近日，中金最新研报指出，随着新能源装机规模扩大与电力系统灵活性需求激增，长时储能正从技术验证迈向规模化应用阶段。
当前长时储能领域呈现“锂电池主导、多技术协同”的格局。中金研究显示，2025年上半年国内液流电池、压缩空气储能招标规模同比增幅超200%，其中锂电池与长时储能技术混合项目占比显著提升。
以鄂尔多斯万成功电网侧储能电站采用“磷酸铁锂电池+水系有机液流电池”混合方案为例，既发挥锂电池快速响应优势，又通过液流电池延长放电时长至4小时以上，适配风光波动性需求。这种“短时+长时”混合模式，正在成为高比例新能源接入区域的首选方案。
政策端，国家能源局明确支持大容量、中长周期储能技术示范，甘肃、内蒙古等省份将储能纳入容量电价补偿机制，单机规模300MW以上的压缩空气储能项目接连落地。长时储能的落地速度与区域新能源装机规模、资源条件深度绑定。在西北风光基地，长时储能可平抑日内功率波动，新疆哈密已规划配套20GWh压缩空气储能。
海外市场方面，综合消息来看，中东依托光伏外送通道建设百兆瓦级光储项目，澳大利亚则通过绿氢制备实现跨季节储能。
尽管目前看来，前景广阔，但长时储能仍面临多重瓶颈。压缩空气储能需解决岩穴地质适应性难题，氢储能的储运成本仍高于液氨路线。商业模式上，电力现货市场需完善跨时段定价机制，容量电价补偿标准需与储能时长挂钩。综合而言，长时储能、新能源即将成为新型电力系统的标配，率先实现技术降本与场景适配的企业，或将主导未来储能市场的价值分配。
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