专家观点 | 再论长时储能（氢能）在新型电力系统中的应用

编者按：今年以来，伴随着政策面的不断加码，114号文的发布补齐了顶层设计层面的价格机制，压缩空气储能在大容量、高效率、人工硐室方面已经开始商业化验证，氢能进入了国家和各省“十五五”规划纲要，工信部、财政部、发改委三部门启动了氢能综合应用试点工作，长时储能越来越成为行业热议的焦点话题。2025年在SNEC会议上，中国新型储能产业创新联盟秘书处副秘书长韩小琪做了《长时储能（氢能）在新型电力系统中的应用》的主旨演讲，以及2026年1月联盟秘书处继续发布了《新型储能行业2025年发展回顾及未来形势展望》，提出“电氢电”和“电热电”将成为颠覆性的新型储能非电应用的发展趋势，引发了激烈的讨论。这次顺应行业对长时储能和氢能的热议，以两次演讲为基础，对其中因为场合和时间关系浓缩的要点进行了适当展开，并结合当前的最新政策，向大家详细报告对长时储能（氢能）未来发展的研究和认识以供参考。

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报告内容概述

首先，是对目前和未来长时储能发展阶段的认识。长时储能并非一个笼统的概念，而是随着新能源渗透率的提升，根据所在省份资源条件、电力系统条件的不同，从日内长时逐步演进到跨日、跨季节长时，不同阶段的技术需求和市场条件有着本质区别。

第二，是在高比例新能源系统下，对长时储能助力新能源非电转化的思考。需要跳出传统电力系统的思维框架，认识到当新能源消纳成本非线性上升时，电转热、电转氢等非电利用途径在技术进步后，有可能成为经济上理性的选择。同时，伴随着全国统一电力市场的建设进程，还原电力的商品属性后，需要对价值细分下的“电-热-电”、“电-氢-电”转化进行延伸认识。核心问题：经过储能转换后的电能，其价值和属性发生了怎样的变化？这个问题的答案将直接决定我们对转换效率的评判标准。

第三，是分析新型电力系统对长时储能的三方面需求和痛点。以氢能为例，本文将从时间搬运、空间搬运、惯量和阻尼支撑三个维度，展望氢能在新型电力系统中应用场景和技术创新路径。氢能的应用领域很广阔，但是在电力系统应用的独特价值在于其高能量密度和独立于电力系统的空间转移能力，这使得它在跨季节储能、大规模资源配置方面具有不可替代的优势，也是其有可能成为经济上理性选择的原因。

最后，是对比目前占主流的锂离子电化学储能，分析长时储能在总量规模和调用上的特点，以及下一个发展阶段对长时储能的价格政策思考，随着长时储能技术发展和规模化应用的成熟度，适时建立一套能够合理定价、适合长时储能多元价值的政策框架。

一．对高比例新能源电力系统中长时储能的认识

我国电力系统正在经历深刻的结构性变化。目前，国际上公认的判断标准是：新能源发电电量占比超过15%，新能源出力的功率占比超过50%，就是进入高比例新能源电力系统的表征。这一经验性笼统的判断门槛，意味着新能源已经从补充性电源转变为主体性电源之一，系统运行方式将发生根本性改变。

我国新型电力系统发展蓝皮书，是国家能源局融合了电网企业、发电企业、电力智库、装备制造企业等全行业的意见公开发布的，是指导未来电力系统发展的纲领性文件，划分新型电力系统的三个阶段分别为加速转型期、总体形成期、巩固完善期。理解这三个阶段，对于我们准确把握长时储能的发展节奏至关重要。

加速转型期，也就是从现在到2030年前后，系统对储能的需求以日内调节为主。这个阶段，新能源装机占比在40%到50%之间，电量占比在20%到30%之间，系统需要的储能时长主要是2到4小时的短时储能，以及部分4到8小时的日内长时储能。当前磷酸铁锂电池的2小时、4小时系统，基本能够满足这一阶段的调节需求。

大约2030年后，进入第二阶段，也就是“总体形成期”，跨日的长时需求开始产生。当新能源电量占比超过30%甚至35%时，天气变化导致的多日连续低出力或高出力情况将频繁出现。这时，仅靠日内调节已经不够，需要能够实现8小时以上甚至24小时、48小时连续放电的长时储能来应对跨日波动。

大约2045年后，进入第三阶段，也就是“巩固完善期”，跨季的需求会出现。当新能源电量占比超过50%时，春夏秋冬的季间性差异将成为主要矛盾，这也是经济性方面的需要，此时并网的新能源可能有大量、甚至超过40%的电量无法经济地被电力系统实时接纳。风光资源好，新能源大发的时段可能负荷需求不会激增；迎峰度夏度冬时负荷高，但可能出现连续静稳无风的极端情况。这时候需要能够实现数周甚至数月级别的跨季节储能，将多余的电量转移到需要的季节使用。

这三个阶段的划分告诉我们一个重要的结论：长时储能不是一个笼统的概念，不同时长对应不同阶段的需求，也对应不同的技术路线和经济性要求。

对比前述三个阶段的定量指标，目前我们已经进入了“加速转型期”阶段，在最能突出挑战的新能源发电量占总发电量比例上，从2025年开始就在25%附近波动；在新能源出力功率占比上，部分典型省份如青海、云南等从2025年开始已多次突破60%，个别时段甚至接近90%，挑战前所未有，凸显系统调节能力与灵活性资源建设的紧迫性。

这里还要强调的是，“因地制宜”这一原则对于长时储能的发展至为重要。

从对于长时储能三个特点的认识开始。第一个特点，功率和能量解耦，这是长时储能最显著的技术特征。与锂离子电池不同，物理类长时储能技术，如压缩空气储能、液流电池、氢储能，其功率单元和能量单元是独立设计的。功率单元决定充放电速率，能量单元决定存储时长。这意味着，在增加存储时长时，只需增加能量单元的投资，功率单元可以保持不变，边际成本相对较低。这对于需要长时间放电的应用场景来说，具有天然的经济性优势。

第二个特点，技术路线的成本、效率领先是一个普遍需求，提供电力系统需要的稀缺功能是加分项。无论是哪种技术路线，要在电力市场竞争中立足，都需要实现有竞争力的成本和可接受的效率，电力市场的全面推进也将对系统需要的稀缺功能合理定价。但目前很多技术路线在评价时，往往过于关注单一的转换效率指标，现有价格机制下的价值，而忽视了全价值链条的综合效益，以及未来稀缺功能的价值。压缩空气储能、热能和氢能燃烧发电可以提供有别于其他储能方式的稀缺价值，在后面将会展开论述。

第三个特点，新能源消纳和储能本质上都是电力系统整体经济性的问题，不能脱离系统经济性谈技术路线选择。在什么条件下，消纳比弃电划算？在什么条件下，储能比新建输电通道划算？在什么条件下，长时储能比短时储能更优？这些问题的答案都取决于经济性的综合因地制宜比较。

关于“因地制宜”的重要性，来源于电力系统对长时储能的需求。需求的测算要根据不同省份的电源装机总量、结构、出力特性，负荷总量和负荷特性，省内电网网架和跨省区输电通道的输电约束，调节资源的总量和调节特性，综合燃料成本、环保、双碳等经济性和政策性约束，考虑安全稳定标准和经济性，基于现状和规划数据进行生产模拟、安全稳定仿真计算得出系统性结论，结论还要考虑对建设节奏变化的动态适应性，和电力系统适度超前经济社会发展的前瞻性要求，影响因素众多。另外，各种时长储能的有机配合也是经济性的重要体现方面，不同省份都存在显著差异，这些差异决定了长时储能的技术路线、规模和布局的选择，因此各省份长时储能的建设规模、技术选型、时长需求、投运节奏和价格机制必须“一省一策”。

举例来说，西北地区风光资源丰富，但本地负荷有限，特高压外送通道能力有上限，这种情况下，在送端就地制氢并通过输气管道外送，可能比强迫电力外送更加经济。而在东部沿海负荷中心，利用退役火电的厂址、送出线路和热力管网，发展绿氢发电提供惯量支撑，可能是比新建输电工程更加经济的选择。所以在规划长时储能时，必须充分考虑“源网荷储”全要素的时空匹配，避免“拍脑袋决策”的情况发生。

二．长时储能助力新能源非电利用的战略意义

从2025年开始，国家能源局多次提出要促进新能源消纳，拓展新能源的非电利用途径，坚持电与非电并重。这个导向在后面发布的一系列文件中都在具体体现，目前长时储能的热度也和此强相关。

1.电能、热能和氢能特点分析

联盟秘书处的学习体会是，电能作为未来能源系统的核心和枢纽，将发挥不可替代的作用。但电能不是唯一的能源形式，电转热、电转氢等多种二次能源形态与电力之间的相互转化，将是实现能源系统整体优化的关键路径。长时储能正是实现这些转化的核心技术支撑，下面具体分析不同能源形式的特点：

电能的特点是日内短时高效转换，空间上可以实现1000、2000、3000公里的远距离经济输送，是目前最优质、最灵活、基础设施最完善的二次能源利用形式。在新型储能方面，锂离子电池技术的发展一枝独秀，技术水平和成本控制近些年有了大幅进步，转换效率达到90%以上，在短时储存赛道优势明显。在电力输送方面，特高压直流输电已经相当成熟，数千公里的输送损耗控制在较低水平。

热能的特点是适宜就地应用，远距离运输在经济上是低效的。在存储方面，热能可以实现日内高效存储，最多跨日存储。电热转化的一个显著优势在于，按照焦耳定律，加热的效率可以做到很高，96%甚至98%都不是大问题。但热电转化，也就是把热能再转回电能，在效率上存在物理定律决定的短板。卡诺循环、卡诺定理基本上限定了，在正常工程条件下，热电转换效率在40%左右，通过技术创新可能可以摸到60%的上限，但很难再有突破，这也是热力学第二定律决定的。

然而，我们需要动态地看这个问题。在未来高比例新能源的场景下，当消纳代价越来越大时，原本在经济上不划算的热电转换就具有了可能性。当面对的是即将被弃掉的新能源电量时，其边际机会成本接近于零，此时即便效率只有40%，也是一种有效的资源利用。按照这个逻辑，目前的发展阶段熔盐储热电站会成为一个很好的技术方案，它可以实现电到热的高效转换和存储，再在需要时通过汽轮发电机组将热能转回电能。关于电热转化，早在2013年新能源发展初期，国家能源局就在白城试点了该技术。同时，退役火电改造也会成为热门选择，因为火电厂本身就具备完备的热力系统和发电设备，改造为熔盐储热或直接燃烧绿色燃料发电，利用效率和经济性都具有相当的优势，熔盐储热的技术也是随着近年来光热发电产业链的完善而逐步成熟的。

展望未来，火电可能还将保持相当的规模，但燃料要逐步实现对煤的替代，可能会换成多种绿色燃料。压缩空气储能的实质也是电能转换为压力势能和热量，存储过程中对热能进行了高效利用，在放电时将压力势能、热能重新转化为电能。纯氢燃机属于燃烧发电，是热能转化为电能的一种方式。

氢能的最大特点在于，它具有独立于电能的空间搬运能力。这在电力系统中是稀缺资源。锂电池固定在原地使用，抽水蓄能需要特定的地理条件，压缩空气储能也是固定式应用。而氢能可以通过管道、罐车、船舶等方式，实现数千公里乃至万公里级别的远距离资源配置。这种空间转移能力，使得氢能成为一种优秀的长时储能载体，尤其是跨季节储能。后面会展开详细讨论“电-氢-电”转化的具体问题。

2.重新审视转换效率问题——边界条件已发生根本变化

电转热再转电、电转氢再转电，效率上一直都被业界所诟病。一个是40%左右，一个是24%左右。放眼整个能源系统，这样的转换效率确实不算高。但在未来高比例新能源的场景下，边界条件正在发生根本性变化，我们需要重新审视、延伸思考这个问题。

第一个变化，是电力市场建设的加快推进。随着电力现货市场、辅助服务市场、容量市场的逐步建立和完善，电力的商品属性正在被还原。还原以后，电力的各方面价值会进行细分。除了传统的电量价值外，原来没有被充分定价的容量价值、辅助服务价值、还有空间属性价值，包括输电权、节点电价等问题，都要被细分考虑。不同时间、不同地点、不同品质的电，其价格可能是完全不同的。所以由此产生的一个深刻的疑问就是：此电是否还是彼电？通过储能转换后，电力的价值和属性都发生了什么变化？如果我们只是简单地用转换前后的电量之比来衡量效率，将可能忽略了一些重要的价值创造。

第二个变化，是新能源电力价值的特殊性。新能源基本上只有电量价值，缺乏容量价值、调节价值和支撑系统安全稳定运行的价值。这是由其出力特性决定的——有风有光时才能发电，系统需要时不一定能顶上。与一个标幺全价值的电力相比，新能源所发出来的电，价值系数可能最低要探到0.5左右了。这个判断的依据是：目前一度新能源电的消纳成本，电规总院、国调、南科院等各机构的分析结论从0.1元到0.3元之间不等，根据不同省份、不同消纳条件而有所不同，新能源自身的发电成本现在最低可以到0.2元左右，加上消纳成本，综合度电成本在0.3元到0.5元之间。从2016年开始，长达十年的时间和国际交流新能源发展经验的过程中，我国电力智库多年来一直排除干扰，坚持用新能源综合成本衡量其真实经济性，目前国际的NGO也终于开始接受此观点，IRENA在2026年发布的报告中也引入了保障性平准化度电成本（Firm LCOE）的概念，表示新能源真正具备“火电替代效应”的硬通货价格，测算结果和上述我国智库的预估相当，度电成本在0.054到0.082美元之间。这样比较下来，新能源电的价值系数在0.5到0.8左右是基本合理的。

第三个变化，是新能源消纳成本的趋势。未来的消纳成本是呈非线性增长的。原因除了消纳本身需要的调峰资源、输电通道等成本外，还有高比例电力电子系统引起的电力系统稳定运行问题也要一起考虑。当新能源出力大幅波动时，系统需要足够的惯量支撑来应对频率变化率，需要足够的调频资源来维持频率稳定，需要足够的无功支撑来维持电压稳定。这些系统稳定运行的成本，随着新能源占比的提高而加速增长。这也是国家能源局提出要拓展非电应用的重要原因之一，与其在电力系统内部花费越来越高的代价去消纳、去维持安全稳定运行，不如跨界融合，探索非电利用的路径，可能整体经济性更好。

第四个变化，是高比例新能源系统利用率的经济性选择。随着新能源发电比例大幅提高，新能源电量利用率一定会降低，这并不是一个技术问题，而是一个经济性问题。构建新型电力系统不是要追求100%的消纳，而是要寻求整体系统成本最优。当在电力系统上采取措施消纳的成本高于弃电成本时，理性选择就是弃掉部分电量。但这部分即将被弃掉的电量，恰恰就是非电应用的机会。有效利用这部分低成本的弃电，才能拿到这个机会窗口带来的经济收益。反之，如果没有非电利用途径，这部分电量就只能白白弃掉。这就为非电利用创造了一个可行的商业模式前提。

第五个变化，是空间搬运能力的稀缺性。对于电力系统来说，空间搬运是一项稀缺的功能。大部分的储能技术都是固定式应用，因为能量密度并不高。抽水蓄能、压缩空气储能不适用于能量密度的范畴，勉强折算的话能量密度是个位数的水平。电化学储能，一公斤电池大约能存储不到250瓦时的能量，固态电池目前技术条件看可达1千瓦时左右，而氢能和氢基化合物的能量密度，则出现了数量级的提升，一公斤氢气本身的热值约合33千瓦时的化学能。氢的体积能量密度虽然不高，但质量能量密度远超电池，如果转化为高压气态、液态，或者甲醇、氨等便于储运的氢基化合物，其能量密度同样远高于其他形式的储能介质，具备远距离运输的基本条件。这种和电力发输配用体系解耦的空间搬运稀缺能力，是氢能区别于其他长时储能技术的核心优势所在。

总结这五个变化，我们会发现：效率问题的传统判断标准，是建立在电力价值同质化、消纳成本可承受、空间搬运可选择这三个隐含假设之上的。但在高比例新能源的新场景下，热能打破了前两个假设，氢能打破了全部三个假设。因此，需要建立新的评价框架，从系统总成本最优的角度，重新认识热能、氢能作为长时储能的价值。

三．氢能在新型电力系统中的应用前景分析

1.电力系统对非电长时储能的三方面核心需求

氢能的探索，几十年前就开始了。当时出发点是出于对非再生燃料矿产储量的担忧。煤炭、石油、天然气，按照当时的消费速度测算，再用几百年可能面临枯竭，而建立以绿电制氢为基础的能源供应体系，就十分有必要。到今天，虽然随着勘探和利用效率的技术进步，化石能源枯竭的紧迫感有所缓解，但低碳转型和能源安全的需求使得发展氢能的理由更加充分。氢能的应用场景很多，包括电力、交通、冶金、化工等等。本文只关注在新型电力系统中的应用。

新能源发电占主体的新型电力系统对非电长时储能主要有三方面的需求。

第一个需求是时间搬运。需要具备长期存储能耗低、可以非连续稳定工况存储、可以连续长时释放发电、转换效率相对较高等几方面的能力。热能在做好保温的前提下，可以跨日低能耗保存能量，氢能可采取合理的技术路线实现低能耗长期存储。非连续稳定工况存储，指的是储热装置、制氢装置可以间歇性运行，有廉价电力时开机，电力紧张时停机，这种灵活运行模式很适合匹配新能源的波动出力。连续长时释放发电，意味着可以在一段时间内持续稳定发电，提供电力支撑，热能在跨日时间尺度上可以满足需要；煤炭油气资源是大自然经过亿万年生成的对人类的馈赠，氢能可以看作人工制备、缩短制备时间的煤炭油气资源，可以在长达跨季时间尺度上达到同样效果。

第二个需求是空间搬运。需要具备独立的制储输用体系、电力流解耦、缓解电力远距离输送成本压力。独立的制储输用体系，是氢能独有的稀缺能力，不依赖于电网设施，可以通过管道、罐车、船舶等方式独立运输，形成一套并行的能量流网络。与电力流解耦，解决了电力输送受到输电通道容量和电网结构约束的问题。缓解远距离输送成本压力，指的是在超远距离场景下，输氢管道相比特高压输电线路可能具有经济性优势，尤其是在输送能量巨大的情况下。

第三个需求是惯量和阻尼的需要。惯量和阻尼，是新型储能除了低成本电量搬运、多时长电力保供价值之外，第三层面属于保障电力系统安全稳定运行的高等级价值。未来交流电力系统还将存在较长一段时间，在交流系统中，频率的稳定依赖于旋转设备的转动惯量。简单来说，转动惯量就像飞轮的惯性，当系统功率出现不平衡时，旋转设备会自动释放或吸收动能来缓冲频率变化，给控制系统争取响应时间。而阻尼则是系统对振荡的抑制能力，有阻尼的系统在受到扰动后能够较快恢复到稳态。传统火电、水电机组是惯量和阻尼的主要提供者，但新能源通过电力电子变流器并网，基本不提供转动惯量，通过二次控制系统实现的虚拟同步机效果，在海量设备不同控制目标下可能会有负阻尼现象发生，需要进一步的技术进步和迭代发展。随着新能源占比提高，系统惯量水平持续下降，频率安全风险加大，振荡风险加大。这是交流电力系统安全运行的高级需求，而旋转设备是目前最成熟、最经济的惯量和阻尼来源。

这三个需求，分别对应着热能、氢能在电力系统中的不同价值维度。时间搬运对应能量价值，空间搬运对应资源优化配置价值，惯量和阻尼对应系统安全价值。这三个价值叠加在一起，构成了热能、氢能作为长时储能的完整价值图谱。

2.氢能储运技术的进展与突破

氢能的储运一直是制约其发展的核心难题。氢气密度极低，是最轻的气体分子，这使得它在常温常压下难以经济储存和运输。诺贝尔化学奖得主乔治·奥拉，就是基于这个难题的解决，在2007年提出了甲醇经济的方案设想。甲醇是常温常压液体，可以作为普通危化品管理，储运便利，是氢能的重要载体。液氨则是常温带压或低温不带压的危化品，但同样可以实现高效储运。现在“氢氨醇”一体化项目也是我国氢能发展的热点，这些都属于燃料储氢的范畴。

燃料储氢之外，目前我国材料储氢技术的发展和应用也处于国际先进水平。有机液态储氢和固体材料储氢，现在都已经有试点项目运行，有些甚至已经有了商业应用。这两类技术的共同特点是，都可以实现常温常压储存和运输，从技术特性看，物理危险性比汽油柴油更低，虽然目前还没有相关的规程规范突破，但这意味着它们具备了申请按非危化品进行常规货物管理的可能性，具备政策调整空间。如果未来能够实现非危化品管理，将极大降低储运环节的合规成本和基础设施要求。

从反应过程看，两类材料储氢技术也类似。储氢过程释放热量，是一个放热反应；释放氢气的过程吸收热量，是一个吸热反应。这就产生了一个可以利用的热量耦合机会——在储氢时回收热量用于其他用途，在放氢时利用系统的余热来提供所需热量，可以显著提高综合能效。

具体参数方面，有机液态储氢的质量能量密度相对低一些，脱氢温度大约在200摄氏度，每公斤氢气脱出需要大约9度电的热量输入。稀土基的固态储氢脱氢温度低一些，但质量密度也低；镁基固态储氢的脱氢温度在300摄氏度左右，每公斤氢气需要大约12度电的热量输入。目前技术下材料储氢大体规律是：能量密度低的技术，所需脱氢温度也低，能耗更少；能量密度高的技术，脱氢温度要求更高，能耗也更大。这之间存在一个性能权衡。

需要强调的是，材料驱动的技术经常会带来颠覆性变化。2025年9月，顶级期刊《科学》杂志刊登了一个重要突破：镁基固态储氢电池材料技术的研究取得了关键进展，成功将脱氢温度从300度降低到了90度，同时质量能量密度比达到了7.6%的理想实验室水平。脱氢温度降至90度，意味着很多低品位的工业余热甚至地热都可以用来驱动脱氢过程，能耗成本将大幅下降。同时能量密度达到理想实验室水平，意味着单位重量的材料可以储存更多的氢。当然，从实验室到工程化还有很长的路要走，但如果这项技术未来能够实现规模化生产，对氢能储运领域的影响将是难以估量的。

这张图展示的是有机液态储氢技术与传统低压球罐储氢的实际应用对比，非常直观。

如果储存60万标方的氢气，采用传统的1.6兆帕球形储罐方案，由于压力限制和单个球罐的容积上限，需要24个大型球罐，占地约40亩。这个规模的占地面积，在靠近负荷中心的火电厂或者工业园区，用地审批和成本都是很大的挑战。再加上带压容器的安全监管要求，建设和运维成本都比较高。而采用有机液态储氢方案，由于是常温常压储存，可以采用大型常压立式储罐，就像储油罐一样。同样储存60万标方的氢气，只需要2个储罐，占地仅4亩左右。10倍的占地差异，在土地资源紧张的东部沿海地区，这个优势十分突出。

总体上，材料储氢技术在空间效率方面的优势是比较突出的，这为它在受端负荷中心、特别是存量火电厂厂址的落地应用，创造了非常好的条件。

3.负荷中心电力规划的原则与挑战

接下来从我国规划建设交流电力系统的经验和原则进一步展开对空间搬运的需求。京津唐、长三角、珠三角是我国最大的负荷中心，其电力规划需要重点考虑几个原则性问题。

第一个原则，外来电的规模和方向不能过于集中。电力系统规划要考虑安全风险分散的原则。如果一个地区过度依赖某一个方向的外来电，一旦这个方向的输电通道因为自然灾害、设备故障或其他原因发生中断，整个地区的供电安全将面临严重威胁。所以规划上要采取“多方向、多通道”的布局策略。

第二个原则，外来电不宜过于集中在一个线路走廊或者气象区。如果多数输电通道都经过同一个走廊或者同一个气象区域，区域性、共因性的故障风险就很高。比如极端天气可能导致多条线路同时跳闸，系统需要为此储备大量的应急备用容量。

第三个原则，要重点考虑受端电网成环网、加强互济能力。受端电网内部的各个分区之间，需要有足够的联络通道，形成环网结构。这样任何一个分区出现问题，其他分区能够通过联络线提供支援，整体供电可靠性更高。

第四个原则，要同步建设受端支撑电源。不能完全依赖外来电，受端要有自己的本地电源作为电压和频率的支撑。特高压直流馈入后，如果受端电网缺乏本地电源支撑，系统惯量不足，在发生直流闭锁等严重故障时，频率跌落可能触发低频减载甚至引发更严重的连锁反应。

目前我国的负荷中心都是按照这些原则建设的典型案例，形成了四面八方来电的格局，沿海还有大型火电厂作为支撑电源，电网结构也十分紧密，是规划比较完善的受端系统。

4.远距离输电面临的系统性问题

沙戈荒大基地是近年来我国新能源发展的重点方向。通过特高压通道，将沙漠、戈壁、荒漠地区的优质风光资源转化为电力送到东部负荷中心省份，这是已经明确的国家能源战略。目前全国已经建成和在建的40多条特高压交直流通道，是过去十多年电网建设的重大成就，未来随着新能源基地的进一步开发，可能还会增加到80多条甚至更多。

但对于电力系统来说，远距离大规模的送电，随着输电规模的不断加大，需要的系统支撑成本也是越来越高的，未来将面临五个方面的挑战。

第一个挑战，输电走廊制约。特高压线路需要较宽的走廊，涉及沿线大量的征地拆迁和生态保护协调。随着通道增多，走廊资源日益稀缺，新通道的选址难度和建设成本都在上升。

第二个挑战，受端系统外来电落点选择。特高压直流需要选择合适的落点，接入受端交流电网。落点周边的电网强度要足够支撑直流功率的注入，否则就需要额外建设加强工程。随着外来电规模增大，合适的落点越来越难找。

第三个挑战，火电大规模退役后受端系统的电压支撑问题。随着降碳进程推进，东部沿海地区的燃煤火电机组将逐步退役。这些机组退役后，受端系统面临“电源空心化”的风险——本地支撑电源减少，电压调节能力下降。

第四个挑战，多直流馈入受端系统的安全稳定风险防范。当多条特高压直流密集地送电到同一个受端区域时，交流故障可能引发多条直流同时换相失败或闭锁，造成功率大幅缺额和频率冲击。防范这种风险需要配置大量动态无功补偿设备和足够的旋转备用。

第五个挑战，高比例电力电子系统安全稳定需要旋转设备作为提供转动惯量的基本面问题。这个问题在前面已经详细提到。

这五个问题相互交织、相互影响，构成了一个复杂的系统性挑战。未来，氢能作为二次能源的一种，当其成本逐步下降、与“煤电+CCUS”可比时，通过输氢管道进行能量的大规模空间搬运，则为缓解上述矛盾提供了一个跨界的新思路。输氢管道不占用输电走廊，不经过电力系统调度，直接为受端提供可存储、可发电的燃料，再由受端的旋转设备（燃气轮机或改造火电机组）转化为电力并提供惯量支撑，是协同解决空间搬运、系统安全稳定运行、缓解经济性压力等的可行路径。

5.长时储能后氢能在新型电力系统中的发电应用场景

氢能经过长时储能和运输后，在电力系统怎么使用，有一个很重要的前提也需要说明。

氢能如果通过燃料电池发电，虽然效率较高，但燃料电池的输出是直流电，同样需要通过电力电子换流器才能接入交流系统。这意味着，燃料电池发电对电网来说，仍然是一个电力电子接口电源，不能提供转动惯量。如果仅仅把氢用在燃料电池发电上，在电力系统大规模使用，不但不能解决惯量下降的问题，反而可能因为接口的电力电子化而加重安全稳定运行的负担。燃料电池在交通领域应用不受这个限制，但在目前技术条件下，在电力系统作为大规模基础电源，技术特性上需要重新考量。

而氢能或者氢基化合物作为绿色燃料的一种，在送端大基地、受端退役火电厂中进行固定式应用，将是比较理想的应用场景。

在受端退役火电厂应用的可行性体现在几个方面。与核电小型堆利用退役火电厂厂址相比，氢能方案的选址灵活性更高，不受核安全监管和公众接受度等非技术因素制约，投资规模也更灵活可控。与熔盐储热发电相比，氢能方案还具有额外的空间搬运优势。熔盐储热只能就地将电能转化为热能存储再发电，而氢能可以实现能量的远距离跨区转移，在资源优化配置的尺度上完全不同。

目前，电力系统的受端中心拥有大量的存量火电厂。这些火电厂是我国的宝贵资产，即使煤电机组退役，其厂址、送出线路、水路冷却系统、热力管网等基础设施仍然具有巨大的再利用价值。可利用这些存量资源发展氢能发电。煤场和灰场的面积很大，经过环保治理后，完全可以解决大规模固态或有机液态储氢的土地空间问题。火电厂内部具备热力系统，可以实现氢、热、电综合利用，为脱氢过程提供所需的热量，解决释放氢的高能耗问题，为储能过程的热量提供存储空间。火电厂还有完备的已建成送出线路，直接接入大电网，省去新建并网工程的周期和投资。

燃料方面，氢或者绿色燃料用于延寿改造后的机组发电，在环保上没有任何压力。因为氢气燃烧只产生水，没有任何硫氧化物、氮氧化物，粉尘和二氧化碳排放。设备改造主要在于将原有燃煤锅炉的燃烧器更换为适合氢燃料或氢基燃料的燃烧器，在技术上已经有成熟方案。改造后的机组可以为受端系统提供电压支撑和转动惯量支撑，与交流系统的匹配度非常高，这是电力电子接口电源难以替代的能力。

还有一点值得注意，就是存量火电厂的就业和产业链问题。我国火电产业链涉及数百万从业人员，技术上目前属于国际先进水平，关停的社会代价会很大。通过改造利用存量机组和厂址，可以延续和转型现有产业链，降低能源转型的社会成本，这也是政策制定时需要综合考虑的因素。

在沙戈荒大基地，对热能、氢能的综合利用不仅能够实现大基地降碳，也可以实现氢能流与电能流并举的输电输氢协同。

在送端的大基地，新能源资源非常丰富，风电和光伏的联合出力远超当地负荷消纳能力和输电通道容量。按照“能送则送、该储则储、该转则转”的原则，能够匹配输电通道送电曲线送走的，就优先通过特高压通道送到受端。特高压通道受制于容量上限和送电曲线要求，输送不了的部分，可以就地制氢，送端配套的支撑火电也可以采用熔盐储热改造，提高调峰灵活性，并将输电通道、输氢管道、储热设施进行联合优化调度。制出来的氢气，一部分可以就地存储。如果采用固态或有机液态储氢，氢气储存时释放的热量，可以回收到配套电源的熔盐罐中，提高后续发电效率。另一部分可以通过输气管道送往受端。部分氢能和熔盐储热一起，也提供了基地配套火电的未来燃料清洁化解决方案，未来成本许可情况下都可以替代煤炭成为绿色燃料，实现整个基地的低碳甚至零碳运行。

从输送方式看，输气管道是目前大规模长距离输送化学能最有效的方式。以中俄东线天然气管道年输气量380亿立方米为例测算，按照在终端全部采用燃机联合循环燃烧发电的效率来折算，和一条±800kV特高压直流通道输电效果大体相当。如果氢能在受端开展大规模的多领域应用，例如冶金、交通领域，能量利用效率会更高。

氢气输送到受端后，在存量火电厂建设固态或有机液态储氢装置，储存7到20天的燃料。这个时长可以较好应对跨天气波动甚至短期季节性波动的保供需求。

这样就形成了大基地到受端电网的“输电和输氢协同并举”格局，将西部可再生能源制备的氢和风光大基地的清洁电力，通过两种不同的物理网络输送到东部地区。电力走特高压通道，解决实时平衡的供给问题；氢能走输气管道，解决远期存储和战略储备问题。

6.氢能在新型电力系统中应用的经济性展望

氢能在电力系统中的典型应用场景，贯穿了“发-输-储-用”四个环节，构成了一个完整的氢能电力应用闭环，这个闭环的经济性还需要技术持续进步和成本不断下降来支撑，接下来从规划视角，对氢能的经济性做一个从前端到终端的全链条展望。

在制氢环节，新能源的发电成本和制氢电耗是影响绿氢成本的两个决定性因素，这两者目前都有诸多优化和进步的方向。在发电成本方面，随着风机和光伏组件的技术进步、规模化生产和大基地开发效率的提升，风电和光伏的单位投资和度电成本持续下降。未来电量发电成本将逐步降低到0.15元，甚至远期0.1元每度电的水平。在制氢电耗方面，通过改进电解槽催化剂、隔膜材料和电解堆设计，单位公斤氢气电耗有望从目前的50多度电逐步降低到45度、远期40度电。这样叠加起来，绿氢的生产成本可能逐步降低到接近10元每公斤，远期可能进一步降低到6元甚至更低。根据香橙会研究院报道，2026年6月1日，《中国科学报》刊发中国科学院学部“绿色氢氨醇燃料”科学与技术前沿论坛综述，提到绿色甲醇成本中超过三分之二来自制氢过程，氢气价格高度依赖电价（估算公式：电价×50+5≈每公斤氢气价格），这个估算公式和我们的测算结果大致相当。如果我们把前文提到的弃电机会成本考虑进来，制氢的电源成本还可以更低，这为非电消纳打开了经济性空间。

在输氢环节，天然气管道的设计和建设已经十分成熟。在天然气管道基础上进行掺氢输送适应性改造，或者新建纯氢输送管道，技术上是可实现的。按照乔治·奥拉的预计，输氢费用通常是同距离输送天然气的1.3到1.5倍，这是因为氢气的体积能量密度低于天然气，需要更高的压缩比或者更大的管径，但差距相对有限。未来随着技术进步和规模化应用，经济性需要和输气对标，国家发改委核定的分地区输气价格，西部、中部、东部按距离远近分别是每立方米每千公里0.12元、0.18元、0.28元。按照两千公里纯氢输送计算，加上省内管网的成本，总的输氢费用大约是7元每公斤，距离1000多公里的管道成本在5元左右。这个估算与乔治·奥拉当年估算的0.8到1美元每公斤大体相当，说明大规模远距离输氢成本本身并不是无法逾越的障碍。

储氢放氢环节，我们以同一个火电厂完成储放两个过程作为典型应用场景来展望。首先，如果经过详细评估后，在管理规范上能够实现非危化品管理，把有机液态储氢或固态储氢材料按普通货物对待，将减少大量的安全合规和设备成本，初步估算每公斤氢的储运环节成本可降低1元左右。这包括减少的压力容器成本、安全间距带来的土地成本、专用防护设施和运维成本等。其次，在热量管理方面。储氢过程和放氢过程对于热量需求是互补的。在同一厂区内，可以通过热力系统的整合，实现储放热量的传递利用，还可以利用一下特高温热泵技术进行温度品位提升，实现更高效的热量回用发电。综合这些措施，每公斤氢的储放能耗可以降低到3度电左右，相应的储放成本从当前估算的约6元每公斤，有望降低到2元左右。这样，加上制氢成本6元和输氢成本7元，到达受端电厂的绿色燃料成本大约在15元每公斤。考虑到未来各个环节技术的持续进步，这个总成本还有望进一步下降。

在用氢环节，我们以燃烧发电为例来估算。所有的绿色燃料，要在电力系统实现规模化应用，其发电成本都要能够和“煤电+CCUS”（即煤电加上碳捕集利用与封存）具有可比性。煤电目前是我国电力系统的基础电源和调峰电源，其度电成本在0.3到0.4元左右。加上CCUS的额外成本，大约在0.5到0.6元。同时也和天然气发电成本对标，绿色燃料发电的系统成本如果能在0.5到0.8元每度电的区间内，就具备了规模化替代煤电的经济可行性。

目前来看，以绿氢直接燃烧发电的成本还比较高。氢气本身的全链条成本约15元每公斤，以常规燃机的效率约40%计算，一公斤氢气大致发13度电左右，发电的燃料成本就超过了一块钱。再加上设备的折旧、运维和人工成本，度电成本接近1.3到1.5元左右，还不具备经济竞争力。这就需要多个方向上的技术进步和成本下降协同发力。一方面，需要提升燃烧发电效率，可通过采用联合循环、特高温热泵等技术，将氢燃料发电的综合效率提升到60%以上。最终目标是，绿氢全链条供应到发电厂，用于发电的燃料成本需要从15元降低到10元每公斤左右，总度电成本有望进入0.5到0.8元的可竞争区间，具备规模化推广的经济前提，未来还需要持续的技术进步和产业链成熟度的提高。在最终目标实现的过程中，对碳排放的要求也应该是逐步实现的，因此绿氢和灰氢通过区块链技术计量，就地就近掺混利用也是可能的降本手段。

7.对“此电彼电”价值差异的进一步思考

对氢能在电力系统应用场景分析之后，延续第二节重新思考转换效率的问题，在氢能利用背景下讨论“此电”与“彼电”的价值差异。

经过氢能转化后的电能，其价值与转化前的新能源发电具有本质的不同。这种不同体现在多个价值维度上。转化前，沙戈荒基地的新能源电力，虽然带有绿色属性，但本质上是一种低品质电力。它不具备可调度性，由天气决定出力；它缺乏容量价值，不能确保在系统紧张时可靠供电；它缺乏调节价值，不能主动响应系统频率和电压变化。从电力市场的角度看，这样的电力可能只具有电量价值和环境价值，是电力价值谱系中属性较少的一类。

转化后，情况发生了质变。通过长距离运输到达受端，经过旋转设备——无论是燃机还是改造火电机组——转化为电能，此时的电力就增加了三个核心价值。容量价值，因为储存的燃料可以随时按需发电，提供确定的容量支撑；辅助服务价值，因为旋转设备可以参与一次和二次调频，提供惯量响应和电压支撑；空间价值，因为它将西部原本难以外送的低成本能源成功输送到了东部高价值的负荷中心。这三个维度价值的叠加，使得转化后的电力已经是一种高品质、全属性的电力，和传统火电一样，具备了在电力市场中获取综合收益的能力。

那么在这种情况下，单独用24%的“能量转换效率”来衡量氢储能路线的优劣，是否还合适？这个问题值得在具体的应用场景中深入思考，当评估一个能源转换系统时，不应该只看单一的热力学效率指标，而应从整个电力系统的角度看投入产出比，即：我们投入了什么价值的电力，产出了什么价值的电力，在这个过程中，是否实现了价值的增值？如果投入的是即将被弃掉的低价值甚至零价值的新能源电力，产出的是具有全属性的、高价值的高品质电力，即使转化效率只有四分之一左右，这个转化是否有其经济合理性和系统必要性？

当然，这并不是说可以忽略效率问题。提高每一个环节的效率，都是降低整个链条综合成本的关键。这里想要表达的是，在定位氢能的价值时，需要一个更加全面的评价框架。低效率的帽子，在新的应用场景和价值维度下，有可能被摘掉或者至少被重新审视。

四．对长时储能价格机制的思考

1.长时储能的调用特征与规模需求

新型储能的成本回收问题一直是行业关注的焦点，也是长时储能投资最为核心的问题之一。

大家都在说长时储能的重要性，到底需要多少总量、功率和时长？这个问题难以回答，正如前面所提到的因地制宜，影响因素众多，不同省份不一样，同一个省份不同发展阶段也不一样。

联盟秘书处组织相关单位做了长时储能的调用情景分析，针对远景不同的高比例新能源供电系统进行全年8760小时的生产模拟计算，观察对长时储能的需求量如何变化。结果显示，渗透率越高，工业负荷比重越大的地区，对长时储能的需求越大，因为工业负荷的波动相对较小且连续，需要稳定持续的电力供应。在极限情况下，建一座火电厂，以氢或绿色燃料作为发电原料，就相当于为系统配置了一套超长时的储能设施，火电的利用小时数就是这套长时储能的调用时长。

在所有场景中，表现出一个共同的规律性特征：短时储能高频次调用，长时储能低调用频次。以全年来看，2小时或4小时的锂离子电池系统，可以实现300次以上的完整充放电循环，即几乎每天一次。而超过10小时的长时储能，全年可能只被全部调用十几次，其他时间段都在响应部分容量调用。在完全的风光储系统场景中，长时储能的调用次数大大增加，但上面的调用特征仍然明显。这也不难理解，大的电力系统需要用到长时储能的，往往是极端天气导致的连续多日新能源低出力，或者是季节性电力紧张，这些事件发生的频率本身就不高。但这种“低频高价值”的调用特征，也对成本回收机制提出了与短时储能完全不同的要求。

2.长时储能成本回收在未来将面临的机制性困境

新型储能在电力系统中有三个收入途径，仔细分析这三个途径与储能技术成本特性之间的匹配关系，就能清晰地看到长时储能在上述调用特征下，在我国现有市场机制中将面临的成本回收困境。

第一个收入途径，电能量市场，市场规则按照单位电量进行付费。储能通过低买高卖赚取价差，单位电量的价差乘以充放电量就是收益。在这个规则下，度电成本是决定盈利能力的核心。锂电池系统的单位瓦时EPC价格，目前已经降至0.8元到1元左右，度电的平准化储能成本在商业化运行场景下具有相当优势。相比之下，长时储能虽然增加时长的边际成本较低，但首小时的初始投资门槛较高，目前最为成熟的压缩空气储能的单位瓦时EPC价格仍存在一定差距，8小时以上时长才能拉平差距。

在作为新型储能主要营收途径的电能量市场中，长时储能由于调用频次低，周转率上不去，资产的利用效率就不如可以高频次调用的短时储能。虽然单位里程的电能量成本，长时储能和短时储能之间没有数量级的差别，但在乘以周转率这个因子后，全年总收益就拉开了显著差距。在电能量市场以度电收益为导向的规则下，长时储能难以在主要营收途径中实现成本回收和创新发展的良性循环。一个直观的类比：这两类储能就像天天出车的出租车和偶尔出动的消防车，单看每公里运营成本不能反映其在市场中的真实处境。

第二个收入途径，辅助服务市场，目前主要对调频服务进行付费。调频市场要求储能的响应速度快、精度高。锂电池在这方面的响应特性非常出色，毫秒级的响应速度和精确的出力控制使其在调频竞争中占据优势，由于电力系统安全稳定保障的因素，目前和旋转设备平分市场。具有旋转设备的长时储能需要和存量火电共享市场份额，而且参与调频市场会影响发电效率，需要在具体场景中进一步测算是否参与市场。还有一点就是，调频辅助服务市场目前的总盘子是有限的，在大部分省份市场规模远小于电能量市场，过多储能涌入调频市场，会导致调频价格迅速下降，收益空间收窄。

第三个收入途径，容量机制，目前政策导向是按照新型储能可用时长进行付费。这是目前容量机制对储能容量机制设计的初步思路——提供多长时间的连续放电能力，就按相应系数补偿。表面上看，这似乎有利于长时储能，但问题在于这种方法也同样是单位成本导向的，最成熟的8小时日内长时储能和8小时锂离子电池系统投资成本相当，仅以可用时长作为主要目标，而且各省目前最长时长10小时，补偿上限封顶330元/kW•年，自然是单位成本越低越划算，在这方面日内长时储能并没有明显优势。

这三种收入途径在机制设计上都有一个共同特点：与储能的单位瓦时成本强相关。这意味着，在长时储能低调用频次的特点下，在当前磷酸铁锂电池单位瓦时EPC价格具有绝对优势的情况下，锂电池的竞争力都明显领先。而压缩空气储能作为物理长时储能最成熟商业应用的代表，尽管具有规划寿命长、安全性好、提供转动惯量和阻尼、对关键矿产资源依赖度低等优势，但按照时长和单位成本，和锂离子电池系统相比，在市场竞价中没有成本优势，完全依赖当前价格机制难以收回投资成本。

这不能简单归咎于技术本身不够经济，其中一个重要而且深层次的原因在于：在现有的市场机制设计，没有为压缩空气储能所能提供的安全性、转动惯量、阻尼等这些价值付费。而这些价值，在高比例新能源电力系统中日益稀缺且弥足珍贵，却因辅助服务市场目前尚未有成熟的交易品种而无法获得相应的收益回报。这极大地影响了社会资本投资长时储能的信心，是形成当前新型储能“长时不如短时”投资偏好的重要制度成因。

进一步延伸思考，未来在保障能源安全方面可以发挥重要作用的“火电+绿色燃料”方案，也就是氢能在电力系统中的跨季节长时储能应用场景，也将面临同样的问题。拥有跨季节储能资源，意味着极端情况下的能源独立性和电价的稳定性有了兜底保障。这种战略价值类似于石油战略储备，其收益不是体现在储备设施自身的经营现金流上，而是体现在整个社会避免遭受能源危机冲击的宏观效益上。这种宏观价值在现有的电力市场机制中很难被自发定价并传导为具体项目的投资回报。

3.战略资源的管理和电力市场发展方向

分析到这里，我们有必要回到一个基本问题：压缩空气储能、绿色燃料等长时储能，对于新型电力系统究竟是怎样的存在？它们是普通的竞争性商品，还是具有特殊属性的战略资源？

从功能定位来看，在同步旋转装备仍然将在较长一段时间担任电力系统安全稳定基本面保障的前提下，压缩空气等长时储能不仅可以提供和抽水蓄能相同的价值，而且在布局上受地理资源限制较少，氢能等跨季节长时储能还将承担着确保系统可用率、应对极端事件的兜底使命。这些功能，决定了具有准公共产品的属性。

从国内需求来看，虽然“十五五”期间抽水蓄能新增投产规模将达到1.2亿千瓦，但是在布局上大部分在中东部，在最为直接需求的西部由于地理条件限制布局较少，提前策划布局适应西部调节能力需求的长时储能有利于提高系统安全稳定运行裕度，为持续加快大基地低碳化进程，在大基地尽快开展电热电、电氢电试点进行迭代优化也势在必行。

从代际公平角度看，建设长时储能需要现在投入大量资源，但受益的可能是若干年后才面临高比例新能源挑战的未来一代。这种跨代际的投资回收特征，使得纯粹依靠当前市场信号引导的投资决策很难做出充分的响应，需要代际视角的公共决策予以弥补。

从产业发展来看，目前我国“新三样”，新能源汽车、新能源、储能电池出口保持高速增长，成长起来一批创新能力强、具备一定国际影响力的高附加值产品，逐渐受到海外市场的认可，大大推动了外贸结构升级进程，也说明了通过国内验证国外推广的路径十分有效。我国电力系统基础设施建设的后发优势，在高安全高可靠性方面处于国际先进水平，普遍服务覆盖面国际领先，在目前发展阶段对长时储能的需求还在8小时之内，但是放眼国际，国外部分场景如矿山、岛屿、AIDC等由于电网设施陈旧，安全性可靠性水平低，电价高企，长时储能需求强烈且可以获得高溢价，以AIDC为例，短时停电造成的损失以百万千万美元计，这些场景目前已经在策划自建绿色供电设施，长时储能在这些场景可以发挥重要作用，可以继续走国内验证国外推广的道路，培养“新四样”、“新五样”，持续提升外贸结构，拓展对外开放模式。

从电力市场发展的趋势看，传统电力系统更多的是追求经济性，而新型电力系统建设进程中，清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能都将是电力市场建设的目标，将更加发挥“有为政府、有效市场”的作用，在上述战略目标框架上追求多目标优化，不仅支撑电力系统，也要进一步支撑国家战略。

综上可以形成一个基本判断：压缩空气储能、绿色燃料等长时储能，不仅是电力系统需要的战略资源，也是国家改革开放战略需要的重要抓手，不应仅将其视为一种参与市场逐利的普通经营性资产，而应该在体制机制设计中充分考虑其战略属性和公益特性。

在国内已经对抽水蓄能进行了单独品种的机制设计，采用差价合约模式，不仅鼓励参与电力市场，也进行监管成本和收益，对电力系统调节能力建设发挥了重要作用。在国际上，对于具有长时、战略性特征的储能资源进行特殊制度安排，英国、美国、日本也有不少可供参考的实践。

纵观这些国际经验，其核心逻辑是一致的：认识到长时储能、氢能等战略资源无法单靠市场自发形成足够规模，政府需要发挥有为作用，通过制度设计创造确定性的投资环境，稳定市场预期和投资信心。

4.构建“有为政府和有效市场”的组合模式

第一，规划引领，合理布局，先行先试、统一调用。在电力规划阶段，充分考虑各种场景下系统对长时储能的需求，规划合理经济规模的长时储能作为应急备用和战略性保障资源。对于规划确定的长时储能资源，实行集中管理、统一调用。在电力系统的调度运行中，将这些战略资源作为全局优化的边界条件，由调度机构根据系统需求统一安排其充放电，实现社会福利最大化，而不是由项目主体在市场上自行逐利决策。这能够确保长时储能在关键时刻发挥其战略功用，避免其容量被日常套利行为提前消耗导致关键时刻无电可用。

第二，建立独立于市场的成本回收与收益控制机制。在统一调用的前提下，通过成本监审加合理收益的方式，保障长时储能项目的投资回收。具体可借鉴英国差价合约的思路，为长时储能项目提供长期稳定收入预期。按时长等级，对于跨日长时和跨季节储能，分别单独核定其容量系数，给予差异化补偿。这种差异化机制，不仅要反映不同时长的连续放电价值差异，更要体现其提供转动惯量、阻尼支撑等多元服务的综合价值。当惯量、阻尼等辅助服务产品可以单独交易时，这部分价值可以通过市场化方式实现；在相关市场品种建立之前，容量补偿机制应当为这些战略功能预留定价接口。通过这种方式，可以为长时储能项目尤其是跨季节储能项目提供确定性的成本回收路径，坚定社会资本的长期投资信心。

第三，价格监管和成本监审的系统化建设。政府在这方面需要做大量的监督和管理工作，以匹配“有为政府和有效市场”的组合模式。需要建立健全长时储能的成本信息统计和公开制度，规范成本核算标准，定期开展成本监审和信息披露。这既是对经营者的约束，也是对其合理利益的保护。同时，需要加强对政策执行效果的事中事后评估，根据技术进步和成本变化情况，动态调整补偿标准和支持力度，避免形成价格补贴刚性和低效锁定。如此既保证了战略资源的有效投资和可靠调用，又防止其利用战略性地位获取垄断超额收益，还稳定了社会资本参与投资的信心和预期。

五．结语

长时储能绝非简单的时长延伸，我们已不能墨守传统电力“发输配用”瞬间平衡的旧地图，去寻找未来高比例新能源体系的“新大陆”。这片新大陆没有国际先例可循，是一片真正的“无人区”，需要我们以引领者的姿态自主创新、定义规则。

面对这场深刻变革，联盟秘书处呼吁各方在更深刻理解长时储能特性和应用场景的基础上，把握好近与远、内与外、统与分的辩证关系。既要立足当下示范验证，解决“能用”“好用”“合理定价”的问题，也要放眼长远，对跨日跨季、战略备用等刚需场景保持定力。在国内高质量发展的基础上，拓展“国内验证、国外应用”的开放思路，将国内完备产业链、科技创新体系与海外需求深度融合，让长时储能成为继光伏、电池、新能源汽车之后的出口“新四样”“新五样”。同时，既要集中力量，把握长时储能作为战略性产业和公共基础设施的定位，探索体现其支撑电力系统安全稳定、打造能源安全底线的专属价格机制，也要鼓励百花齐放，让多条技术赛道竞相奔腾。

长时储能是技术比拼，更是国家能源韧性与战略远见的较量。让我们携手，以先行先试的勇气、持续创新的执着，在这片无人区中打造新的“国之重器”，在全球能源治理中贡献中国智慧与力量。