2026年5月11日，国家能源局正式发布《关于促进长时储能技术发展的指导意见（征求意见稿）》，明确提出到2030年，长时储能装机规模达到50GW以上，并首次将储能时长超过4小时的技术纳入专项扶持范畴。这一政策的出台，标志着我国长时储能政策环境进入系统性完善阶段。
政策框架从“鼓励”转向“强制配储”
过去三年间，长时储能政策经历了从“鼓励探索”到“强制配储”的跨越。2025年底，国家发改委联合国家能源局发布的《新型储能发展“十五五”规划》中，明确要求新建新能源项目须配套10%-20%的长时储能设施，储能时长不得低于6小时。这一硬性指标直接推动了压缩空气储能、液流电池、重力储能等技术的商业化进程。 值得关注的是，2026年一季度，山东、内蒙古、甘肃等新能源大省已率先出台地方性补贴政策。以内蒙古为例，对投运的长时储能项目按放电量给予0.3元/千瓦时的运营补贴，同时减免土地使用税。这种“中央定调+地方落地”的政策组合拳，正在加速长时储能从示范项目向规模化应用过渡。
技术路线获得差异化政策支持
政策环境的完善不仅体现在总量目标上，更体现在对不同技术路线的精准扶持。2026年4月，国家能源局公布的《长时储能技术目录（第一批）》中，将铁铬液流电池、锌溴液流电池、压缩二氧化碳储能、液态空气储能等8项技术列为重点支持方向。 对于技术成熟度较高的全钒液流电池，政策侧重于降低电解液成本，通过设立专项基金支持钒资源保障，使得全钒液流电池系统成本在2026年有望降至2000元/千瓦时以下。而对于压缩空气储能，国家能源局正在推动将盐穴、废弃矿洞等资源纳入储能基础设施规划，解决了地下储气库选址难的核心痛点。
市场机制创新释放经济性红利
政策完善的关键突破在于电力市场机制的创新。2026年5月，广东电力交易中心率先推出长时储能参与现货市场的交易细则，允许储能电站以“充放电价差套利+容量补偿”的双重模式获得收益。根据测算，在广东现货市场环境下，6小时储能电站的年收益率可达8%-12%，已具备商业化运营条件。 与此同时，国家发改委正在研究将长时储能纳入“绿证”交易体系。这意味着储能电站不仅可以通过调峰调频获得直接收益，还能通过消纳绿电获得环境权益收入。据行业测算，若绿证价格为50元/个，可为长时储能项目额外增加10%-15%的内部收益率。
标准体系建设步入快车道
政策环境的完善还体现在标准体系的快速构建上。2026年3月，全国储能标准化技术委员会发布了《长时储能系统安全技术规范》，首次对6小时以上储能系统的热管理、消防、并网接口等环节作出强制性规定。此外，《液流电池储能系统技术条件》《压缩空气储能电站设计规范》等10余项行业标准已进入征求意见阶段。 中国电力科学研究院数据显示，截至2026年4月底，全国在建及规划中的长时储能项目总规模已达28.6GW，其中压缩空气储能占比42%，液流电池占比35%，重力储能占比12%。随着政策环境的持续完善，这一规模有望在2027年突破50GW。 ---