2026年5月11日，国家能源局发布《关于促进长时储能技术应用与产业发展的指导意见（征求意见稿）》，明确提出到2030年，长时储能装机规模将达到5000万千瓦以上，并首次将4小时以上储能时长作为独立类别纳入新型储能发展规划。这一政策信号的释放，标志着我国长时储能政策环境正在从“鼓励探索”向“系统支持”转变。
政策框架从“碎片化”走向“体系化”
过去三年，长时储能政策多散见于新型储能整体规划中，缺乏针对性支持。2025年下半年以来，政策制定者意识到：短时储能（1-2小时）主要解决频率调节和爬坡需求，而4小时以上长时储能才是支撑高比例可再生能源并网、实现电力系统“跨日平衡”的关键。 2026年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《2026-2030年新型储能发展实施方案》，专门设立“长时储能技术攻关与应用示范”章节，提出在 压缩空气储能、液流电池、重力储能、氢储能 等四条技术路线上同步推进。同期，山东、内蒙古、甘肃等新能源大省相继出台地方性支持政策，对长时储能项目给予容量补偿和优先调度权。
市场机制创新破解收益困境
长时储能面临的核心挑战是经济性不足。传统电力市场设计主要服务于短时调节资源，长时储能“充电便宜、放电贵”的特性难以在现有价格机制中兑现。 2026年4月，广东省率先试点“长时储能容量市场”，将4-8小时储能项目纳入容量补偿范围，补偿标准参照煤电容量电价机制。这一突破性措施意味着长时储能的“备用价值”首次被量化定价。据电力规划设计总院测算，若全国推广，长时储能项目的内部收益率可提升3-5个百分点。 此外，分时电价机制也在持续优化。2026年5月，浙江、江苏两省将峰谷价差拉大至4:1以上，使得8小时储能系统在单次充放电循环中的套利空间显著扩大。对于工商业用户侧的长时储能项目，这一变化直接提升了投资回报率。
技术路线多元化发展提速
政策催化下，各技术路线进入竞相突破阶段。压缩空气储能方面，2026年4月，河北张家口100MW/800MWh先进绝热压缩空气储能电站并网运行，系统效率突破70%，标志着该技术已具备商业化条件。全钒液流电池领域，大连融科储能在大连建设的200MW/800MWh项目于2026年3月全容量投运，成为全球最大液流电池储能电站。 值得注意的是，政策对氢储能的态度从“观望”转向“有限支持”。2026年5月发布的征求意见稿中，明确将“绿氢储能”纳入可再生能源消纳责任权重考核体系，允许氢储能电站参与绿证交易。
实用建议：关注政策窗口期
对于投资者和项目开发商，当前是布局长时储能的关键窗口期。建议重点关注以下三点： 其一，优先选择已出台容量补偿政策或峰谷价差较大的地区开展项目，如广东、浙江、山东。其二，在技术路线上，4-8小时场景建议关注全钒液流电池和压缩空气储能，8小时以上场景则需评估氢储能的技术成熟度与政策补贴走向。其三，关注2026年下半年国家能源局即将发布的《长时储能技术标准体系》，这将直接影响项目并网验收与补贴申领。 据中国储能协会最新数据，截至2026年一季度，全国已投运长时储能项目累计装机约1200万千瓦，距离2030年目标尚有巨大空间。政策环境的持续完善，正在为这一蓝海市场铺平道路。