中國儲能網訊：近日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于完善發(fā)電側容量電價機制的通知》（114號文），容量電價政策終于在眾所期盼中啟航，后續(xù)就等各個地方細則落地。
這個文件將深刻影響我國儲能行業(yè)的發(fā)展路徑及競爭格局，近期本公眾號將從不同角度展開分析，今天主要談談對長時儲能的影響。
114號文中，有一個非常重要的規(guī)定：
對服務于電力系統(tǒng)安全運行、未參與配儲的電網側獨立新型儲能電站：容量電價水平以當地煤電容量電價標準為基礎，根據頂峰能力按一定比例折算（折算比例為滿功率連續(xù)放電時長除以全年最長凈負荷高峰持續(xù)時長，最高不超過1）。
其中，有個比較拗口的概念“全年最長凈負荷高峰持續(xù)時長”，這是指某個省份全年中最長的凈負荷高峰持續(xù)時長。
從各地電力現貨市場價格曲線可以看出，目前凈負荷高峰一般在晚上18-23點，最終凈負荷高峰持續(xù)時長跟各地的電力結構及負荷情況有關，最長時長可能是4h，也可能是6h，甚至更長，相信絕大部分省份不會是2h。
目前，最接近國家114號文的地方是甘肅，甘肅于2025年12月31日發(fā)布《關于建立發(fā)電側可靠容量補償機制的通知（試行）》，其獨立儲能的容量電價補償與煤電機組相同，均為330元/KW·年，其高峰時長暫定為6h。
114號文“全年最長凈負荷高峰持續(xù)時長”，將最終引導獨立儲能的時長配置，按照折算公式，如果這個高峰時長是4h，那么2h配置只能按50%裝機功率獲取容量電價；如果是6h，那么2h時長只能按1/3裝機功率獲取容量電價，4h時長則只能按2/3裝機功率獲取容量電價。
容量電價作為獨立儲能的“保底收益”，相信任何投資方尤其是正在觀望的央國企，自然是不會視而不見的，會成為重要的決策依據，提供融資支持的金融機構亦是如此。
在容量電價政策下，過去主流的2h將不再占優(yōu)。
如今，獨立儲能將面臨一個盈利來源的取舍問題，到底是要容量電價，還是要峰谷套利，亦或是輔助服務，這個問題其實并不復雜，市場正在給出答案。
過往，獨立儲能的收益來源還是以峰谷價差（能量收益）為主，輔助服務和容量補償為輔，而峰谷價差則希望實現“兩充兩放”，彼時2h是最優(yōu)選擇。
隨著光伏裝機占比提高，電力市場化推進，大部分地區(qū)的電力現貨價格“鴨子曲線”（午間低谷和晚間高峰）越來越突出，“兩充兩放”正在被拋棄，“一充一放”成為更現實的選擇。
容量電價，其實就以晚間高峰（頂峰能力）為依據。
實際上，在114號文發(fā)布之前，獨立儲能的時長配置中，4h+已經在快速滲透，這也是市場化機制下的自我選擇。
根據中電聯報告，2025年1-6月電網側獨立儲能中，4h+長時儲能項目逐漸增多，累計投運總能量占比31.94%，較2024年1-6月增長11個百分點。到2025年底，這個占比應該更高。
2025年12月31日，全球最大的全釩液流電池儲能電站三峽能源新疆吉木薩爾200MW/1GWh實現全容量投產運行，時長達5h。
另外一個角度，據不完全統(tǒng)計，2025年采用磷酸鐵鋰電池的4h+儲能項目超過25GWh，其中不乏典型項目，比如包頭威俊1.5GW/9GWh電網側獨立儲能示范項目，時長高達6h。
毫無疑問，在114號文之前，4h+長時儲能已經開始快速增長，這是電力系統(tǒng)結構進化的自然選擇和必然需要。
如今，114號文再為長時儲能的發(fā)展“火燒澆油”。
長時儲能，注定迎來新一波快速滲透，并促進全釩液流電池及大容量鋰電池的新一輪發(fā)展，深刻影響儲能產業(yè)格局，值得期待。
