凌晨时分，云南安宁地下盐穴中，空气正被压缩至高压状态；楚雄彝族自治州，全国最大的全钒液流储能电站刚刚并网；智利阿塔卡马沙漠，中国企业的构网型储能系统正为全球最干旱地区提供稳定电力。

这些相距万里的项目，共同指向同一个趋势：储能技术正从“短时”向“长时”跨越。

当新能源装机占比不断提升，4小时储能已无法满足电网调峰需求，持续放电数小时乃至数天、数周的长时储能登上历史舞台，成为能源转型的关键支撑。

2024年，我国可再生能源发电量占比已突破35%，但新型储能4小时以上项目占比不足16%，平均时长仅2.3小时。

这种供需错配凸显了新能源消纳的深层矛盾。

“当新能源发电量在一个国家和地区能源结构中的占比超过20%，4小时以上长时储能将成为刚需；当装机占比达到50%至80%时，储能时长需要达到10小时以上。”行业专家指出。

在云南，新能源装机已跃居全省第二大电源，但风光发电的间歇性、波动性对电网调节能力提出严峻挑战。

南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿指出，“没有长时储能，新能源无法真正成为主体能源”。

全钒液流电池凭借其本征安全、不燃不爆的特性，支持100%深充放，循环寿命高达20,000次，容量零衰减，成为长时储能的重要技术路线。

2025年10月，全国最大全钒液流储能电站——楚雄彝族自治州永仁项目成功实现220kV升压站并网投运。该项目建设容量达300MW/1200MWh，从启动至升压站并网仅历时170余天。

在河南，首个“2.5MW/8.359MWh磷酸铁锂+0.5MW/2MWh全钒液流”混合储能项目示范站正式投入商业运行，创新性地实现“锂电负责短时高频次充放电，钒液流担纲长时深充放”的优势互补。

2025年10月28日，西南地区首个高海拔山地盐穴压缩空气储能项目——云南能投集团昆明安宁350MW盐穴压缩空气储能示范项目正式开工。

该项目创新利用四口退役盐穴作为储能载体，设计运行压力7MPa-9MPa，建设规模达350MW/1750MWh，储能时长8小时。项目配套建设空气压缩系统、透平发电系统、储换热系统及220kV升压站，预计2027年上半年建成投产后，将承担调峰、调频、黑启动等多重功能。

尽管面临新兴技术的竞争，锂离子电池在长时储能领域仍在不断突破。2025年，大容量储能电芯研发量产加速，涌现出更多500Ah+、600Ah+、乃至700Ah+ 的单体电芯。

海辰储能计划于2025年第二季度全球交付其6.25MWh 2h/4h全场景大容量储能系统，其中4h储能系统基于1175Ah储能电芯打造。

南都电源690Ah超大容量储能专用电池将于2025年年底量产交付，搭载该款电池的20尺储能系统容量可达6MWh。

2025年，欧洲两大长期储能项目——英国和意大利的招标结果引发行业关注。

意大利输电系统运营商Terna宣布了其首次储能拍卖结果，容量为10GWh，中标项目全部为锂离子电池，运行时间分别为2、4、6和8小时。

同样，英国能源监管机构Ofgem在其新的长时储能容量底价计划中，已推进77个长时储能项目至下一阶段，其中约70%的容量为锂离子电池（不包括抽水蓄能）。

在智利，天合储能携手Atlas Renewable Energy联合开发233MW/1003MWh构网型储能项目，采用先进的构网型控制策略，使储能系统具备电压源特性，可在无外部电网支撑条件下自主建立电压与频率。

在西班牙，Naturgy已开始建设其首批电池储能项目，这些项目将与该公司的Tabernas I和II太阳能公园以及Piletas I风电场和El Escobar太阳能电站进行混合配置。

这四个项目是一个更大计划的第一阶段，该计划旨在到2026年建成十个电池储能站点，总容量为160MW/342MWh，投资超过8000万欧元。

尽管技术路线多样，但长时储能要实现规模化发展，必须跨过经济性这道门槛。

目前，液流电池单位成本约为2000元/千瓦时，远超锂电的500元/千瓦时，叠加海岛等特殊场景的运维成本，项目收益率普遍不及6%。

为解决这一难题，产业界正通过多种途径提升项目经济性：

在商业模式创新方面，有公司跳出了设备销售思维，如上海临港试点通过共享多用户储能池，将储能利用率从30%提升至65%。

在混合储能项目中，通过毫秒级切换的EMS系统，实现削峰、填谷、需响、防逆流一键完成，预计全年为园区节省电费超260万元，投资回收期<5年。

电力规划设计总院有限公司党委书记、总经理胡明认为，“未来的核心不在于建多少，而在于能否建立可持续的商业模式，通过容量补偿与电力市场机制协同，逐步形成电能量+电容量的收益体系”。

随着国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025~2027年）》，提出3年内全国新型储能新增装机超过1亿千瓦，到2027年，新型储能装机超过1.8亿千瓦。

长时储能作为新型电力系统的“压舱石”，其重要性愈发凸显。

《新型储能技术发展路线图（2025~2035年）》显示，全国新型储能装机预计到2027年超过1.8亿千瓦、到2030年超过2.4亿千瓦、到2035年超过3亿千瓦。

伴随风光装机的高速增长，新型储能将成为构建新型电力系统的核心引擎。

中国电力科学研究院首席技术专家惠东指出，未来10年，解决新能源消纳问题，日调节（8小时储能）仍将是主体需求。从实践与技术层面看，锂电池在各类储能技术中经济性最优，到2035年，日调节类长时储能仍将以锂电池为主。

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