产业观察
多重政策红利释放，长时储能迎来发展黄金机遇！
近期国务院印发《“十五五” 碳达峰行动方案》、国家能源局印发《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028 年）》，两份政策文件均明确提出发展长时储能，长时储能逐步转变为新型电力系统重要组成部分。
目前，长时储能技术呈现多元化发展趋势，压缩空气、液流电池、氢储能等在成熟度、适用场景、建设成本上各有优劣。
本文从长时储能技术发展情况、收益结构、规模化发展前景三大维度展开系统分析，供行业参考。
六类技术引领 适应多元场景
长时储能技术种类多样，主要包括以抽水蓄能、压缩空气储能和重力储能为代表的物理长时储能，以液流电池、金属空气电池为代表的电化学长时储能，储热（蓄冷）和以氢储能为代表的化学长时储能。
其中，抽水蓄能是当前技术最成熟、应用最广泛的长时储能技术。截至2026年一季度，我国已投运抽水蓄能的装机容量达到6709万千瓦。抽水蓄能目前主要为定速的大型抽水蓄能电站所采用。随着大型抽水蓄能电站站址资源减少，中小型抽水蓄能电站逐渐增多。
重力储能原理与抽水蓄能类似，主要是通过对固体重物进行物理升降来牵引发电设施，实现储电放电。目前，我国10万千瓦时级重力储能塔示范项目已经在江苏如东建成并进入并网调试阶段。该项目由中国天楹投资建设，储能规模10万千瓦时、发电功率2.5万～2.6万千瓦，预计2026年底并网发电。
压缩空气储能是另一类具有规模化应用前景的长时储能技术。它是利用压缩机将低谷电、不稳定的新能源弃电等电能转化为空气介质压力内能和储热介质的内能，并分别存储于储气单元和储热单元中，在用电需求高峰时释放高压空气经透平膨胀做功后发电的一种储能方式。目前，大规模工程应用主要为蓄热式压缩空气储能。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的统计，截至2026年一季度，我国压缩空气储能已有14个项目正式并网发电，累计投运装机容量超过150万千瓦，在建及规划项目总装机容量超过5400万千瓦。
液流电池是一种正负极活性物质均为液体的电化学电池。根据电极活性物质的不同，液流电池可以分为全钒液流电池、锌溴液流电池、铁铬液流电池等。整体看，液流电池具备安全性高、无爆炸着火隐患、寿命长、可深度充放电、环境友好等优点。截至2025年底，我国10千瓦级全钒液流电池示范项目已经投运。
储热技术是将太阳能光热、地热、工业余热、低品位废热等储存起来，在需要的时候释放，以解决由于时间、空间或强度的热能供给与需求间不匹配所带来的问题。根据储热的原理，可以将储热技术分成显热、潜热和热化学三种形式，目前较为成熟的是热水、熔融盐、耐火砖等储热材料。
氢储能是化学储能，可以实现大规模、长周期、跨地域储能，主要包括制氢、氢储运和氢利用三个环节。电解水制氢是未来主流技术路线。氢储运的技术路线包括气态储氢、液态储氢、固态储氢、氨（醇）储氢和地下储氢等。在电力领域，氢能主要通过氢燃气轮机、氢内燃机和氢燃料电池发电。
各类长时储能路线的技术性能特点各异，也呈现出差异化的竞争优势。效率方面，抽水蓄能和重力储能效率较高，而熔盐储热和氢储能效率较低。寿命方面，抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能等物理储能寿命较长。安全性方面，除氢储能外，大部分长时储能安全性较高。环境适应性方面，抽水蓄能和压缩空气储能环境适应性一般。响应速度方面，液流电池具有明显优势。
储能技术全生命周期度电成本是衡量其经济性的关键指标，根据中关村储能产业技术联盟的测算，当储能时长为8小时，目前盐穴压缩空气储能和抽水蓄能度电成本较低。随着技术持续迭代与规模化落地，新型长时储能的度电成本将稳步下行。测算显示，到2035年，压缩空气储能、抽水蓄能、液流电池、熔盐储热等主流长时储能技术，在年利用次数达到250次的条件下，全生命周期度电成本可降至0.3～0.5元/千瓦时。若以技术本身的全生命周期循环寿命为核算依据，其全生命周期度电成本还将实现大幅下降。
收益通道已打通 长时价值待释放
当前，长时储能的市场机制建设正加速从政策驱动向市场驱动切换。“电能量市场+容量市场+辅助服务市场”的三元收益结构正在从“框架确立”走向“细则落地”。
电能量市场是长时储能最基础也是目前最主要的收益来源。该市场的核心逻辑是“低充高放”。与2小时级储能相比，长时储能的优势在于跨时段、大容量的电力时移能力，同时兼具短时的柔性运行能力，部分技术路线还可实现日内多次循环，故而能捕捉更多价差窗口。在现货市场运行较为成熟的省份，峰谷价差已成为储能项目主要的收益来源。
以压缩空气储能为例，2024年投运的江苏金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目一期，装机容量为6万千瓦/30万千瓦时，一天内可实现一充两放、多充多放运行。
与电能量市场的“价差套利”不同，容量市场的核心逻辑是“备用价值”，即储能系统承诺在电网需要时随时待命。这一机制对长时储能尤为关键：它投资成本高、回收周期长，需要稳定的“保底收益”来增强项目的可融资性。
当前，容量市场的建设呈现“双轨并行”特征，这为长时储能扫清了准入障碍。一方面，煤电容量电价机制已于2024年开始在全国落地，为火电转型提供了托底保障；另一方面，今年1月发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》首次从国家制度层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，以“同工同酬”为核心原则，将其正式纳入发电侧容量电价机制。独立储能的容量电价从地方探索，演进为全国统一规则。
如果说电能量市场解决的是“能不能赚钱”的问题，那么辅助服务市场则关系到“能否赚得更多”。当前，电力辅助服务市场以调频、调峰、备用三大类型为主，其中，在电力现货常态化运行区域，调峰辅助服务已逐步退出，原有功能由现货电能量市场承接；部分省份已开始试点爬坡、惯量支撑等新型辅助服务。长时储能可实现长周期能量时移和备用，部分技术路线还具备物理惯量，能够有效支撑电网惯量需求，具备独特优势。
上述三元收益结构看似齐备，但需要注意的是，目前的机制设计仍停留在“有无储能”的层面，未进一步区分“能储多久”。其跨时段、大容量、高可靠性的差异化优势未能转化为市场收益，这是当前机制建设中最突出的短板，也是下一步需要突破的关键。
技术机制并进 助力示范落地
在不久前举行的储能国际峰会暨展览会（ESIE2026）上，清华大学地球系统科学系助理研究员马媛提出，2030年储能装机容量需达到新能源装机容量的15%～20%，即达到约4亿千瓦的关键节点，其中8小时以上长时储能占比不低于20%，才能有效控制弃电率并保障系统安全。
根据中关村储能产业技术联盟的预测，“十五五”期间，长时储能需求逐渐凸显，新增长时储能时长主要为4～10小时，保守场景下规模达到1.8亿千瓦，理想场景下达到2.5亿千瓦，仍以抽水蓄能为主，辅以压缩空气储能、电化学储能等新型长时储能，距离电网企业需求仍有差距；部分新能源占比高的西北地区省份首先出现24小时以上长时储能需求。2035年，长时储能规模在保守场景下达到3亿千瓦，理想场景下达到4亿千瓦，时长以4～24小时为主，新型长时储能规模逐渐增加。
要持续推动长时储能从技术示范走向规模化应用，需要更多项目落地，将技术成熟度转化为商业可行性。
一是要统筹开展不同技术路线试点示范。目前，新型长时储能项目由于技术尚未完全成熟、产业链建设仍待完善，项目投资成本偏高，商业化应用仍以短时锂电储能为主。后续应根据长时储能技术发展阶段，有序推进长时储能技术的示范应用，推动新技术应用实施，同时带动相关产业的技术升级，提升市场竞争力。
二是要因地制宜推进多场景试点。新型电力系统下，不同应用场景对长时储能的需求不尽相同，如东部发达城市对长时储能能量密度要求较高，西北“沙戈荒”、东部沿海、东北严寒地区等不同环境对长时储能温度、湿度、抗风沙等要求各不相同，需要结合试点示范项目深化不同应用条件下储能装备、系统集成、安全防护等方面的关键技术研究。
三是要强化试点项目常态化监管评估。目前示范项目管理评估并不严格，未来需要对试点示范项目进行长期跟踪监测、定期分析评估，为新技术、新产品、新方案实际应用提供科学数据支撑，为国家制定产业政策和技术标准提供科学依据。
四是要鼓励试点项目在政策与模式上先行先试，在示范长时储能技术的同时，应创新长时储能商业模式。
在项目落地的同时，完善政策机制保障体系也是推动长时储能规模化发展的关键支撑。
一方面，要探索长时储能成本回收机制。相比于短时储能，长时储能更多体现的是容量和长期备用价值，需要逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，通过市场竞价的方式引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。
另一方面，要完善长时储能成本疏导机制。长时储能可以直接或间接推动新能源替代传统化石能源发电，显著降低全社会的碳排放量。未来，需要加快绿电、绿证、碳交易的政策与市场体系建设，体现长时储能在推动能源转型和碳减排方面的价值，拓宽长时储能收益来源，健全成本疏导体系。
由中关村储能产业技术联盟、中国能源研究会、中国科学院工程热物理研究所主办的第十五届储能国际峰会暨展览会ESIE 2027将于2027年3月16日至19日在北京·首都国际会展中心举办，液流电池、压缩空气、储热等多元长时储能技术领军企业将携最新解决方案亮相，同期还将开设长时储能专题论坛，深度探讨长时储能商业化落地路径、配套政策机制保障等关键议题。