长时储能，风头正盛

近年来，随着可再生能源占比提升，电网对长时间调节能力的需求增加，极端天气下电力系统的安全稳定运行面临挑战。在新能源消纳压力与电力市场化改革的双重催化下，长时储能正迎来发展风口。

在能源转型和可持续发展的浪潮中，长时储能技术已成为各国能源领域关注的重点。根据国家能源局数据，截至2024年底，我国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。从储能时长看，4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比达15.4%，较2023年底提高约3个百分点，2—4小时项目装机占比为71.2%，不足2小时项目装机占比为13.4%。

近年来，随着可再生能源占比提升，电网对长时间调节能力的需求增加，极端天气下电力系统的安全稳定运行面临挑战。在新能源消纳压力与电力市场化改革的双重催化下，长时储能正迎来发展风口。

备受市场关注

长时储能一般指可以实现持续4小时以上的充放电循环储能系统，主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热、液流电池和氢储能等5种类型。截至目前，我国已出台多项政策，鼓励大容量长时储能技术规模化应用。今年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，其中提出，强化能源关键核心技术攻关，强化新型储能等技术特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局。

另外，国家能源局在《新型电力系统发展蓝皮书》中指出，我国要在2030—2045年满足日以上时间尺度的平衡调节需求，在2045—2060年覆盖全周期的多类型储能系统运行。

政策引导下，海辰储能、亿纬锂能、宁德时代等多家锂电储能企业纷纷发力长时储能。日前，全球可持续能源基础设施投资者Quinbrook Infrastructure Partners宣布，将与宁德时代合作，计划在澳大利亚开发8小时电池储能项目。Quinbrook表示，计划在澳大利亚各地提供约3GW的新型长时储能(LDES)技术EnerQB，相当于24GWh的储能容量。

去年12月，海辰储能基于全新∞Pack+全场景大容量储能平台，结合专为大容量储能而生的587Ah和1175Ah储能专用电池，从时间和空间两大维度，发布∞Power 6.25MWh 2h/4h时空定制储能系统；同月，亿纬锂能在荆门超级工厂亮相新一代储能电池量产产品——Mr.Big，容量达628Ah，这也是业内首个量产的600Ah+大电芯。

亿纬锂能表示，储能大电芯装机占比正在快速提升，预计2025年国内大储会全面转向314Ah，海外市场280Ah和314Ah会共存一段时间。从海外趋势看，越来越多的项目开始走向4小时及以上的长时储能，公司的628Ah产品契合市场对长时储能的需求。

初始成本仍处高位

厦门大学中国能源政策研究院副教授吴微告诉《中国能源报》记者，与短时储能相比，长时储能最大的优势是时间尺度长、储能容量大、单位成本低。长时储能具有长时间的充放电循环能力，能够实现日内长时、跨天、跨周、跨月乃至跨季节的电力调节。同时，长时储能具有较大的储能容量，大规模长时储能可以大幅降低度电成本。

值得注意的是，尽管锂电池、压缩空气、液流电池等技术路线加速迭代，但目前部分长时储能技术仍面临成本高企、应用受限、规模不足等挑战。“液流电池技术路线丰富多样，目前全钒液流电池应用最为广泛。” 一位从业者以液流电池为例向《中国能源报》记者表示，“然而，目前液流电池整体还处在发展初期，尚未形成规模效应，成本还居高不下。”

总体而言，除抽水蓄能外，新型长时储能技术尚处于商业化早期，仍未大规模普及应用。

针对长时储能商业化面临的核心挑战，吴微指出，新型长时储能技术的原材料、制造工艺尚未实现规模化发展，导致初始投资成本偏高，且长时储能收益依赖于电力市场机制，但当前多数市场缺乏对长时储能价值的精准定价机制，其全生命周期收益不明确。同时，部分新型长时储能技术配套基础设施缺失，如氢储能需新建制氢、储运、加注网络，部分资源（如钒）产能集中在少数国家，价格波动大。此外，现行电力市场以能量交易为主，容量市场、辅助服务市场尚未充分认可长时储能的“系统保险”价值。

“不过，随着相关技术成熟度提升，以及能源系统对于长时调节资源需求的增长，长时储能有望在2030年前后具备全面商业化潜力。”吴微认为。

突破关键技术难题

“虽然目前长时储能系统的建设成本较高，导致项目投资回报率较低，但长时储能仍是大势所趋。”上述从业者认为，降低成本需要从技术创新、规模化生产、优化系统设计等多方面入手。技术创新方面，要进一步提高储能电池的能量密度、循环寿命等，降低单位储能成本。同时，优化系统设计，以提高储能系统的整体性能和可靠性，减少运营维护成本。

中国科学院院士赵天寿曾指出，尽管液流电池技术在成本上仍面临挑战，但通过提升电池电流密度、电解液利用率等关键技术，可以显著降低系统成本，推动产业化应用。

针对长时储能的未来发展，吴微建议，聚焦关键瓶颈，包括低成本电解液研发、储热高温材料突破、氢能材料优化等，通过工艺优化与规模化生产提升系统效率，推动“材料—工艺—系统”的全链条突破。在市场机制构建方面，可通过容量补偿机制、辅助服务市场扩容、绿色金融工具创新等机制，释放长时储能商业价值。此外，政府也可给予液流电池、氢储能等初期高成本技术财政补贴与税收优惠，通过完善电力市场、碳市场等市场机制，以及共享储能等商业模式创新，加快储能成本回收，拓展长时储能收益。

展望未来，长时储能技术将在政策支持、技术创新和市场需求的共同推动下，加速从技术储备阶段迈向规模化应用阶段。咨询机构麦肯锡预测，长时储能的潜在市场空间将从2025年开始大规模增长，全球累计装机量将达到30—40GW，累计投资额约500亿美元。

文丨本报记者 姚美娇 杨梓

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出品 | 中国能源报（ID：cnenergy）

编辑丨闫志强