惊人的295%增幅！在2026年的储能市场，长时储能将占据主导地位！

01. 规模几乎翻了三倍

根据中国电子信息系统协会（CESA）储能应用分会行业数据库的不完全统计数据，今年第一季度中国并网长时储能项目规模达到4.16GW/17.05GWh，同比增长285%（功率）/295%（容量）。这一近三倍的增长表明，长时储能已真正从“可有可无”转变为“必不可少”。 新电力系统 。

事实上，到2025年，新安装的4小时容量 储能项目 在中国，长时储能装机容量达到 26.7GW/106.8GWh，占新增储能总装机容量的 41.3%（功率）/54.3%（容量）——这意味着到 2025 年，长时储能已经占到新增储能装机容量的一半。

进入2026年第一季度，增长势头不减反增。中国新增储能装机容量达到13.49GW/35.89GWh，同比增长147.98%（功率）/176.93%（容量）。其中，电网侧储能项目同比增长高达293.93%，这正是长时储能的核心应用场景。

在招标市场，信号更加清晰。2026年第一季度，全国已授标储能项目总装机容量达到38.087GW/174.288GWh，同比增长约66%。从装机容量来看，2小时储能系统占比43.95%，4小时储能系统占比36.96%，容量超过4小时的储能系统占比13.14%——长时储能占比超过50%。北京江来能源2026年6GWh储能项目也位列其中。 储能系统 采购方面，4 小时系统占需求的惊人 83%，而传统的 2 小时产品仅占 17%。

从区域分布来看，长时储能高度集中在风能和太阳能资源丰富的可再生能源大省。从第一季度的并网数据来看，西北地区以2.24GW/9.37GWh的规模遥遥领先。新疆第一季度新增装机容量7.51GWh，平均储能时长3.5小时，位居全国第一。内蒙古和宁夏紧随其后，分别新增5.74GWh和5.4GWh。这三个省份合计占全国第一季度新增装机容量的一半以上。

这种“以西北为中心”的区域分布深刻地反映了长时储能技术在解决高比例可再生能源消费问题中不可替代的作用。

02. 政策驱动型增长和经济刺激

长时储能技术的爆炸式增长既是市场力量的结果，也与国家政策的催化作用密不可分。

2026年1月30日，国家发展和改革委员会和国家能源局联合发布了《关于完善发电侧容量定价机制的通知》（发改委价格[2026]114号），首次在国家层面明确建立了新的独立的电网侧储能容量定价机制。

这份文件的价值不容低估——它打破了储能行业长期以来的困境，该行业过去只能依靠峰谷价格套利和零散的补贴来生存，而这份文件为独立储能企业提供了稳定的“底线工资”。

根据第114号文件的核心定价逻辑：电网侧独立新能源储能容量的电价水平以当地燃煤发电容量价格标准为基础，并按峰值容量的一定比例计算（转换比率为满功率连续放电时间除以全年最长净负荷峰值持续时间，不超过1）。

转换公式如下：转换率 = 满功率连续放电时间 ÷ 全年最长净负荷峰值持续时间（不超过 1）

（“全年最长净负荷峰值持续时间”是指某一省份全年最长的净负荷峰值持续时间。根据各地区电力现货市场价格曲线判断，最长持续时间可能为4小时、6小时甚至更长。）从公式可以看出，储能项目的收益与其满功率连续放电时间直接相关；放电时间越长，收益越高，这直接促使行业向长时储能（4小时及以上）升级。

关于燃煤发电容量定价标准，目前国家标准主要分为三个等级：165元/千瓦·年、231元/千瓦·年和330元/千瓦·年，分别对应燃煤机组固定成本的50%、70%和100%。

此前，甘肃省已出台类似政策，成为全国首个实施此类政策的省份。该政策明确规定，独立储能的容量定价与燃煤机组相同，均为330元/千瓦·年，全年最长峰值净负荷持续时间暂定为6小时。根据换算公式，2小时的储能仅享受容量定价的1/3，4小时享受2/3，6小时享受全额定价，这直接凸显了长时储能的经济优势。

政策红利的释放直接推动了储能项目经济效益的质的飞跃。以一个典型的100MW/500MWh（5小时）独立储能项目为例，在没有容量定价的情况下，仅依靠现货价格套利，该项目的内部收益率（IRR）仅为2.8%，远低于行业融资成本，几乎没有吸引力。然而，在实施330元/kW·年的高价值容量定价后，该项目的内部收益率跃升至12.8%，投资回收期缩短至3.5年，其吸引力显著提升。

国家层面的高层设计已迅速在地方层面落实。目前，全国已有九个省份——湖北、甘肃、宁夏、河北、内蒙古、广东、浙江、山东和新疆——率先实施了自主储能容量定价/补偿政策，覆盖了西北、华北、华东、华南和华中五大区域。

03. 长时储能行业在多个领域蓬勃发展

爆炸式增长 长时储能 与技术的迭代成熟密不可分。到2026年，长期储能技术格局将呈现“锂离子电池为基础，多种技术并存”的模式——没有一种单一技术能够解决所有问题，不同的技术在不同的场景下各有所长。

磷酸铁锂电池（LFP）仍然是长期储能的主流。锂电池之所以成为长期储能的主流，其核心原因在于成本优势——到2025年，LFP储能系统的平均价格仅为0.5356元/Wh，而钒液流电池储能系统的价格是其四倍之高。面对长期储能需求的爆炸式增长，领先企业纷纷推出了600Ah以上的超大容量电芯。随着超大容量电芯技术的成熟，锂电池在6-8小时长期储能场景中的渗透速度将进一步加快。

钒液流电池（VRB）是长期储能领域最有前景的技术之一。与传统锂电池相比，VRB具有三大核心优势：

首先，使用寿命长：VRB 可以循环数万次，使用寿命超过 20 年，远远超过 8-10 年的寿命。 锂电池 显著降低储能项目全生命周期总成本。

其次，安全性高：采用水系电解液，不存在热失控、爆炸或起火的风险。可实现100%深度放电，即使发生泄漏，也不会造成严重的环境污染。

第三，灵活的容量扩展：功率（电堆）和容量（电解液）可以分开设计。要增加储能容量，只需增大电解液储罐的容量，无需更换电堆。扩展成本低、操作简便，能够适应不同规模储能项目的需求。

数据显示，到2025年，钒液流电池（VRB）将新增1.06GW/4.45GWh的装机容量，占液流电池总装机容量的96%以上。同时，电解液租赁模式正日益大规模化，可为业主降低40%-50%的初始投资，显著缓解钒电池的初期成本压力。随着产业链成本的持续降低和隔膜国内产能的提升，钒液流电池预计将在2027年迎来商业化加速的转折点。

除了液流电池外，钠电池也因其资源优势和环境适应性，逐渐成为长期储能领域的一颗冉冉升起的新星。

钠电池的核心优势在于它摆脱了对稀缺锂资源的依赖——钠在地球上的储量极其丰富，是锂的1000倍，而且可以很容易地从海水和盐湖等自然资源中提取。钠的原材料成本比锂低约40%，从而消除了锂电池面临的“资源瓶颈”问题，并降低了储能项目的原材料成本。

同时，钠电池具有极强的环境适应性，可在-40℃至60℃的严苛环境下稳定运行。其低温容量保持率远高于锂电池，使其特别适用于西北（新疆、甘肃）风电基地和西南高海拔光伏电站等低温高海拔地区的长期储能需求。2026年是钠电池产业的关键一年，标志着其从实验室研究向大规模应用转型。

2月5日，长安汽车正式启动全球钠电池战略，携手宁德时代推出全球首款量产钠电池乘用车，预计将于2026年中期正式上市。该车型在极端低温环境下展现出卓越的性能，在-30℃时放电功率几乎是传统磷酸铁锂电池的三倍，在-40℃时容量保持率超过90%，甚至在-50℃时也能稳定运行，充分展现了钠电池优异的低温性能。

值得注意的是，为支持钠电池的大规模应用，宁德时代宣布计划到2026年在全国范围内建设3000多个“巧克力形”换电站，覆盖140多个城市，构建完整的钠电池生态系统。此外，宁德时代已投入近100亿元人民币用于钠电池技术研发，目标是到2028年实现钠电池整体成本低于锂电池。除长安汽车外，宁德时代还将与京东和广汽集团合作，推出搭载钠电池的量产车型，预计将于2026年第二季度上市。

东莞证券的一份研究报告指出，国内已有超过15家企业在钠电池量产方面取得突破，宝马、丰田等海外汽车制造商也在加速部署钠电池。钠电池的大规模应用将进一步推动其在长期储能领域的普及。

除了锂电池、液流电池和钠电池之外，压缩空气储能和重力储能等长期储能技术也在加速取得突破，形成多元化的技术格局。

压缩空气储能具有兆瓦级容量、持续时间长、成本低等优点，适用于大规模电网侧长时储能项目。重力储能利用重力势能储存和释放电能，具有寿命长、无污染、成本低等特点，能够满足各种长时储能需求。

尤其， 混合储能 混合储能正成为发挥不同技术优势、拓展长时储能市场的重要途径。新型电力系统对储能功率、时长和响应时间的要求日益多样化，单一技术难以满足所有需求。混合储能结合多种储能方式，兼具经济性和稳定性。新疆甘泉堡400MW/1600MWh项目采用多技术方案，融合了磷酸铁锂、钠离子电池和钒液流电池，成为新疆最大的混合电化学共享储能项目。混合储能正成为液流电池、钠电池等非锂电池技术拓展市场的重要途径。

随着各种长时储能技术的不断成熟和成本的持续下降，长时储能项目的经济可行性将进一步提高，从而推动行业的快速发展。

04. 长时储能项目将是 2026 年的重点。

容量定价政策的支持、电力系统需求的驱动力以及技术创新将共同推动长时储能市场在2026年实现爆发式增长。

就市场规模而言，行业预测显示，新增装机容量中时长4小时及以上的长时储能占比将从2025年的约35%快速增长至2026年的60%，并在2027年达到80%。在“十五”规划期（2026-2030年），中国新增储能总装机容量将迎来爆发式增长。多个风电和光电大省已规划建设吉瓦时（GWh）级的储能项目，带动投资超过3000亿元人民币。长时储能将主导这一增长，成为市场增长的核心驱动力。

就区域分布而言，高 可再生能源 渗透率和电网压力过大将是长时储能项目的关键领域。

第一梯队主要包括甘肃、宁夏、内蒙古等西北地区。这些地区可再生能源渗透率超过50%，风能和太阳能资源丰富，但负荷中心地理位置分散，导致严重的“弃风弃光”问题，迫切需要建设长时储能设施。特别是甘肃，其储能容量电价补偿标准高达330元/千瓦·年，这将极大地推动长时储能项目的部署。

第二梯队包括山东、浙江、湖北等东部和中部省份，这些地区的可再生能源渗透率在30%到50%之间，市场需求将逐步释放。

第三层级包括可再生能源渗透率较低的东北和西南部地区。这些地区目前仍在规划容量电价政策，长时储能市场将逐步发展起来。

此外，值得注意的是，随着人工智能与储能技术的加速融合，人工智能数据中心（AIDC）对储能配置的需求正成为新的增长引擎。2026年政府工作报告首次将“算力与电能协同”纳入新基建项目，并明确指出国家枢纽节点新建数据中心绿色电力占比必须超过80%，这使得AIDC储能成为长期储能的又一增长引擎。1GW的算力每年消耗约7000GWh的电力。传统电网基础设施难以快速响应AIDC的电力需求，因此长期储能对于解决电力供应瓶颈至关重要。行业预测，到2030年，AI数据中心的储能配置规模将达到300GWh，首批项目预计将于2026年实施。绿色电力直连与AIDC储能的结合，正在开辟一个全新的市场空间。

不可否认，2026年长期储能市场的爆发式增长也将伴随着一些挑战：本地化实施细节的推进、技术成本的进一步优化以及项目评估机制的完善，都是行业需要解决的问题。然而，从长远来看，随着114号文件中提出的两阶段计划（2026年至2028年实行固定容量电价，待现货市场成熟后过渡到可靠的容量补偿机制）的实施，长期储能的商业模式将更加成熟，技术路线图将更加清晰，市场环境也将更加规范化。

长时储能的新时代已经开启。