赵天寿院士：容量电价机制为长时储能打开新空间

赵天寿

中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长

2025年底，我国风电、光伏累计装机容量达到18.4亿千瓦，历史性超过火电。新能源占比持续上升，对电力系统的调节能力提出更高要求。根据新一轮国家自主贡献目标，到2035年，我国还将新增18亿千瓦的风光装机。但新能源发电具有间歇性和波动性，随着其占比持续提升，电力系统面临的安全稳定运行挑战日益突出。重要原因之一，是缺乏足够的长时储能手段来平衡跨小时乃至跨日的电力供需。

当前，主流的储能项目时长为2～4小时。这类中短时储能在应对日内峰谷调节方面发挥了重要作用。但当遇到连续阴雨、静风天气或季节性天气波动时，新能源发电缺口可能持续数小时甚至更长时间。因此，要进一步提升风光消纳水平并保障供电可靠性，必须发展8小时以上的长时储能技术。国家发展改革委、国家能源局2025年8月印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》明确提出，要推动完善新型储能的容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制。

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》，首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，将容量价值纳入电价体系，为长时储能发展提供了制度性保障。该文件明确，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，各地可给予容量电价。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，最高不超过1），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。

容量电价机制的本质是对电力系统的可靠容量进行价值补偿。对于液流电池这类具备长时放电能力的技术产品，其容量价值不仅体现在能量吞吐量上，更体现在极端天气或新能源出力低谷期的长时保供能力上。甘肃省已将系统净负荷高峰持续时长暂定为6小时，为长时储能参与容量价值评价提供了明确依据，也意味着长时储能正迎来区别于中短时储能的差异化政策支持。

在众多长时储能技术路线中，液流电池具有独特优势。其本征安全性来自水系电解液，不会有热失控或爆炸的风险。能量与功率解耦的设计使其储能时长配置非常灵活，循环寿命长，且回收残值较高。然而，液流电池的商业化面临成本制约，初始投资成本一度高于2元/瓦时。电堆和电解液占系统总成本的80%以上，降低这两项成本是技术推广的关键。

提高液流电池电流密度与电解液利用率是降低电堆与电解液成本的重要途径。笔者带领研究团队研发的新一代液流电池技术，将液流电池的电流密度和电解液利用率相对传统技术分别提升了1倍和20%。目前，该技术已在内蒙古磴口等地的储能电站中并网运行。随着新技术的规模化应用和产业链协同加深，预计未来五年液流电池成本将大幅下降。展望未来，随着关键技术持续创新突破，以及容量电价等政策机制不断完善，液流电池储能技术将加快规模化应用，逐步成为支撑新型电力系统安全稳定运行的重要支柱。