大容量电芯，长时储能竞争新热点

能源转型背景下，推动长时储能技术的创新与应用已成为大势所趋。

近日，正力新能50GWh新一代大容量长时储能智能制造项目签约落户苏州常熟高新区，项目主要聚焦新一代大容量长时储能产品，核心产品为588Ah大容量电芯，可满足2—8小时储能时长需求。

事实上，近年来新能源高比例并网推动长时储能需求持续释放，众多企业积极布局并推进相关技术研发与产品迭代，推动储能电芯向大容量升级，液流电池、压缩空气等前沿技术发展也同步提速。不过，有业内人士表示，长时储能快速发展的同时，也面临安全性、产业链协同等挑战，企业需统筹技术推进与风险防控，实现高质量发展，助力新型电力系统建设。

储能“长时化”趋势凸显

长时储能一般指能够持续放电4小时以上的储能技术。近年来，可再生能源发电占比持续提升，电网对长时间调节能力的需求也随之增加。同时，国家及地方政策支持力度不断加大，鼓励长时储能技术创新攻关及规模化应用，相关企业也同步加快布局，进一步为长时储能发展注入强劲动力。

根据国家能源局数据，截至2025年底，我国新型储能项目的平均储能时长为2.58小时，相较于2024年底增加了0.3小时。同时值得关注的是，截至2025年底，4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比达27.6%，较2024年底提高约12个百分点。

另外，中关村储能产业技术联盟统计显示，新型储能累计装机的平均时长在2021—2025年呈缓慢上升趋势，由2.11小时逐步增至2.58小时。2026年起，时长提升明显加速，预计至2030年将达到3.47小时。该变化反映出储能技术持续进步与市场对长时储能需求的增强，行业向能量时移、系统调节等更注重能量容量的应用场景深化发展。

“储能‘长时化’趋势能够更好响应电网调峰需求。新能源发电具有间歇性，比如光伏发电主要集中在午间时段，而此时用电负荷反而偏低，呈现‘晚峰午谷’型电力负荷曲线，用电低谷时间拉长，电网需要调峰的时长也会增加。”鑫椤资讯高级研究员龙志强向《中国能源报》记者表示，“目前已推出全国性的容量电价政策，容量电价跟放电时长挂钩，推动长时项目发展，也符合电网长时间调峰需要。”

事实上，除了电网侧调峰，长时储能的应用也正向更多元化的场景延伸。“人工智能数据中心（AIDC）以及源网荷储一体化、纯离网项目也对长时储能有一定需求。”龙志强说。

需平衡高能量与安全性

值得一提的是，日渐增长的长时储能需求也驱动行业不断迭代升级出更大容量的储能专用电池。目前，宁德时代、海辰储能、鹏辉能源等国内多家储能电池企业已纷纷投身“容量迭代竞赛”，500Ah+超大容量电芯的研发与应用成为竞争热点。

例如，今年2月，鹏辉能源发布公告称，为优化产能布局并增强综合竞争力，公司拟在河南省驻马店市驿城区投资建设587Ah电池及120Ah电池生产项目，计划总投资金额达12亿元；去年年底，亿纬锂能与上海申毅洛希能源科技有限公司签署战略合作框架协议，双方确立三年20GWh储能电池合作计划，其中10GWh为628Ah/588Ah储能大电池，另外10GWh为314Ah电芯。

“大容量电芯是市场发展和企业生存的必然选择。对企业来说，储能资产成本越低，收益空间就越大，未来发展核心就是降本。而通过扩大电芯容量能够减少电池组内的电芯数量，从而降低系统复杂度与度电成本。并且当前新型储能电站呈现大型化发展趋势，AIDC等新型负荷又催生了大量长时储能需求，多重因素叠加使得电芯容量加速从280Ah、314Ah向500Ah+跃升。”龙志强指出。

不过，也有业内人士提醒，在额定电压相同的情况下，电池容量越大，储存能量越多，如果在短时间内集中释放，破坏性与安全风险也随之增大。因此，储能电池企业在布局大容量电芯时，需做好高能量与安全性的平衡。龙志强建议，企业应在电芯端选用更安全、性能更稳定的材料，从源头提升本质安全，并通过AI检测、火烧测试等手段进行安全性验证，同时从消防、预警等方面进一步强化储能电站安全保障。

多方协同促商业化落地

值得一提的是，长时储能已形成多元化技术格局。不过除锂电池已较为成熟外，压缩空气储能、液流电池储能、氢储能等尚处于商业化初期或示范阶段，整体规模偏小。“部分新型长时储能技术的原材料、制造工艺尚未规模化，导致初始投资成本高。从技术成熟度方面看，部分技术能量效率与循环寿命较低，如氢储能的电—氢—电转换整体效率低于50%，且电解槽、燃料电池等关键部件的寿命和衰减速度难以满足商业化需求。”厦门大学中国能源政策研究院副教授吴微在接受《中国能源报》记者采访时表示。

在业内人士看来，未来产业各方需从顶层设计、监管优化、金融助力等多渠道发力，进一步推动长时储能加快走向规模化应用。龙志强指出，相较传统锂电池技术，压缩空气等新兴技术的项目量级依然较少，可以通过示范项目奖励、资金支持以及产业链协同等方式推动发展。另外，锂电池与其他长时储能技术结合的混合储能模式正在快速兴起，可以在弥补单一储能技术缺陷、提升系统效率的同时，推动多种新兴电池技术发展，也是重要发展方向。

吴微建议，构建“政府引导—市场主导—金融助力”的多元驱动模式。“政府可给予液流电池等初期高成本技术财政补贴与税收优惠，同时通过完善电力市场、碳市场等市场机制，以及共享储能等商业模式创新加快成本回收，拓展长时储能收益。此外，可通过金融工具创新补偿高初始投资成本，通过风险补偿基金等方式缓解投资风险。”

能源转型背景下，推动长时储能技术的创新与应用已成为大势所趋。龙志强判断，长时储能仍需经历一段规模化发展过程，有望在2030年前后具备商业化推广潜力。

文 | 本报记者 姚美娇

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨赵方婷