近日，中金最新研報指出，隨著新能源裝機規(guī)模擴大與電力系統(tǒng)靈活性需求激增，長時儲能正從技術(shù)驗證邁向規(guī)?；瘧?yīng)用階段。

當(dāng)前長時儲能領(lǐng)域呈現(xiàn)"鋰電池主導(dǎo)、多技術(shù)協(xié)同"的格局。中金研究顯示，2025年上半年國內(nèi)液流電池、壓縮空氣儲能招標(biāo)規(guī)模同比增幅超200%，其中鋰電池與長時儲能技術(shù)混合項目占比顯著提升。

以鄂爾多斯萬成功電網(wǎng)側(cè)儲能電站采用"磷酸鐵鋰電池+水系有機液流電池"混合方案為例，既發(fā)揮鋰電池快速響應(yīng)優(yōu)勢，又通過液流電池延長放電時長至4小時以上，適配風(fēng)光波動性需求。這種"短時+長時"混合模式，正在成為高比例新能源接入?yún)^(qū)域的首選方案。

政策端，國家能源局明確支持大容量、中長周期儲能技術(shù)示范，甘肅、內(nèi)蒙古等省份將儲能納入容量電價補償機制，單機規(guī)模300MW以上的壓縮空氣儲能項目接連落地。長時儲能的落地速度與區(qū)域新能源裝機規(guī)模、資源條件深度綁定。在西北風(fēng)光基地，長時儲能可平抑日內(nèi)功率波動，新疆哈密已規(guī)劃配套20GWh壓縮空氣儲能。

海外市場方面，綜合消息來看，中東依托光伏外送通道建設(shè)百兆瓦級光儲項目，澳大利亞則通過綠氫制備實現(xiàn)跨季節(jié)儲能。

盡管目前看來，前景廣闊，但長時儲能仍面臨多重瓶頸。壓縮空氣儲能需解決巖穴地質(zhì)適應(yīng)性難題，氫儲能的儲運成本仍高于液氨路線。商業(yè)模式上，電力現(xiàn)貨市場需完善跨時段定價機制，容量電價補償標(biāo)準(zhǔn)需與儲能時長掛鉤。綜合而言，長時儲能、新能源即將成為新型電力系統(tǒng)的標(biāo)配，率先實現(xiàn)技術(shù)降本與場景適配的企業(yè)，或?qū)⒅鲗?dǎo)未來儲能市場的價值分配。

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