三省定调，九省先行！长时储能容量价值独立定价潮起
发布日期：2026/1/6
截至目前，全国已有包括湖北、甘肃、内蒙、山东在内的九个省份，先后公布了针对电网侧独立储能的容量补偿政策与具体价格标准。
其中山东、湖北、甘肃三省的设计尤为引人注目：通过差异化的机制设计，直接提升长时储能的容量认定与经济收益，清晰体现了政策“奖长时”的导向，以更好地匹配以新能源为主体的新型电力系统对长时间尺度调节能力的需求。
湖北：锚定10小时基准
2026年1月4日，湖北省发改委、省能源局发布《关于建立新型储能价格机制的通知》。
湖北此次发布的新型储能价格机制，核心是通过月度平均可用容量的计算规则，直接实现对长时储能项目的倾斜奖励，单次可持续放电时长越长，项目能获得的月度容量电费就越高，且时长和收益呈线性正相关关系。
湖北省的政策核心在于为储能建立了“固定容量补偿+市场化收益”的双轨制盈利模式。其容量补偿的计算公式：
月度平均可用容量=∑（日可用放电功率×单次可持续放电时长÷10小时）
这一“÷10小时”的折算公式，是长时储能获得超额收益的关键。它意味着储能获得的补偿并非简单地基于装机功率，而是被折算为“10小时率”的等效容量。
年度容量电价暂按165元/千瓦·年执行。举个例子，假设一个储能项目的日可用放电功率均为10MW，每月按30天计算，分别对应不同的单次可持续放电时长：
对于2小时的短时储能项目，每天的贡献计算值为10MW×2小时÷10小时=2MW，月度平均可用容量就是2MW，最终月度容量电费为13.75元/千瓦・月×2MW=27500元。
对于10小时的超长时储能项目，每天的贡献计算值为10MW×10小时÷10小时=10MW，月度平均可用容量就是10MW，最终月度容量电费为137500元，对比2小时项目收益提升了400%。
从这个对比能明显看出，在装机功率相同的前提下，放电时长增加，容量补偿的收益就会成倍增加，长时储能的收益优势非常突出。
湖北模式为储能设立了长达一年的稳定收入预期，极大地改善了项目的可融资性。同时，其考核机制（如全年等效充放电次数不低于240次）并非鼓励无效充放，而是引导储能在系统真正需要时，进行有意义的深度充放电。
甘肃：6小时满分线定义可靠性
2025年12月31日，甘肃省发展和改革委员会、甘肃省工业和信息化厅、甘肃省能源局、国家能源局甘肃监管办公室发布《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》。
甘肃省的政策更具系统性突破意义。它没有为储能单独设章，而是将“电网侧独立新型储能”与“公用煤电机组”并列，一同纳入“发电侧可靠容量补偿机制”。
这一身份转变，意味着储能被正式赋予了与火电同等的“系统可靠性支柱”地位。其补偿公式同样直指核心：
可靠容量系数=最大功率发电持续时长/6小时（系统净负荷高峰持续时长），最高为1。
举例说明：一个100MW/2小时的储能电站，和一个100MW/6小时的储能电站能获取的容量电费差异巨大（以下计算未考虑厂用电率、容量供需系数）：
100MW/2小时的储能电站：可靠容量系数=2小时/6小时=0.33；可获得的容量电费=100,000 kW×0.33=33,000 kW×330≈1,089万元；
100MW/6小时的储能电站：可靠容量系数=6小时/6小时=1；可获得的容量电费=100,000 kW×1=100,000 kW×330≈3,300万元；
这意味着：达到或超过6小时持续放电能力的储能，即可获得100%的“可靠容量”认定，享受330元/千瓦·年的全额补偿。而2小时储能仅能获得约33%的认定。同等功率下，6小时储能获得的补偿金额是2小时储能的3倍。
甘肃模式不仅补偿标准更高（330元对比湖北165元），其考核也堪称严苛。一次调度指令不达标即扣减当月50%电费，两次扣100%，旨在倒逼储能必须具备与传统机组一样的绝对可靠性。
山东：4小时入场券换2倍收益
2023年7月，山东省发展和改革委员会、山东省能源局、山东省科学技术厅、国家能源局山东监管办公室等四部门联合发布关于印发《关于支持长时储能试点应用的若干措施》的通知。
政策明确长时储能放电时间较长、对电网调峰贡献更大，对于列为试点项目的长时储能，参与电力现货交易时，其补偿费用暂按其月度可用容量补偿标准的2倍执行。
根据山东省发布的《关于贯彻发改价格〔2023〕1501号文件完善我省容量电价机制有关事项的通知》，现行市场化容量补偿电价用户侧收取标准由每千瓦时0.0991元暂调整为0.0705元。则符合条件的长时储能项目享受双倍容量补偿，即0.0705元/kWh×2=0.141元/kWh。
日可用容量计算公式：日可用容量=核定功率×K×H/24(K为可用系数，H为最大连续放电小时数)，长时储能H值更大(如5-6小时)，在相同K值下，获得更高日可用容量核定，进而提升总补偿金额。
长时储能容量价值迎来独立定价时代
湖北、甘肃与山东的新政虽在具体设计上各有侧重，但共同指向一个明确的信号：储能的容量价值将获得独立定价，且政策正强力引导技术路线向"长时"迈进。
过去，长时储能的高能量成本是其商业化的核心障碍。如今，基于时长的容量补偿直接弥补了这一短板，使其在长达10-25年的生命周期内拥有了稳定可期的“压舱石”收入，叠加现货市场价差和辅助服务收益，长时储能项目的投资回报模型变得清晰可行。
长时储能的价值不仅在于调峰，更在于应对新能源连续数日出力不足、季节性不平衡等挑战。政策引导其减少无效的浅充浅放，专注于在系统最脆弱的尖峰时刻提供持久支撑，使其价值与系统需求完美匹配。
政策通过“10小时折算”和“6小时系数”等设计，无形中为不同技术路线设置了不同的起跑线。压缩空气储能、液流电池等天然具备长时优势的技术，其性价比将显著凸显。长时储能容量价值迎来独立定价时代，这将强力引导资本、研发和产业链向长时储能技术聚集，加速技术迭代和成本下降。
来源：ESPLAZA长时储能网
