9月10-12日，2025第三届中国长时储能大会在浙江湖州盛大召开。国家发改委能源研究所能源系统分析中心副主任刘坚出席会议，并从新型储能的技术和政策层面入手，分析了长时储能项目的多元化盈利模式和商业化潜力。

　　截至2025年6月，风电、光伏累计装机规模达到16.7亿千瓦，占全国发电装机总规模的46%，风光电量占比近1/4。

　　新能源增长带动了储能的需求。一方面装机功率在不断的增长，新型储能占总储能装机60%以上，另一方面储能时长也在发生变化。

　　2025年1-6月，新增电化学储能放电时长2.47小时，相比2020年提高20%。预计2050年，4-10小时放电时长成为电化学储能的主流。未来，长时储能技术会有很大的发展空间。

　　目前，抽水蓄能、储热储冷、铅蓄电池、锂离子电池处于商业化阶段，中国在压缩空气、锂离子电池、液流电池、钠离子电池领域居领先地位。

　　锂离子电池主导。液流电池、压缩空气储能占比增速较快，2024年合计占比达到2%，同比增长一倍以上。

　　长时储能的调节需求，主要源自新能源的消纳。风电和光伏的调节需求特性差别较大。光伏侧重日内波动，4小时储能消纳光伏出力高峰，10小时可实现完全消纳。风电侧重季节性波动，连续调节需求超过10小时。

　　如果把电力系统的调节需求作为储能时长的评估指标，持续放电时长在4h以内的，更多适用于短时的调节场景，可以解决削峰填谷，调用频次也比较高；放电时长在4-10h，属于长时储能的范畴，它日常解决光伏的日内波动；放电时长超过10h的，更多是应对风电等引发的季节性波动，调用频次更低，经济性也面临较大的挑战。

　　虽然放电时间更长，但长时储能的充放电效率往往低于短时储能，如氢储能转换效率远低于锂电池。

　　不过，未来随着新能源渗透率越来越高，市场中电能量的价值呈现下降趋势，可以一定程度上弥补长时储能效率较低的短板。

　　全钒液流电池，目前全国投运75个液流电池储能项目，装机1.16GW，在建拟建项目6.2GW；单堆最大70kW，系统2元/Wh。

　　目前液流电池成本仍然偏高，但随着非氟膜实现量产，隔膜成本会下降50%左右。

　　目前压缩空气储能已投运16个项目，装机规模为1.27GW，平均储能时长约5.2h，在建拟建装机规模超过10GW。已投运的山东肥城300 MW（6h）项目，成本为6000元/kW。

　　重力储能，在国内已经有了大型的示范项目，如江苏如东25MW/100MWh重力储能项目。投资成本每千瓦超过2万元。

　　而采用竖井模式的张家口赤城50MW/300MWh重力储能项目，成本可以降低一半左右（1.3万元/kW）。

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　　另外，浙江温州、山西霍州也在拟建山坡、斜坡等个性化的示范项目，进一步拓展了重力储能的应用场景。

　　制氢环节，碱性水电解制氢（ALK）目前技术最成熟、应用最广泛。最大单槽15MW，成本为1300元/kW。质子交换膜（PEM）电解水制氢，是一种非常适合与风电、光伏等波动性可再生能源耦合的先进制氢技术，较为灵活。最大单槽2.5MW，成本为6000元/kW。

　　在储氢环节，刘坚表示，盐穴更适合大规模储氢。国内目前还没有盐穴储氢项目，英国、德国、美国等已建成5座盐穴储氢库。

　　目前，金属空气电池储能（如铁-空气电池、锌-空气电池、铝-空气电池等）在国外已有不少研究和示范项目，国内进展相对较慢。

　　金属空气电池的优势在于经济性，它的正极为空气，负极为非贵金属（铁、锌、铝等），单位千瓦时的材料成本可以降低到10元左右。

　　刘坚强调，金属空气电池技术在美国、加拿大、印度等国家一直有相关的产业化测试，在国内目前只存在于高校和科研院所，产业化滞后。

　　2025年上半年国家发改委、国家能源局、工信部等出台的关于新能源、新型储能方面的重要政策，如下：

　　刘坚指出，136号文一方面要求新能源全面入市，这会激发更多的灵活性需求；另一方面文件要求不得将配置储能作为新能源开发的前置条件，这会改变新型储能的商业逻辑。

　　在产业方面，《新型储能制造业高质量发展行动方案》明确发展长时储能技术，并首次提出适度超前布局超长时储能技术。

　　在虚拟电厂的发展上，《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》倡导分散式的储能聚合起来去参与大系统的平衡和调度。

　　另外，国家发改委、能源局印发的关于绿电直连和零碳园区的政策相互呼应。随着新能源就近消纳价格机制的完善，储能在发用一体自平衡单元中的经济价值也将不断显现。

　　在大系统层面，对于中长期交易，分时价格与现货市场价格曲线将逐步衔接。这意味着储能也可以参与到中长期市场交易，并获得稳定收益。

　　刘坚表示，在现货市场的不同时段，长时储能可以在更长周期的时间间隔里做峰谷套利。如果把全年现货市场的价格分解到日均、周均或月均，价格同样会呈现峰谷，尽管价差较低，但长时储能捕捉长周期价差的能力更强。

　　另外，136号文指出：“新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。”机制电价仅在最终结算环节进行价格补偿回收，不干预或影响前端电力市场交易，推动市场整体平均出清价格走低，日内峰谷差加大。

　　因此，放电时长在4小时以内的储能技术，有望凭借现货市场峰谷价差，获得合理、可观的收益。但是，对于放电时长超过4小时的储能技术，其利用率仍然偏低，需要场外补偿机制，比如容量补偿或者辅助服务，来获取更多元的收益。

　　目前省级容量补偿，以容量（功率）补偿为主，放电量补偿为辅；工商业用户分摊为主，电源企业、财政承担为辅。

　　刘坚表示，我国已建立抽水蓄能和煤电容量补偿机制，如何科学评估新型储能、需求响应和新能源发电的容量价值，并给予合理补偿，是亟需解决的问题。

　　国外的经验是引入有效带载能力（ELCC），去评估多类型调节资源的容量价值。不同储能技术的储能时长不同，容量折减率也不尽相同。国外经验来看，长时储能一直保持着比较稳定的容量价值，对于短时储能，单位千瓦的容量折减率加大。由此可见有效带载能力（ELCC）的方法，可以更动态更准确地去评估容量价值。

　　刘坚指出，ELCC实施落地同样面临着不小的难度。一是实施ELCC需系统性投入，软硬件投资大；二是依赖高精度数据，信息壁垒高；三是难以反映偶发极端事件停电的直接和间接成本。

　　对于极端天气和偶发事件，研究显示，从过去40年，全球178个国家的缺电事件的概率的变化情况来看，不论是缺电的频次，还是缺电的时长和强度，都在明显的增长。

　　因此，基于历史数据对电力系统的容量需求进行预测，存在较大的不确定性。这就需要引入情景分析等方法，提高容量价值评估的准确性。

　　此外，容量补偿机制也需与现货市场衔接。对于短时储能，供给资源多元，可通过现货市场反映调节价值；对于长时储能，可引入容量补偿机制，作为收益补充；对于超长时储能，安全保供价值难以通过市场充分体现，需政策予以兜底。需要注意的是，面对新能源高占比下的季节性调节需求，火电与超长时储能技术类似，面临着低运行小时数、高电量成本分摊的挑战。

　　2030年新型储能装机规模有望达到3亿千瓦（4h），根据有效容量系数，容量补偿在电价中的分摊可能不会超过1分/千瓦时。考虑到新能源发电占比提高带来的电能量成本下降，新型储能容量补偿费用不会明显提升用电价格。

　　刘坚表示，除新能源和电力市场政策外，绿电直连和零碳园区政策也将推动储能的应用：对于直连项目，储能可提升新能源自发自用比例，降低企业产品碳足迹，而长时储能可有效降低项目并网容量，进而节降项目容量和系统运行费用分摊。

　　第一，加快技术创新。理清新型储能技术演变路径，研究制定技术路线图；大力推进液流电池、压缩空气、重力储能、液态金属电池、金属空气电池、储热、氢储能等长时储能关键技术研发与试点示范。

　　第二，建立综合储调规划制度。综合考虑新能源波动性、负荷不确定性及电力系统多时间尺度调节需求，开展系统灵活性资源规划，科学统筹抽水蓄能和新型(长时)储能发展节奏。

　　第三，完善电力市场与容量补偿机制。综合考虑补偿对象、补偿门槛、电价承受力等因素，加快出台覆盖新型储能的容量补偿机制。对极端天气进行情景分析，设立分级容量补偿机制。研究电力期货、天气金融衍生品，对长时储能等保供资源给予场外激励。返回搜狐，查看更多