近日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文），容量电价政策终于在众所期盼中启航，后续就等各个地方细则落地。

这个文件将深刻影响我国储能行业的发展路径及竞争格局，近期本公众号将从不同角度展开分析，今天主要谈谈对长时储能的影响。

114号文中，有一个非常重要的规定：

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：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）。

其中，有个比较拗口的概念“全年最长净负荷高峰持续时长”，这是指某个省份全年中最长的净负荷高峰持续时长。

从各地电力现货市场价格曲线可以看出，目前净负荷高峰一般在晚上18-23点，最终净负荷高峰持续时长跟各地的电力结构及负荷情况有关，最长时长可能是4h，也可能是6h，甚至更长，相信绝大部分省份不会是2h。

目前，最接近国家114号文的地方是甘肃，甘肃于2025年12月31日发布《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》，其独立储能的容量电价补偿与煤电机组相同，均为330元/KW·年，其高峰时长暂定为6h。

114号文“全年最长净负荷高峰持续时长”，将最终引导独立储能的时长配置，按照折算公式，如果这个高峰时长是4h，那么2h配置只能按50%装机功率获取容量电价；如果是6h，那么2h时长只能按1/3装机功率获取容量电价，4h时长则只能按2/3装机功率获取容量电价。

容量电价作为独立储能的“保底收益”，相信任何投资方尤其是正在观望的央国企，自然是不会视而不见的，会成为重要的决策依据，提供融资支持的金融机构亦是如此。

在容量电价政策下，过去主流的2h将不再占优。

如今，独立储能将面临一个盈利来源的取舍问题，到底是要容量电价，还是要峰谷套利，亦或是辅助服务，这个问题其实并不复杂，市场正在给出答案。过往，独立储能的收益来源还是以峰谷价差（能量收益）为主，辅助服务和容量补偿为辅，而峰谷价差则希望实现“两充两放”，彼时2h是最优选择。

随着光伏装机占比提高，电力市场化推进，大部分地区的电力现货价格“鸭子曲线”（午间低谷和晚间高峰）越来越突出，“两充两放”正在被抛弃，“一充一放”成为更现实的选择。

容量电价，其实就以晚间高峰（顶峰能力）为依据。

实际上，在114号文发布之前，独立储能的时长配置中，4h+已经在快速渗透，这也是市场化机制下的自我选择。

根据中电联报告，2025年1-6月电网侧独立储能中，4h+长时储能项目逐渐增多，累计投运总能量占比31.94%，较2024年1-6月增长11个百分点。到2025年底，这个占比应该更高。

2025年12月31日，全球最大的全钒液流电池储能电站三峡能源新疆吉木萨尔200MW/1GWh实现全容量投产运行，时长达5h。

另外一个角度，据不完全统计，2025年采用磷酸铁锂电池的4h+储能项目超过25GWh，其中不乏典型项目，比如包头威俊1.5GW/9GWh电网侧独立储能示范项目，时长高达6h。

毫无疑问，在114号文之前，4h+长时储能已经开始快速增长，这是电力系统结构进化的自然选择和必然需要。

如今，114号文再为长时储能的发展“火烧浇油”。

长时储能，注定迎来新一波快速渗透，并促进全钒液流电池及大容量锂电池的新一轮发展，深刻影响储能产业格局，值得期待。