2026年5月11日，随着全球能源转型进入深水区，长时储能技术正从“备选方案”转变为新型电力系统的核心支撑。国内多家企业近期密集发布液流电池、压缩空气储能等长时储能设备的量产计划，标志着这一关键领域的国产化进程正显著提速。
技术突破：从实验室走向规模化产线
在过去一年中，全钒液流电池的国产化率已从2024年的不足60%跃升至85%以上。大连融科储能最新投产的300MW级钒电池电堆生产线，实现了关键膜材料与双极板的完全自主供应，成本较进口方案降低约35%。与此同时，中储国能在河北张北的100MW/400MWh先进压缩空气储能示范项目于2026年3月并网成功，其核心的宽负荷压缩机与高效蓄热换热系统全部采用国产设备，项目单位投资成本已降至约1200元/kWh，接近抽水蓄能水平。
产业链协同：核心材料与装备自主可控
长时储能设备的国产化并非单一环节的突破，而是全产业链的系统性进步。在电解液领域，国内钒资源储量丰富，但提纯与电解液制备技术长期受制于人。2025年底，四川攀枝花钒钛高新区的万吨级高纯钒电解液生产线投产，采用短流程绿色工艺，将电解液成本压缩至进口价格的60%。在储能变流器（PCS）领域，阳光电源与上能电气均推出了适配4-8小时长时储能场景的专用PCS，转换效率突破98.5%，且支持黑启动与虚拟同步机功能。
政策驱动与市场需求双轮加速
国家发改委、国家能源局联合发布的《2026年新型储能发展行动方案》明确提出，到2027年，4小时以上长时储能装机占比需达到新型储能总装机的30%。这一政策目标直接刺激了电网侧与电源侧的采购意愿。据中国储能产业联盟2026年4月数据，国内长时储能在建及待建项目规模已突破12GW，其中液流电池与压缩空气储能占比超过70%。国家电网在2026年第一批储能集采中，首次将“连续放电时长≥6小时”作为独立评分项，为国产长时储能设备打开了规模化应用的通道。
实用建议：关注技术路线与项目经济性
对于投资方与项目开发商而言，当前选择长时储能设备需重点关注三点：其一，技术成熟度，全钒液流电池循环寿命可达15000次以上，但初始投资较高，适合对安全性与寿命要求极高的场景；压缩空气储能更适合大规模、长周期调峰，但需具备合适的盐穴或人工硐室地质条件。其二，供应链保障，优先选择已完成关键材料国产化认证的供应商，避免因进口依赖导致的交付延期。其三，全生命周期成本，建议采用度电成本（LCOS）模型进行测算，而非单纯比较初始投资。以100MW/400MWh项目为例，国产液流电池的20年LCOS已降至0.35-0.40元/kWh，竞争力显著提升。
行业格局：从“跟跑”到“并跑”的跨越
2026年5月，宁德时代在其年度技术交流会上透露，其钠离子电池长时储能版本已通过UL9540A认证，循环寿命突破8000次，计划于下半年实现GWh级交付。比亚迪则推出了刀片电池储能系统的新型液冷方案，支持4小时连续放电。这些头部企业的入局，正在加速长时储能设备从“特种装备”向“标准化产品”的转变。与此同时，中国能建与中科院工程热物理所联合开发的300MW级液态空气储能系统已完成设计审查，预计2027年实现示范运行。 国产化进程的加速，不仅意味着设备成本的持续下降，更代表着中国在长时储能这一战略技术领域掌握了定义标准与迭代升级的主动权。对于从业者而言，当前正是深度参与产业链布局、把握技术迭代窗口的关键时期。