10月28日，宁德时代8小时储能系统EnerQB首批产品下线交付，背后对应澳大利亚3GW/24GWh系列长时储能项目。8小时以上锂电储能开始进入GWh级项目交付阶段。
从国内市场看，截至2026年9月底，全国新型储能装机规模达到167GW/435GWh，平均储能时长为2.61小时。随着新能源装机占比提升，电力系统对跨时段调节和持续供电的需求正在增加。
同样1GW的项目，8小时储能将电池容量从2GWh提升至8GWh，电芯及电池系统需求增加至原来的4倍。
长时储能为何开始受到重视
8小时储能受到关注，核心原因是新能源发电与电力需求之间的时间错配正在扩大。
光伏发电主要集中在白天，部分地区午间新能源出力较高，容易出现电力供应阶段性过剩；而晚间用电高峰到来时，光伏出力已经下降，电力系统需要其他电源提供持续支撑。
2小时储能可以满足部分短时调节需求，4小时储能能够覆盖更长时间的日内峰谷转移，但如果电力系统需要持续更长时间的顶峰支撑，短时储能的配置就可能不足。
这也是长时储能发展的主要驱动力。
国家能源局数据显示，截至2026年9月底，全国已建成投运新型储能规模达到167GW/435GWh，同比增长63%，平均储能时长为2.61小时，同比提升约0.27小时。
从总装机规模看，国内储能市场已经进入较快增长阶段，但平均储能时长仍然较短。
国家能源局披露的《新型电力系统建设“十五五”规划》提出，2026—2030年全国新增新型储能约1.6亿千瓦，其中新增可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能约8000万千瓦，等效顶峰时长力争达到4小时。
国家规划提出的等效顶峰时长目标是4小时，并不是要求所有储能项目都建设为8小时。但新能源消纳压力较大、连续调节需求较强、峰谷时段较长的特定场景，仍然对8小时储能有较强的需求。
从需求结构看，长时储能的增长主要来自三个方面：一是新能源基地对跨时段电量转移的需求增加；二是电网侧独立储能对持续顶峰和保供能力的要求提高；三是数据中心、工业园区等连续用电场景对稳定电力供应的需求增加。
新能源发电强化长时储能收益逻辑
新能源发电占比提高，风光需要替代的传统发电量，逐步从白天延伸至晚间和夜间。
在光伏发展初期，新增电量主要挤占煤电白天的发电空间，煤电仍承担晚间和夜间供电。随着新能源替代程度加深，更多夜间用电也需要由新能源覆盖。光伏夜间没有出力，这部分电量就需要由夜间风电直接提供，或通过储能把白天的新能源电量转移过去。
因此，在常规电源逐步退出、夜间风电和外来电力不足以补足替代电量的地区，需要储能承担的夜间供电量会增加。储能的作用也从支撑几个小时的晚高峰，扩大到更长时间的跨夜供电。
澳大利亚已经出现了这一变化。AEMO数据显示，2026年第三季度，澳大利亚国家电力市场可再生能源发电占比达到44.3%，大型电池转移的电量同比增至三倍以上；在16时至21时的晚高峰，大型电池供电占比达到8%，超过燃气发电的5.1%。白天电量通过储能进入晚间、替代传统电源，已经体现为实际发电结构的变化。
夜间替代电量增加，也会扩大储能可以参与的跨时段交易规模。
午间光伏集中出力，边际发电成本较低，供应充裕时电价下行；光伏出力下降后，晚间供电仍需调用燃料成本较高的机组和其他调节资源，形成日内价差。新能源发电占比提高，使白天富余电量和晚间调节需求同时增加，为储能提供低价充电、高价放电的交易空间。
IEA数据显示，2026年上半年，南澳大利亚和加州约20%的批发市场小时出现负电价。这些市场已经提供了大量低价充电时段。储能能够转移多少电、能在较高价格时段持续放电多久，开始直接影响可获得的电能量收入。
两小时系统在额定功率下只能放电两小时。需要持续六至八小时供电时，短时系统要么提前放完，要么降低功率、延长放电。八小时系统则能够在相同功率下交付更多电量，扩大对晚间供电需求的覆盖。
短时储能自身的增长，也在强化这一趋势。当大量两小时、四小时系统集中覆盖最初的晚间尖峰后，继续降低剩余净负荷，需要覆盖尖峰前后更长的时段。美国国家可再生能源实验室的研究指出，储能逐步削平尖峰后，剩余净负荷高峰会变宽；其案例中，为维持较高的容量贡献，新增储能需要从四小时逐步延长至十小时。
容量电价机制进一步把持续供电能力转化为收入差异。
根据发改价格〔2026〕114号，符合条件的电网侧独立新型储能，其容量电价以当地煤电容量电价为基础，按顶峰能力折算。其中：
容量电价折算比例＝满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1。
高峰持续四小时时，四小时与八小时系统的折算比例均为1，延长时长没有新增的容量电价收益。高峰延长到八小时后，四小时系统的折算比例降至1/2，八小时系统仍为1；在相同功率和基准下，后者对应的容量电费是前者的两倍。
因此，持续顶峰要求越长，短时储能受到的容量折减越大，长时储能的相对收益优势越明显。这一优势体现为更高的容量认定比例；达到折算上限后，继续延长时长需要依靠新增电量交易或其他服务收入回收投资。
电能量交易与容量补偿由此形成互补：前者支付跨时段转移电量的价值，后者支付高峰期间持续供电能力的价值。新能源发电占比提高、传统电源逐步让出发电空间，以及短时储能对原有尖峰的覆盖，共同推动储能需求从短时调节转向更长时间供电。
电芯和系统集成直接受益
从产业链角度看，8小时储能最直接的变化是单个项目电池配置量增加。
同样是1GW的储能项目，8小时配置对应的电池容量是2小时系统的4倍、4小时系统的2倍。
这也是长时储能对锂电池产业链最直接的增量。
储能系统的价值量可以拆分为能量侧和功率侧。
能量侧主要包括电芯、电池PACK、电池舱以及部分BMS、温控和消防设备，价值量主要与GWh容量相关。
功率侧主要包括PCS、变压器、升压设备及部分并网设备，价值量更多取决于GW功率规模。
因此，储能时间从2小时增加到8小时，电芯和电池系统的需求会明显提升。对于电芯企业而言，储能时长提升意味着单个项目的电池需求增加；对于系统集成商而言，项目规模扩大意味着电池舱设计、热管理、安全控制和系统调度的复杂度提升。
尾声
八小时储能带来的变化，首先体现在电池需求上。相同并网功率从两小时配置延长至八小时，所需电池容量增加至原来的四倍，电芯和电池系统因此获得直接增量。
这部分增量的持续性，来自新能源承担更多晚间和夜间供电的要求。随着传统电源让出发电空间，白天富余电量需要向更长时间转移；短时储能逐步覆盖最初的尖峰后，新增项目也需要更长放电时间，才能继续提供有效的顶峰能力。
容量电价机制开始反映这一差异。电力系统要求持续供电的时间越长，短时储能的容量认定折减越明显，长时储能便获得更高的相对补偿。同时，更多可转移电量为电能量交易增加收入来源。
产业链能否持续受益，最终还要由项目运营验证。实际放电量、单位电量净收益、容量电费结算和衰减补容成本，将决定业主是否继续投资，也决定电芯企业的新增需求能否从首批交付转化为连续订单。
来源：新财富