首页

长时储能从“配角”走向“压舱石”:6小时以上的市场机会正在打开

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-07 09:24

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

长时储能,正在从储能行业的“配角”向新型电力系统的“压舱石”演进。多数省份已将2030年新型储能装机目标写入规划,合计规模达2.8亿千瓦,而“十五五”规划明确到2030年全国新型储能装机目标为3亿千瓦。在容量电价政策普遍向6小时以上项目倾斜的新语境下,长时储能的市场空间正在被实质性打开。

风光发电的波动性,决定了电力系统需要不同时长的调节资源。中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿曾公开表示,要化解风光长时供需错配问题,需要不同时长特别是长时储能技术,液流电池凭借本征安全、时长灵活、循环寿命长等优势,是一种非常有前途的长时储能技术。这一判断在业界获得广泛认同。

液流电池的商业化验证正在提速。2026年7月,四川乐山100MW/400MWh构网型全钒液流独立储能示范项目顺利并网;同月,云南公布新型共享储能清单,11个钒液流储能项目入选,合计规模1500MW/6000MWh。一批标杆项目正在验证全钒液流电池的技术可行性。依托水系电解液本征安全、无热失控风险的特质,全钒液流电池在高安全等级、长时备电、算力配套等场景展现出不可替代的优势。

压缩空气储能同样进入从研发走向工程化的关键期。中储国能研发的105MW大功率高速双工况电机“储龙105”,额定功率105MW,综合运行效率达98.82%,是目前全球单机容量最大的压缩空气储能电动机,已在肥城300MW先进压缩空气储能国家示范项目中应用,并推广至宁夏中宁、河南信阳、江西铅山等多个项目。国产大容量核心装备的突破,正在把压缩空气储能的单位成本一分一分地降下来。

构网型储能技术的成熟,进一步放大了长时储能的电网价值。随着新能源渗透率提升,电网惯量下降、宽频振荡等问题日益突出,构网型储能被视为替代传统同步机支撑功能的关键技术。南瑞继保已累计总结170余个构网项目的实践经验,其中内蒙古额济纳旗广域新能源电力系统项目以25MW构网型储能作为支撑电源,多次实现县域电网离网稳定运行。

混合储能的组合逻辑也开始被市场接受。九续额济纳旗珠斯楞300MW/1200MWh构网型独立储能电站,创新性地采用混合储能架构,配置285MW锂电叠加15MW/60MWh全钒液流电池,是国内较早实现“锂电+钒液流”大规模组合落地的独立储能项目。锂电承担短时、快速调频任务,全钒液流负责长时削峰填谷与备用支撑,“锂电调频+钒液流长时备电”的双轮驱动模式,正在成为大型独立储能电站的主流方案之一。

政策端的信号同样清晰。多地容量电价政策将补偿向长时储能倾斜,系统净负荷高峰持续时长成为各地容量补偿机制的关键考量,可靠容量折算系数对应6、8、10小时,这直接提升了6小时以上储能项目的经济性。据《中国新型储能发展报告2026》披露,2025年底全国4小时及以上储能装机占比同比提升12.1个百分点,西北风光大基地率先规模化布局。

不过,长时储能产业化仍存在明显短板。全钒液流、压缩空气储能等项目初始投资门槛较高,项目短期内部收益率不及2至4小时储能项目,市场资本参与意愿偏弱。降本,仍是长时储能从“示范”走向“规模化”绕不开的关卡。从材料端到系统端,从电解液价格到电堆成本,产业界仍在为每一个百分点的效率、每一毛钱的度电成本而较劲。

场景侧的想象力也在被打开。随着数据中心、算力中心对不间断供电与长时间备电的需求激增,“算力+长时储能”的组合成为行业热议方向。液流电池的长时放电特性与高安全属性,恰好契合算力设施对“电不断、温可控、火不燃”的苛刻要求。储能与算力的耦合,正在为长时储能打开一个远超传统电力场景的新增量市场。

从政策、技术到市场,长时储能“从0到1”的产业化跨越已经完成,眼下正处在“从1到N”的放量前夜。当电价的时点价值被精确定价,当容量补偿真正覆盖长时资源的安全价值,6小时、8小时乃至更长时间的储能,就将从备选方案变成电力系统的刚性配置。长时储能的市场机会,正在为真正的技术派打开。

放眼全球,长时储能的竞速同样白热化。欧美多国已将长时储能纳入电网规划与投资激励框架,数小时级甚至跨日级的储能技术路线百花齐放,液流电池、压缩空气、重力储能、铁空气电池等各展所长。作为全球最大的储能增量市场,中国长时储能的技术进步与规模放量,不仅关乎国内新型电力系统建设,也在重塑全球长时储能产业的竞争版图。

场景侧的探索也在提速。在内蒙古、新疆等风光资源富集区,随着外送通道与本地消纳能力的逐步扩展,"风光发电+长时储能"组合正在成为平衡就地消纳与跨区外送的关键环节。当光伏大发时段与用电高峰错位加剧,具备6小时以上放电能力的长时储能,才能真正承接"日间蓄能、夜间释能"的系统调节需求。调度部门与规划部门对长时资源的政策预留,也正从顶层设计走向具体项目。

从技术经济性看,长时储能正沿着"降本+提效"的双轨快速爬坡。液流电池方面,电解液价格回落与电堆标准化带动系统成本系统性下探,百兆瓦时级项目逐步具备示范经济性;压缩空气储能依托大容量机组与高效换热技术,单位造价持续优化。业内普遍判断,随着规模化采购与产能利用率提升,长时储能度电成本仍存在可观的下降空间,其经济拐点正在临近——这正是其从政策驱动走向市场驱动的关键前提。"

围绕长时储能的标准与检测能力建设,同样在紧锣密鼓地推进。行业组织与科研机构加快制定长时储能系统性能、安全与并网相关标准,推动技术验证平台与实证基地建设,为不同技术路线的客观比较提供依据。标准之下的良性竞争,既避免了劣币驱逐良币,也为业主选择技术方案提供了更透明的参照。长时储能的产业化之路,正沿着"技术验证—标准固化—规模复制"的台阶稳步上行。"

【文中信息及数据来源于:《中国新型储能发展报告2026》、中国国际储能大会(CIES 2026)公开报道、四川及云南储能项目公开信息等。】

【研究支持机构:《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

马行川