容量电价加持，新型储能走向“长时化”

近期，国家发展改革委和国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号)，提出分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，电网侧独立新型储能将获得容量电价补偿。

根据这份文件，独立储能容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长。这意味着，在系统最需要调节资源顶峰时，储能电站放电时间越长，就可以拿到越高的容量补偿。

这一规定从提升电力系统调节和保供能力的角度出发，向业界展示了电力系统对于长时储能的明确偏好。

在这一政策出台之前，新型储能电站已经在向更长充放电时长发展。国家能源局在2026年一季度新闻发布会上披露，截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，平均储能时长2.58小时，相较于2024年底增加0.30小时。

中关村储能产业技术联盟近期公布的统计数据显示，2025年新增投运项目平均时长2.85小时，4小时以上项目数增长显著，同比增长44%。

上述统计数据还显示，“十四五”期间，新型储能从以用户侧为主转向以独立储能为主，项目从负荷侧向资源端转移——这也是储能电站时长拉长的重要背景。从系统需求角度看，为了更好地服务新能源的调节和消纳，新型储能需要提升其持续充放电能力。从商业模式角度看，过去1小时、2小时的项目通常应用于用户侧与现货市场中的峰谷差套利，在分时电价政策不断改革乃至固定分时电价取消的背景下，单纯依靠价差套利难以为继。

为配合新能源尤其是大基地项目的发展，越来越多的大容量、长时间新型储能电站落子“三北”地区，如已经投运的“陇电入鲁”庆东直流配套电源、刚刚开工的青海海南清洁能源基地电源项目，均建设4小时储能电站。

从技术路线看，锂电池储能成本不断下降，在向长时化发展过程中仍然最具价格优势，相关招投标数据显示，2025年4小时储能EPC平均报价为0.901元/瓦时。钒液流电池、压缩空气储能等技术路线虽然相对昂贵，但也在获得更多商业机会。2026年初，我国规模最大全钒液流电池储能电站——三峡集团新疆吉木萨尔全钒液流储能电站实现全容量投产运行，项目规模200兆瓦/1000兆瓦时，储能时长5小时。目前，已有全钒液流电池储能系统中标价格可低至2元/瓦时以下。

容量电价政策出台提供保底收入、新能源发展为各类型的长时储能技术提供应用场景，加上储能自身成本持续下降，新型储能电站向更长充放时长发展的基础正在筑牢。