数字储能网讯：双碳背景之下，新能源渗透率快速提升，发电随机性、波动性、季节不均衡性等问题驱动着长时储能需求日益增长。
长时储能被视为“成本最低、且兼具安全、灵活的解决方案方案之一”,有助于解决新能源间歇性出力，提升新能源消纳能力。
研究表明，在新能源装机占比达到15-20%时，4小时以上的长时储能需求将成为刚需，当风光发电占比达到50%-80%时，储能时长需要达到10小时以上。
因此，国内外多家研究机构预测，到2030年前后，国内长时储能产业规模将突破万亿元。
作为储能领域未来重要的发展方向，长时储能技术在发电侧、电网侧以及用户侧，均可发挥巨大作用。
种种迹象表明，长时储能正在成为储能赛道下一个“风口”，在国家政策助力、技术进步、各地加快布局等因素影响下，2025年，将成中国长时储能技术发展的分水岭，实现更高速度、更高质量的增长。
过去一年，长时储能实现爆发式增长
2024年，历经数年蛰伏，我国长时储能产业迎来了爆发式增长。
政策层面看，长时储能政策持续加码，河北、西藏、内蒙古、上海、新疆等10个多省份明确提出配置4小时以上长时储能。
应用方面看，国家能源局数据显示，2024年，中国新型储能累计装机首次超过百吉瓦时，达到73.76GW/168GWh，同比大增135.0%/151.2%；中国新增新型储能投运装机规模42.37GW/101.13GWh，同比大增87.5%/107.7%。
其中，4h+为代表的长时储能项目开始成为新型储能市场的增长主力，2023年4h及以上新型储能装机约为3.8GW，2024年约为11.4GW，装机规模同比大幅增长200%。
另据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年，三大主流长时储能技术均实现了新增装机的大幅增长，其中，熔盐储热新增装机3.09GWh；液流电池新增装机2.08GWh；压缩空气新增装机1.86GWh。
两个明显的趋势是，液流电池储能随着混合储能崛起，加快了应用渗透，项目迈向GWh级。
2024年，混合储能项目新增装机总规模达3.39GW/9.386GWh，主要为“磷酸铁锂+”模式，其中，“磷酸铁锂+全钒液流电池”的混合储能站建设项目最多，也是最大。
这种组合，既能发挥液流电池长时储能和高功率的特性，又能借助磷酸铁锂电池提升整体能量密度，有效弥补了单一储能技术在不同应用场景下的缺陷。
除全钒液流电池外，锂电池+铁铬液流电池、锌溴液流电池+磷酸铁锂储能也加速进入示范阶段。
在招投标市场，混合储能也是增势迅猛，2024年混合储能采招落地项目达4.4GW/11.42GWh，有效的促进了以液流电池储能为代表的长时储能技术应用。
另外，压缩气体储能迈入300MW单机新时代，向更高单机装机扩容。
2024年4月份，湖北应城和山东肥城两个300MW压缩空气储能电站相继并网。压缩气体储能正式迈入300MW单机新时代。
2024年7月，湖北潜江360MW压缩空气储能电站项目进行可研评审，该项目将单机功率扩容至360MW级,2024年年中，中能建数科与中储国能相继签约660MW压缩空气储能项目。
国家能源局定调，长时储能成间歇性难题破局关键
2025年2月27日，长时储能再迎国家层面重磅政策信号。
国家能源局正式印发《2025年能源工作指导意见》，将长时储能定位为新型电力系统建设的关键支柱，明确提出“强化长时储能技术创新攻关和前瞻性布局”。
这一政策导向意义深远，彰显出国家将长时储能定位为新型电力系统建设的关键支柱，置于构建新型能源体系中的核心地位。
另一方面，也意味着国家将把液流电池、压缩空气等长时储能技术作为重点研发方向，加大资源投入，力求实现技术突破。
文件提出，通过建立健全国家重大科技项目组织管理体系，制定年度项目指南并强化监督管理，可集中优势力量攻克长时储能技术的瓶颈。
文件要求，推动智能电网技术等新技术新模式试点，将提升电网对储能系统的接纳与调控能力，使长时储能更好地融入能源体系。
文件要求，做好 “十五五” 能源领域研究动议，力争新设一批国家科技计划专项，也是极具战略眼光，提前布局 “十五五”，可为长时储能前沿技术研发提供持续政策与资金支持。
文件中，“绿色液体燃料”表述与液流电池电解液特性某种程度上高度契合，对于此类领域的技术攻关将推动液流电池技术的迭代突破。
文件要求，组织开展第五批能源领域首台（套）重大技术装备申报评定，对长时储能产业化应用意义重大。长时储能技术从实验室走向大规模应用，面临技术装备工程化、产业化难题。通过首台（套）评定，可激励企业加大研发投入。
自2021年起，国家能源局陆续公示了四批次能源领域首台（套）技术装备项目清单,共计236个技术装备（项目）入选，其中，首批入选项目未出现储能技术，第二、第三和第四批共有储能相关技术（项目）28个。
明显的趋势是，长时储能受重视的程度在显著提高，长时储能项目个数和占比逐年增多，二、三、四批长时储能项目个数分别为2、4、7；占比分别为3%、7%、9%。
四批入选项目中，除了传统的压缩空气储能技术外，还涌现出了二氧化碳储能、液态空气储能、盐酸基全钒液流电池、铁基液流电池、锌铁液流电池、铁铬液流电池以及重力储能等，凸显国家对于多元化长时储能技术路线的支持。
随着国家层面定调，持续稳定供电数小时甚至数天的储能设备将加快研发，这将极大提升储能系统在电力系统中的调节能力，对于应对新能源发电的间歇性问题、保障电力供应在用电高峰时段的稳定性具有不可替代的作用。
12省份公布17.69GWh长时储能重点建设项目
2025年，地方新一轮重大项目布局开始，18个省（市、自治区）发布重点/重大建设项目清单，416个储能相关重点项目被纳入，其中，储能项目列入162个，总规模超28.58GW/66.76GWh；194个项目储能产业链项目，覆盖储能产业链上下游。
浙江嘉兴、台州、甘肃玉门、山东、河南、河北、宁夏、山西、福建泉州、四川、江苏、甘肃张掖等12个省（市）共列入19个长时储能项目，达5.487/17.688GWh；
从技术路线看，压缩空气最多，共9个，占比近半，其次为液流电池储能项目，共7个，主要为全钒液流电池储能项目，另外还有铁铬液流。
除此之外，入选的还有二氧化碳储能项目有2个，重力储能项目1个。
其中，烟台市区域储能中心项目为混合储能项目，项目分两批建设，首批建设100MW/210MWh工程，第二批建设350MW/740MWh工程，建设电化学储能站及其配套设施。首批工程建设规模为95MW/190MWh磷酸铁锂电池+5MW/20MWh全钒液流电池。
地域来看，山东发布的新型长时储能项目最多，涵盖全钒液流电池储能、压缩空气储能等多种技术路线，7个项目规模达3.01GW/10.404GWh。
这与山东的政策创新力度不无关系，山东省是国内首个出台支持长时储能发展的专项政策的省份，2023年7月发布《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，明确对长时储能试点项目给予容量租赁和容量补偿支持，优先列入新型储能项目库，享受优先接入电网、优先租赁等政策。
其次为河南省，3个项目规模达0.7GW/4GWh，包括河南信阳30万千瓦先进压缩空气储能项目。
此外，作为钒矿储量大省，四川省在全钒液流电池储能项目布局上拥有得天独厚的资源优势，入选的长时储能项目包括伟力得100MW/400MWh钒电池新型储能项目和中广核100MW/400MWh全钒液流储能电站示范项目。
除了项目类，12省份还公布了十几个长时储能配套产业链项目，包括压缩空气储能系统装备制造、液流电池电解液、全钒液流电池材料等。
这将促进长时储能技术装备国产化、产业化，补齐产业发展短板。
值得一提的是，前不久，作为长时储能领域发展相对较好的液流储能应用实现重大突破。
3 月 2 日，中国能建在甘肃酒泉建成投运全球最大全钒液流电池储能电站，这一项目具有里程碑意义，标志着长时储能技术在大规模应用上迈出关键一步。该电站功率达 500MW，容量为 2000MWh，单次放电时长 4 小时，系统效率超 75%，可稳定消纳周边风电基地 30% 的弃风电量。
目前，全钒液流电池单 Wh 成本已降至 2 元左右，该项目采用自主研制的 20kW/80kWh 电堆模块，成本降至 1.2 元 / Wh 以下，是全钒液流电池储能技术迈向大规模应用的关键突破。
伴随规模化生产与隔膜国产化推进，全钒液流电池成本有望进一步降低，这将为全钒液流电池储能技术大规模商业化应用奠定经济基础，增强其在长时储能市场的竞争力。
另外，近期，东北地区3个大规模压缩空气储能项目相继启动或完成采购，总规模6.65GMh。
分别是，黑龙江省吉能宝清350MW/1750MWh压缩空气储能国家级示范项目EPC+F中标候选人公示；吉能开原 350MW/1750MWh压缩空气储能项目EPC+F总承包招标；深能西乌珠穆沁旗3×350MW压缩空气储能项目发布可行性研究报告编制服务招标。
这也意味着，2025年，压气储能项目单机将跨越300MW级，向更高单机装机更进一步。
结语：2025年，随着政策持续发力、技术不断创新、项目应用加速落地，长时储能技术将驶入发展快车道，在能源领域发挥更重要作用，成为推动能源转型、保障能源安全、促进可持续发展的核心力量。
