核，投机主体会被系统性挤出。政策不是不发展储能，而是只认能落地、能运营、算得过来账的项目。后评价和规模核定挂钩后，利用率低的省份下一轮规模还会被核减，入清单不仅要趁早，更要落在利用率有支撑的位置。
五、对湖南市场主体的启示
湖南新型储能发展起步较早，“十三五”即建成投运第一批示范工程，截至目前全省电网侧独立新型储能装机301万千瓦。现货市场已连续开展一年结算试运行，2026年5月修订的《湖南省电力市场结算实施细则》已明确独立储能充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。当前，湖南清单管理办法和容量电价细则尚未出台，这段时间既是窗口期，也是备考期。
第一，抢抓首轮清单申报窗口。按照623号文时间表，各省首轮项目清单须于2026年12月底前报送国家能源局，首次三年规模测算须于2027年6月底前报送。湖南的办法一旦出台，首轮优选大概率很快跟上。信用记录、资金证明、建设业绩这三样硬材料可以提前准备。
第二，优先布局电力供需偏紧、新能源高渗透地区。今后各省测算规模，盯的是电力供应预警和顶峰需求。电力供需偏紧、新能源占比高、调节压力大的地区，分到的规模和名额会更多。项目落在哪个位置，直接影响能不能进清单、能拿多少容量电费，选址前建议先把当地的电力供需形势摸清。
第三，储能时长和技术路线要结合自身测算确定，不宜盲目追高。湖南冬夏双峰特征明显，净负荷高峰持续时长的取值将直接影响容量电价折算水平。但储能时长越长、投资越大。具备条件的项目，可以在算清账的前提下向长时和构网型技术倾斜，既提高折算比例和入清单概率，也能争取国家试点、首台（套）等优先通道，为今后转向可靠容量补偿预留接口。账算不过来的项目，不必为了追时长而盲目上马。
第四，对照清单准入要求做合规体检。已备案和在建项目应逐项自查：容量租赁协议签订情况是否影响“未参与配储”认定，曾签约现已解约的项目要密切跟踪省级细则对资格恢复的规定；投资主体和股权结构在投产前是否需要固化，确有调整需求的要在入清单前完成；承诺的技术方案和投产时间是否可兑现，宁可审慎申报，也不要入清单后触碰移出条款。
（本文为政策解读性质，不构成投资建议；项目技术路线和投资决策请结合自身情况测算确定；文中涉及征求意见稿的内容以正式印发文件为准。）
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