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2小时只能拿1/5：容量电价如何给长时储能重新定价

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-29 08:55

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

2026年开年，中国长时储能领域接连出现两个标志性事件。年初，新疆昌吉州吉木萨尔县，一座总投资超过19亿元、规模达200MW/1000MWh的全钒液流电池储能电站实现全容量投产运行；几乎同一时间，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），首次在国家层面把电网侧独立新型储能纳入发电侧容量电价机制。政策的落点与工程的突破在同一年开年形成共振，共同指向同一个问题：储能的容量价值，究竟该怎么算？

先看吉木萨尔这座电站。它由三峡能源投资建设，中国科学院大连化学物理研究所李先锋研究员团队提供技术支持，大连融科储能技术发展有限公司参与建设，储能时长达到5小时，相当于1.6万多辆电池容量60度的纯电动汽车的电量总和。项目配套建设了装机容量100万千瓦的光伏电站。经测算，整个项目年均发电量可达17.2亿千瓦时，每年可提升配套光伏电站利用率10%以上，最高增发清洁电能超过2.3亿千瓦时。这是目前全球规模最大的全钒液流电池储能电站。

再看114号文。文件明确，电网侧独立新型储能的容量电价，按“当地煤电容量电价标准×折算比例”确定，而折算比例＝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。也就是说，一座储能电站能拿到多少容量补偿，取决于它能连续满功率放电多长时间，以及这段时间与电网净负荷高峰时长的匹配程度。放电时长越接近系统高峰需求，项目能获得的容量收益就越高。

这条公式的杀伤力在各地细则中迅速显现。河北全年最长净负荷高峰持续时长约4小时，陕西暂定为6小时，甘肃为6小时，湖北则长达10小时。照此折算，目前在行业中占比最高的2小时级储能系统，在河北只能拿到全额容量电价的一半，在陕西是三分之一，在湖北更是只有五分之一。

容量电价标准方面，陕西明确为165元/千瓦·年（含税），自2026年8月1日起执行、期限暂定3年；甘肃基础标准为330元/千瓦·年。业内测算，165—330元/千瓦·年的容量电价，折合到度电收益约提升0.08—0.16元/千瓦时，各省储能项目的内部收益率有望因此提升3—4个百分点。

要理解这项政策的力度，需要回看它出台的背景。2025年2月，国家明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，独立储能原本占比较高的容量租赁收益随之逐步取消，收益模型一度出现缺口。114号文被业内称为“补齐新型储能收益最后一块拼图”。事实上，在114号文出台前，全国已有湖北、甘肃、宁夏、浙江、河北、广东、内蒙古、新疆、安徽等至少9个省区开展地方性独立储能容量补偿探索；国家层面政策出台后，湖北、甘肃、广东、浙江等多省已陆续出台地方细则。

政策导向非常清晰：从“唯规模论”转向“唯能力论”。过去几年，新型储能装机规模高速增长，但大量项目集中在2小时级，收益主要依赖容量租赁和峰谷价差套利，同质化严重、利用率偏低。114号文用“放电时长”这一把尺子，把储能项目的实际顶峰能力与其容量收益直接挂钩，长时储能由此获得结构性优势。

按照文件设计，新型储能的容量收入将分三步走：第一步是当前的容量电价，以当地煤电容量电价为基础按顶峰能力比例折算；第二步是在电力现货市场连续运行后，对机组可靠容量按统一原则补偿；第三步是条件成熟后通过市场竞价形成容量电价。三步递进，前序机制依次被替代。这一安排意味着，容量电价并非终点，而是通向容量市场的过渡形态。

长时储能的收益版图也因此被重构。独立储能由此形成“电能量市场＋辅助服务市场＋容量电价”三大板块协同的收益结构，不再单纯依赖电量套利。这一变化对技术路线选择的影响是直接的：4小时以上的磷酸铁锂、钠电池、压缩空气储能、全钒液流电池等长时技术，在价格机制上获得了比2小时级系统更有利的位置。

但长时储能并非没有门槛。以全钒液流电池为例，其初始投资相对较高，电解液、电堆、系统集成的成本控制能力，直接决定项目能否在容量电价框架下跑通经济账。而且容量电费并非“旱涝保收”，多地明确要对电站申报的最大放电功率和连续放电时长进行考核，未按调度指令履约的将扣减容量电费，一年内多次违约甚至会被取消获取容量电费的资格。

从这个角度看，吉木萨尔电站的意义不止于“全球最大”。它把5小时储能时长、100万千瓦配套光伏、年均17.2亿千瓦时发电量这些参数实实在在地跑了一遍，为长时储能从“示范验证”走向“主力调节资源”提供了工程样本。而114号文则从价格机制上，为这条技术路线打开了收益空间。政策与工程的共振，最终要落到一个个具体项目的账本上。容量电价是一把标尺，量出的是储能对电力系统的真实价值。

长时储能的另一条技术路线同样在提速。2026年9月12日，华能金坛2×350兆瓦盐穴压缩空气储能二期项目两台机组完成整组启动，总装机700兆瓦，设计储能时长8小时，核心装备实现100%国产化。项目年充放电约330次，一次可储存280万度电，利用地下约千米深处盐穴封存超过130个大气压的空气，全过程不燃烧化石燃料。公开报道显示，该项目被业内称为世界最大盐穴压缩空气储能项目，启动过程中机组振动、温度、压力等关键指标全部优于设计值。与全钒液流电池一样，它指向的都是同一个方向：用更长的放电时长，去匹配电网净负荷高峰的持续时间。

把两条路线并排看，长时储能的技术画像逐渐清晰。全钒液流电池靠电解液中钒离子的价态变化完成电能与化学能转换，容量与功率可独立扩展，循环寿命长、本征安全；盐穴压缩空气储能则把闲置盐穴变成“地下充电宝”，用低谷时段的富余电能压缩空气、峰值时段释放发电。两者的共同点是初始投资偏高、回收周期偏长，而共同的需求，正是容量电价这类为“可靠顶峰能力”定价的机制。114号文把放电时长写进折算公式，本质上是在为这类资产提供可预期的收益锚点，而不是简单地补贴装机规模。

机制红利能否转化为真实收益，还要看项目自身的履约能力。多地细则明确，容量电费与电站申报的最大放电功率、连续放电时长挂钩，未按调度指令履约的要扣减容量电费，违约次数过多还会被取消资格。这意味着长时储能不能只盯着“建得多长”，更要盯住“能不能稳定地长”。对企业而言，电解液与电堆的成本控制、系统集成的工程可靠性、长期运维的稳定性，才是决定收益率的关键变量。政策打开了空间，能不能把空间变成利润，仍要回到技术与运营的基本功上。

（本文数据来源：国家发展改革委《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）及政策解读、中国科学院大连化学物理研究所储能技术研究部公开信息、陕西省发展改革委相关实施细则、公开新闻报道）

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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作者：

马行川