“‘十五五’时期，储能科技创新将瞄准长时储能。”“4小时以上的长时储能技术，如液流电池、压缩空气、重力储能将成为未来几年重点突破方向。”“长时储能将成为西北‘沙戈荒’大基地消纳的核心抓手。”近日，《中国能源报》记者在采访时，听到很多业内专家对“十五五”时期长时储能发展的肯定。

　　国家发展改革委、国家能源局近日发布的《新型电力系统建设“十五五”规划》提到，到2030年，实现28亿千瓦以上新能源高水平消纳。业内认为，新能源跃升式发展带来了巨大的消纳压力，而长时储能作为破解“时间错配”、保障能源安全的关键技术，亟须在政策机制、技术创新与市场模式上实现突破。

　　■■大规模新能源消纳需要长时储能

　　中国能源研究会首席专家黄少中指出，从政策导向看，《“十五五”碳达峰行动方案》《新型电力系统建设“十五五”规划》等均强调或者重视对储能尤其长时储能发展的要求。特别是今年初发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次在国家层面建立了电网侧独立新型储能容量电价机制，直接在收益端为储能发展注入“强心剂”。

　　数据显示，截至2025年底，全国新型储能装机规模已达1.36亿千瓦，预计到“十五五”末，这一数字将超过3.7亿千瓦。在这一宏观背景下，西北的新型储能发展速度最快、量最多。从比例上看，西北地区新型储能装机领跑全国，达3838.2万千瓦，占全国装机的28.2%。更值得关注的是，西北地区的平均储能时长约3.06小时，高于全国2.58小时的平均水平。

　　“不容忽视的是，西北地区新能源利用率持续下行，2026年一季度全国风电、光伏利用率均降至91%左右，弃风弃光问题依然存在。”黄少中认为，西北消纳压力源于新能源发电的“错配”矛盾，即风光资源的间歇性与用电负荷的刚需在时间上难以重合。

　　目前，西北地区储能平均时长已超3小时，且长时储能占比超过50%，但在新能源装机爆发式增长的势头下，现有的调节资源仍显捉襟见肘。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇对《中国能源报》记者表示，要解决西北区域大规模新能源的消纳，不能仅靠短时储能“打补丁”，还必须大力发展能实现跨日、跨周调节的长时储能。

　　■■经济性与市场机制尚存掣肘

　　何为长时储能？一般指持续4小时以上充放电循环的储能系统，甚至包括8小时、10小时乃至更长时间的储能形态。长时储能是解决新能源跨日、跨周乃至跨季节波动的关键。

　　长时储能不仅破解“日平衡”难题，还是支撑“沙戈荒”大基地外送，培育能源新质生产力的重要方向。尽管意义重大，但发展长时储能仍面临“成本高、机制缺、协同难”三大瓶颈。

　　“经济性是核心痛点。”黄少中分析，目前，长时储能技术路线多样，既有锂离子电池、抽水蓄能、压缩空气，也有液流电池、热储能等，各种技术有各有优劣，但成本均居高不下。以压缩空气储能为例，虽然寿命长、运维成本低，但前期投资巨大，特别是西北地区缺乏天然盐穴资源，人工开挖会抬升成本；全钒液流电池安全性好、寿命长，但初始造价高、能量密度低导致占地大，且钒原料价格波动大，令投资者望而却步。

　　多位受访人士直言，“账算不过来，导致投资者不敢轻易投资长时储能。”中国能源研究会首席专家、国家能源局能源节约和科技装备司原副司长刘亚芳对《中国能源报》记者表示，从技术进步的角度来看，储能成本的下降趋势确实使得在同等投资额度下，建设更长储能时长的项目成为可能。然而，作为投资主体，技术可行性并不等同于投资意愿。项目的最终决策取决于投资回报。如果储能系统每天仅调用一次，且利用时长极短，那么独立投资商显然缺乏动力去参与长时储能项目。“尤其是长时储能的时长定义，目前行业内外尚未形成官方或公认的标准。尽管各地现有配置要求涵盖4小时、6小时、8小时甚至10小时不等，但从国家层面来看，有三个问题亟待回答：一是究竟多长时间的储能算长时储能；二是长时储能成本与短时储能成本通过市场化疏导政策和机制有什么差异；三是需要明确长时储能与能源储备（针对煤炭、油气等化石能源）的区别，因为能源储备成本有一定国家补贴。”

　　在业内看来，市场机制不完善也是导致长时储能价值难以变现的因素之一。国家虽然出台了容量电价政策，但长时储能补偿标准偏低，未能充分体现其在能量时移、减少弃风弃光等方面的多元价值。另外，电力现货市场和辅助服务市场对长时储能的收益模式仍在探索中，而难以捉摸的盈利预期，增加了长时储能项目落地的不确定性。

　　此外，产业链协同不足，难以形成合力，这是制约长时储能发展的现实阻力。简言之，就是“各玩各的，未能拧成一股绳”，导致长时储能项目成本居高不下。“长时储能技术链条长，涵盖了上游原材料、中游核心零部件及系统集成、下游电网应用与市场交易等多个环节。然而，这些环节之间存在信息流通不畅、标准不统一、供需对接不准。”刘勇分析，长时储能产业链的碎片化发展，导致难以通过上下游联动分摊研发成本，未来要改变各环节“各自为战”的状况。

　　■■机制创新破解经济性难题

　　针对上述问题，业内一致认为，发展长时储能的核心在于，以机制创新破解经济性难题，科学规划引导产业健康发展。

　　首先，完善电价政策，实施差异化容量电价。黄少中建议，应研究制定分时长的容量补偿机制。对于4小时或6小时及以上的液流电池、压缩空气等长时储能，应上浮容量电价标准，拉开与短时锂电的收益差距。通过稳定的固定收益，缩短长时项目的投资回收期，打消资本顾虑。这不仅是解决“账难算”的直接措施，更是引导储能产业向更长时间尺度发展的风向标。

　　其次，不能“一刀切”，要统筹规划布局，因地制宜匹配技术路线。

　　黄少中呼吁，在“十五五”专项规划中，国家层面要明确长时储能的发展目标，各省也应根据各地资源禀赋精准施策。例如，在甘肃等地质条件好的区域布局压缩空气储能；在戈壁场地充裕地区推广全钒液流电池；严控单纯短时锂电配套。要做好选址勘察，避免因地质条件不明导致的成本失控。

　　再次，打通跨省跨区市场，拓宽多元收益渠道。业内建议，放开长时储能参与跨省现货、辅助服务、绿电外送交易的权限。通过“峰谷套利+调峰服务+容量租赁”的三重收益模式，让长时储能在服务负荷需求的同时实现自身盈利。

　　针对技术瓶颈，建议搭建技术产学研平台，推动降本增效。建设长时储能示范电站，通过规模化量产摊薄造价，并针对高原低温环境优化设备性能，降低运维损耗。