中國儲能網訊：近期，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布《關于完善發(fā)電側容量電價機制的通知》(發(fā)改價格〔2026〕114號)，提出分類完善煤電、天然氣發(fā)電、抽水蓄能、新型儲能容量電價機制，電網側獨立新型儲能將獲得容量電價補償。
根據(jù)這份文件，獨立儲能容量電價水平以當?shù)孛弘娙萘侩妰r標準為基礎，根據(jù)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。這意味著，在系統(tǒng)最需要調節(jié)資源頂峰時，儲能電站放電時間越長，就可以拿到越高的容量補償。
這一規(guī)定從提升電力系統(tǒng)調節(jié)和保供能力的角度出發(fā)，向業(yè)界展示了電力系統(tǒng)對于長時儲能的明確偏好。
在這一政策出臺之前，新型儲能電站已經在向更長充放電時長發(fā)展。國家能源局在2026年一季度新聞發(fā)布會上披露，截至2025年底，全國已建成投運新型儲能裝機規(guī)模達到1.36億千瓦/3.51億千瓦時，平均儲能時長2.58小時，相較于2024年底增加0.30小時。
中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟近期公布的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2025年新增投運項目平均時長2.85小時，4小時以上項目數(shù)增長顯著，同比增長44%。
上述統(tǒng)計數(shù)據(jù)還顯示，“十四五”期間，新型儲能從以用戶側為主轉向以獨立儲能為主，項目從負荷側向資源端轉移——這也是儲能電站時長拉長的重要背景。從系統(tǒng)需求角度看，為了更好地服務新能源的調節(jié)和消納，新型儲能需要提升其持續(xù)充放電能力。從商業(yè)模式角度看，過去1小時、2小時的項目通常應用于用戶側與現(xiàn)貨市場中的峰谷差套利，在分時電價政策不斷改革乃至固定分時電價取消的背景下，單純依靠價差套利難以為繼。
為配合新能源尤其是大基地項目的發(fā)展，越來越多的大容量、長時間新型儲能電站落子“三北”地區(qū)，如已經投運的“隴電入魯”慶東直流配套電源、剛剛開工的青海海南清潔能源基地電源項目，均建設4小時儲能電站。
從技術路線看，鋰電池儲能成本不斷下降，在向長時化發(fā)展過程中仍然最具價格優(yōu)勢，相關招投標數(shù)據(jù)顯示，2025年4小時儲能EPC平均報價為0.901元/瓦時。釩液流電池、壓縮空氣儲能等技術路線雖然相對昂貴，但也在獲得更多商業(yè)機會。2026年初，我國規(guī)模最大全釩液流電池儲能電站——三峽集團新疆吉木薩爾全釩液流儲能電站實現(xiàn)全容量投產運行，項目規(guī)模200兆瓦/1000兆瓦時，儲能時長5小時。目前，已有全釩液流電池儲能系統(tǒng)中標價格可低至2元/瓦時以下。
容量電價政策出臺提供保底收入、新能源發(fā)展為各類型的長時儲能技術提供應用場景，加上儲能自身成本持續(xù)下降，新型儲能電站向更長充放時長發(fā)展的基礎正在筑牢。
