在2026北京国际风能大会暨展览会同期举办的“新型储能多元场景融合高质量发展论坛”上，长时储能技术成为行业热议焦点之一。中国宏观经济研究院能源研究所原所长、中电建协储能建设分会会长王仲颖表示，“十五五”规划纲要明确了风光大规模装机增长目标，提出建设高比例可再生能源电力系统，因此，储能技术更新应持续进行。在长时储能赛道中，钒液流电池商业化推广加速，带动新型储能高质量发展。

工业和信息化部数据显示，截至今年6月底，我国新型储能累计装机超1.53亿千瓦，较“十四五”初期增长50倍。国家能源局发布的《中国新型储能发展报告（2026）》显示，2025年，全国新型储能项目平均利用小时数1195小时，同比提升约31.2%；2025年全年，新型储能消纳新能源电量超300亿千瓦时，促进新能源利用率提升约2个百分点。中关村储能产业技术联盟《储能产业研究白皮书2026》预测，到2030年，国内新型储能累计装机将超过3.7亿千瓦，储能平均放电时长将由当前2.58小时提升至3.47小时。一系列数据表明，新型储能的保供和消纳能力都已获得显著成效，且储能赛道整体正在由短时调峰，向长时容量支撑方向转型。

本次论坛披露的数据显示，储能市场结构正在发生深刻变革。2025年新增储能装机中，独立储能占比达69%，成为市场绝对主力；长时储能当前市场占比38%，按照政策导向，2027年长时储能占比不低于30%，长时储能已经从可选配套，转变为刚性需求，市场亟需安全可靠、适合大容量场景的技术路线落地。

与此同时，液流电池乘储能“东风”而起。国家层面八部门联合发文，将液流电池纳入战略性新兴产业，容量电价政策落地；云南、四川、山东、辽宁等多地陆续出台配套扶持政策，从产业基地建设、项目技术补贴、容量租赁等多方面构建完整支持体系，为液流商业化推广铺平政策道路。

在长时储能技术路线中，全钒液流电池商用前景广阔。大连融科储能技术发展有限公司综合能碳管理平台运营副总经理何胤在本次论坛上介绍，该技术具备四大突出优势：电解液为水基体系，无热失控隐患，本质安全；设备寿命可达25年以上，循环次数超25000次；功率与容量可灵活拆分，完美匹配4—24小时长时储能需求，扩容成本低；国内钒资源储量全球领先，产业链自主可控，无原材料“卡脖子”难题。

技术层面，国内企业已实现电解液、离子膜、电极、双极板等关键材料规模化量产，电堆体积比功率密度突破130千瓦/立方米，能量效率稳定在80%—85%，宽温域特性可适配各类极端环境。成本大幅下降，据论坛数据展示，2025年钒液流储能系统中标均价2.28元/瓦时，最低价已经降至1.96元/瓦时，行业预测2027年有望降至1.5—1.8元/瓦时，到2030年初投1元/瓦时度电的成本有望降至0.1元。

大批标杆项目陆续投产。2024年末，我国严寒地区首套百兆瓦级共享储能电站在吉林松原投产，在全钒液流电池系统支持下，破解高寒地区新能源消纳与电网调峰的难题；今年5月，新疆吉木萨尔县光储项目全面投入商业运行，为全球最大钒液流光储一体化项目，截至8月底，发电量达2.6亿千瓦时；云南、四川等地储能电站接连投产、并网……随着工程经验不断积累，钒液流储能规模化商业推广已日渐成熟。

液流电池大批项目持续投运，正在推动产业形成“项目落地—需求显现—产能扩容—成本下行”的正向发展循环。锂电成本快速走低的经验表明，实验室深耕材料研究、庞大的需求、规模化订单、标准化产线、不断积累的生产经验是降本的核心动力。当前钒液流赛道正在复刻这一路径，国家政策提供窗口，国内企业抢抓时机布局，百兆瓦级项目批量并网，上下游配套持续优化，以此抢占长时储能先发席位。

行业共识认为，储能赛道不会出现单一技术垄断的格局，不同路线将错位互补。锂电池更适配短时调频、小型储能场景；全钒液流电池聚焦风光大基地、电网长时保供、黑启动等大容量长时场景。与此同时，国内产业同步布局有机液流电池等新方向，丰富长时储能技术选择。依托自主可控的产业链、持续积累的大型工程经验，我国钒液流储能正在长时赛道站稳脚跟，为新能源电力系统建设提供可靠的“中国方案”。