阳光、宁德、亿纬、海辰、天合、国轩… 这次要吃透储能红利了
光伏产业网讯
发布日期：2026-02-11
核心提示：
阳光、宁德、亿纬、海辰、天合、国轩… 这次要吃透储能红利了
2026年初，国家发改委与国家能源局联合印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文），如同在储能行业投下一枚深水炸弹。
在此之前，这个万亿级赛道始终困于“看天吃饭”的尴尬——依赖峰谷电价差套利的商业模式收益飘忽，碎片化补贴难以撬动大资金进场，多数项目陷入“建而不用、用而不赚”的泥潭。
而114号文的出现，首次在国家层面为电网侧独立新型储能设立“容量电价”这一“保底工资”，更将放电时长设为收益分配的核心杠杆。明确体现了“满功率连续放电时长越长，收益越高”，推动行业从“短时套利”向“长时系统支撑”转型，更让行业技术路线与产品布局的先发优势，成为争夺千亿市场的关键变量。
01政策重构行业逻辑，长时化成新出路
114号文的核心设计堪称“精准制导”。文件明确，电网侧独立新型储能的容量电价水平，以当地煤电容量电价为基础，按“满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长”的比例折算，最高不超过1。换句话说，放电时间越长，能拿到的“保底收益”越多。
以甘肃为例，2025年底发布的《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》，甘肃电网侧独立新型储能可靠容量系数计算中，系统净负荷高峰持续时长暂定为6小时，且独立储能容量电价与煤电机组持平（330元/kW·年）。
按此计算，2小时储能仅能获得1/3收益（110元/kW·年），4小时获2/3（220元/kW·年），只有6小时储能能全额拿到330元。这一规则直接戳中了行业痛点——过去主流的2小时储能系统，因收益骤降瞬间失去经济性；而4小时及以上的长时储能，则因“保底收益+峰谷套利”的双重保障，成为资本眼中的“香饽饽”。
实际上政策设计的深层逻辑，源于对电力系统转型需求的精准回应。随着新能源渗透率提升，“鸭子曲线”愈发陡峭（午间光伏大发致电价低谷、晚间负荷高峰需顶峰供电），短时储能难以满足“跨时段调节”需求。114号文通过“放电时长”与“净负荷高峰时长”的绑定，引导储能配置与电网实际需求匹配——例如，河北、湖北公布的折算时长上限分别为4小时、10小时，意味着不同省份需根据自身负荷特性配置差异化时长的储能。
更值得关注的是政策的后续规划。待电力现货市场成熟后再过渡至“可靠容量补偿”，最终走向“容量市场”竞价。这种渐进式变化，既为行业提供了短期收益保障，也为长期市场化留出空间。
目前，全国16个省级电网已公布2026年煤电容量电价，云南、甘肃顶格执行330元/kW·年，四川、天津为231元/kW·年，其余省份最低165元/kW·年，为储能容量电价划定了明确区间。当“长时化”从市场选择变成政策强制，企业的技术路线与产品布局，直接决定能否搭上这班“政策快车”。
02“押对宝”的各大企业，从大电芯到多技术融合
值得注意的是，面对政策催生的长时储能刚需，头部企业早已亮出技术底牌，产品布局已从“单点突破”转向“全场景覆盖”，试图在千亿赛道中占据先机。
阳光电源以“高效集成+全球化”打造第二增长曲线。其PowerTitan2.0全液冷系统转换效率超92%，占地减半，已用于欧美数据中心；升级的PowerTitan3.0智储平台，Plus版单柜容量12.5MWh，支持4小时及以上长时储能。针对不同区域，阳光电源在欧美强化虚拟电厂功能，在中东开发耐候方案，在拉美攻坚弱电网技术，海外营收占比从2020年34.23%升至2025年上半年58.3%。
宁德时代构建“锂电+钠电+液流”多技术矩阵。在锂电池领域，联合Quinbrook开发8小时EnerQB系统，为澳大利亚提供3GW（24GWh）长时储能，精准卡位海外需求；钠电池领域，与长安汽车推出全球首款钠电量产乘用车，2026年计划建成3000座巧克力换电站构建生态闭环；液流电池领域，通过融科储能冲刺科创板，其全钒液流电池已在百兆瓦级项目中验证经济性，成本预计2027年迈入“1.5元时代”。
亿纬锂能用“大电芯”定义长时储能标准。2026年1月，全球首座628Ah大电池电站——石家庄灵寿200MW/400MWh电站并网，采用叠片工艺与大电芯极简集成技术，运维成本降30%，系统能效超95.5%，验证了其电芯在4h及以上长时储能场景的适用性；目前其628Ah电芯累计签约量破25GWh，国内60GWh“超级工厂”已投产，马来西亚、匈牙利基地推进全球交付网络。
海辰储能聚焦“大容量+全场景”。推出∞Power6.25MWh时空定制系统，基于∞Pack+平台结合587Ah和1175Ah电池，提供2h/4h配置。其中1175Ah“千安时电芯”是全球首款6MWh+项目核心部件，2025年10月12台4h预制舱发往欧洲，循环寿命12000次，能效超95%。
天合光能推出Elementa2Pro平台，提供20MWh4h储能系统配置，搭载314Ah磷酸铁锂电池及智能液冷热管理技术，适用于大型储能项目，具备高能量密度和长寿命。
科陆电子发布Aqua-C3.0Pro液冷储能系统，搭载600Ah超大容量电芯，单柜容量提升至6.88MWh，采用标准20尺集装箱设计，支持4小时长时储能，运输便捷性增强。
瑞浦兰钧发布Powtrix6.26MWh储能系统，提供4h长时版本，采用392Ah电芯，能效达95%以上，支持宽温域运行，适用于极端环境。
比亚迪则凭借MSCubeESS集装箱产品覆盖4h-12h长时储能，应用于英国、加拿大等国际市场，具备高安全性、高能量密度和长循环寿命。
国轩高科的"乾元载道"系列产品，主要包括261kW、836kWh、522kWh、950kWh工商业储能一体柜，可按需配置2h/4h系统，适用于工业园区、光储充站、数据中心、微电网等多个应用场景。
采日能源结合AI算法实现电池热失控预警与电力市场交易优化，其4h长时储能解决方案已覆盖全球30多个国家，累计出货量突破10GWh。
派能科技的522kWh储能系统，可适配4h充放电策略，支持一充一放或两充两放模式；集成智能调度算法，可实时响应电价变化。
永泰数能的储能系统，支持125kW/250kW灵活输出，可适配4h或2h储能需求，适用于工厂连续生产、峰谷套利、微网离网备电等场景；
弘正储能智慧储能液冷一体柜，支持4h储能。搭载AI智能算法与BMS2.0系统，实现精准控温与电芯一致性管理，同时支持OTA远程升级，构建智能运维闭环。
......
03结语：从政策驱动到生态制胜
尽管长时储能前景广阔，但政策落地与市场培育仍需跨越多重障碍。系统运行费挤压利润，2026年多省度电成本超0.1元（海南达0.13元），直接削弱充放电价差；
严考核淘汰落后产能，湖北要求放电功率达标率98%，四次不达标扣全月容量电费；
地方政策衔接存隐患，内蒙古等省原有“按放电量补偿”政策与114号文冲突，存量项目收益待明确。
但更关键的竞争，在于生态构建。长时储能的胜负手不再是单一产品，而是“技术+场景+现金流”的综合能力。据行业预测，2026年是长时储能规模化元年，当政策驱动转向技术与场景双轮驱动，企业的持续创新能力与生态整合效率，将决定其在长跑中的位置。
长时储能的竞赛，本质是能源转型的微观缩影。它不仅考验企业对政策、技术、市场的理解，更检验其平衡短期收益与长期投入的战略定力。
在此之前，这个万亿级赛道始终困于“看天吃饭”的尴尬——依赖峰谷电价差套利的商业模式收益飘忽，碎片化补贴难以撬动大资金进场，多数项目陷入“建而不用、用而不赚”的泥潭。
而114号文的出现，首次在国家层面为电网侧独立新型储能设立“容量电价”这一“保底工资”，更将放电时长设为收益分配的核心杠杆。明确体现了“满功率连续放电时长越长，收益越高”，推动行业从“短时套利”向“长时系统支撑”转型，更让行业技术路线与产品布局的先发优势，成为争夺千亿市场的关键变量。
01政策重构行业逻辑，长时化成新出路
114号文的核心设计堪称“精准制导”。文件明确，电网侧独立新型储能的容量电价水平，以当地煤电容量电价为基础，按“满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长”的比例折算，最高不超过1。换句话说，放电时间越长，能拿到的“保底收益”越多。
以甘肃为例，2025年底发布的《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》，甘肃电网侧独立新型储能可靠容量系数计算中，系统净负荷高峰持续时长暂定为6小时，且独立储能容量电价与煤电机组持平（330元/kW·年）。
按此计算，2小时储能仅能获得1/3收益（110元/kW·年），4小时获2/3（220元/kW·年），只有6小时储能能全额拿到330元。这一规则直接戳中了行业痛点——过去主流的2小时储能系统，因收益骤降瞬间失去经济性；而4小时及以上的长时储能，则因“保底收益+峰谷套利”的双重保障，成为资本眼中的“香饽饽”。
实际上政策设计的深层逻辑，源于对电力系统转型需求的精准回应。随着新能源渗透率提升，“鸭子曲线”愈发陡峭（午间光伏大发致电价低谷、晚间负荷高峰需顶峰供电），短时储能难以满足“跨时段调节”需求。114号文通过“放电时长”与“净负荷高峰时长”的绑定，引导储能配置与电网实际需求匹配——例如，河北、湖北公布的折算时长上限分别为4小时、10小时，意味着不同省份需根据自身负荷特性配置差异化时长的储能。
更值得关注的是政策的后续规划。待电力现货市场成熟后再过渡至“可靠容量补偿”，最终走向“容量市场”竞价。这种渐进式变化，既为行业提供了短期收益保障，也为长期市场化留出空间。
目前，全国16个省级电网已公布2026年煤电容量电价，云南、甘肃顶格执行330元/kW·年，四川、天津为231元/kW·年，其余省份最低165元/kW·年，为储能容量电价划定了明确区间。当“长时化”从市场选择变成政策强制，企业的技术路线与产品布局，直接决定能否搭上这班“政策快车”。
02“押对宝”的各大企业，从大电芯到多技术融合
值得注意的是，面对政策催生的长时储能刚需，头部企业早已亮出技术底牌，产品布局已从“单点突破”转向“全场景覆盖”，试图在千亿赛道中占据先机。
阳光电源以“高效集成+全球化”打造第二增长曲线。其PowerTitan2.0全液冷系统转换效率超92%，占地减半，已用于欧美数据中心；升级的PowerTitan3.0智储平台，Plus版单柜容量12.5MWh，支持4小时及以上长时储能。针对不同区域，阳光电源在欧美强化虚拟电厂功能，在中东开发耐候方案，在拉美攻坚弱电网技术，海外营收占比从2020年34.23%升至2025年上半年58.3%。
宁德时代构建“锂电+钠电+液流”多技术矩阵。在锂电池领域，联合Quinbrook开发8小时EnerQB系统，为澳大利亚提供3GW（24GWh）长时储能，精准卡位海外需求；钠电池领域，与长安汽车推出全球首款钠电量产乘用车，2026年计划建成3000座巧克力换电站构建生态闭环；液流电池领域，通过融科储能冲刺科创板，其全钒液流电池已在百兆瓦级项目中验证经济性，成本预计2027年迈入“1.5元时代”。
亿纬锂能用“大电芯”定义长时储能标准。2026年1月，全球首座628Ah大电池电站——石家庄灵寿200MW/400MWh电站并网，采用叠片工艺与大电芯极简集成技术，运维成本降30%，系统能效超95.5%，验证了其电芯在4h及以上长时储能场景的适用性；目前其628Ah电芯累计签约量破25GWh，国内60GWh“超级工厂”已投产，马来西亚、匈牙利基地推进全球交付网络。
海辰储能聚焦“大容量+全场景”。推出∞Power6.25MWh时空定制系统，基于∞Pack+平台结合587Ah和1175Ah电池，提供2h/4h配置。其中1175Ah“千安时电芯”是全球首款6MWh+项目核心部件，2025年10月12台4h预制舱发往欧洲，循环寿命12000次，能效超95%。
天合光能推出Elementa2Pro平台，提供20MWh4h储能系统配置，搭载314Ah磷酸铁锂电池及智能液冷热管理技术，适用于大型储能项目，具备高能量密度和长寿命。
科陆电子发布Aqua-C3.0Pro液冷储能系统，搭载600Ah超大容量电芯，单柜容量提升至6.88MWh，采用标准20尺集装箱设计，支持4小时长时储能，运输便捷性增强。
瑞浦兰钧发布Powtrix6.26MWh储能系统，提供4h长时版本，采用392Ah电芯，能效达95%以上，支持宽温域运行，适用于极端环境。
比亚迪则凭借MSCubeESS集装箱产品覆盖4h-12h长时储能，应用于英国、加拿大等国际市场，具备高安全性、高能量密度和长循环寿命。
国轩高科的"乾元载道"系列产品，主要包括261kW、836kWh、522kWh、950kWh工商业储能一体柜，可按需配置2h/4h系统，适用于工业园区、光储充站、数据中心、微电网等多个应用场景。
采日能源结合AI算法实现电池热失控预警与电力市场交易优化，其4h长时储能解决方案已覆盖全球30多个国家，累计出货量突破10GWh。
派能科技的522kWh储能系统，可适配4h充放电策略，支持一充一放或两充两放模式；集成智能调度算法，可实时响应电价变化。
永泰数能的储能系统，支持125kW/250kW灵活输出，可适配4h或2h储能需求，适用于工厂连续生产、峰谷套利、微网离网备电等场景；
弘正储能智慧储能液冷一体柜，支持4h储能。搭载AI智能算法与BMS2.0系统，实现精准控温与电芯一致性管理，同时支持OTA远程升级，构建智能运维闭环。
......
03结语：从政策驱动到生态制胜
尽管长时储能前景广阔，但政策落地与市场培育仍需跨越多重障碍。系统运行费挤压利润，2026年多省度电成本超0.1元（海南达0.13元），直接削弱充放电价差；
严考核淘汰落后产能，湖北要求放电功率达标率98%，四次不达标扣全月容量电费；
地方政策衔接存隐患，内蒙古等省原有“按放电量补偿”政策与114号文冲突，存量项目收益待明确。
但更关键的竞争，在于生态构建。长时储能的胜负手不再是单一产品，而是“技术+场景+现金流”的综合能力。据行业预测，2026年是长时储能规模化元年，当政策驱动转向技术与场景双轮驱动，企业的持续创新能力与生态整合效率，将决定其在长跑中的位置。
长时储能的竞赛，本质是能源转型的微观缩影。它不仅考验企业对政策、技术、市场的理解，更检验其平衡短期收益与长期投入的战略定力。