相较于短时储能，长时储能能轻松实现跨天、跨月甚至跨季节的充放电循环，在提升新能源发电消纳能力、增强电网灵活性等方面的优势更明显，被认为是构建新型电力系统的关键环节。随着各地利好政策的落地、技术层面的突破，长时储能有望迎来加快速度进行发展风口。
1月9日，上海市人民政府印发《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030年）》，着力攻坚长时储能技术，重点突破高安全、高能量密度全固态电池高导电性固体电解质、固/固界面、器件制备与集成等关键技术。
无独有偶。日前，山东省人民政府发布《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高水平发展的若干措施》，支持压缩空气等长时储能发展。鼓励建设压缩空气、可再次生产的能源制氢、液流电池等长时储能项目，合乎条件的优先列入全省新型储能项目库，建成后优先接入电网；支持长时储能项目参与电力现货市场交易，入库项目按照2倍容量折算储能容量。
相较于短时储能，长时储能能轻松实现跨天、跨月甚至跨季节的充放电循环，在提升新能源发电消纳能力、增强电网灵活性等方面的优势更明显，被认为是构建新型电力系统的关键环节。随着各地利好政策的落地、技术层面的突破，长时储能有望迎来加快速度进行发展风口。
中国科学院工程热物理研究所所长陈海生认为，持续放电时间不低于4小时、寿命不低于20年的大规模低成本储能技术，可定义为长时储能（LDES）。长时储能技术具体可分为：中长时储能，主要是指在额定功率下持续运行4—10小时的储能系统；长时储能，主要是指在额定功率下持续运行10小时到1周的储能系统；超长时储能，主要是指在额定功率下持续运行1周以上的储能系统。
华北电力大学教授郑华向《中国能源报》记者指出，随着“靠天吃饭”的新能源装机容量占比和场站数量占比快速提升，新型电力系统特征将会愈发明显和突出，短时和超短时的调节需求、长时和超长时的调节需求均会呈现快速增长态势，风口愈发明显。
去年11月6日，工信部发布《新型储能制造业高水平质量的发展行动方案（征求意见稿）》，首次提出适度超前布局氢储能等超长时储能技术，鼓励结合应用需求探索开发多类型混合储能技术，支持新体系电池、储热储冷等前瞻技术基础研究。河南、西藏、内蒙古、新疆、宁夏、上海等地明白准确地提出配置4小时之后长时储能，推动4小时之后储能技术规模化应用。
山东进一步落实长时储能鼓励政策，具有先行示范意义。目前，山东新能源装机容量已突破1亿千瓦，其中光伏装机容量超过7000万千瓦。到2030年，山东新能源装机容量将进一步突破1.8亿千瓦，其中光伏装机容量将超过1.25亿千瓦。郑华指出，通过仿真计算，高占比新能源带来的“三高两低”的新型电力系统特性将会异常突出，电力电量双缺现象将频繁出现，而缺口时长将会由现在的2—3小时向5—6小时演变，乃至跨季节性互济需求更加凸显。山东新政对提前掌握长时储能的技术经济特性及其在电力系统运行特性具备极其重大现实价值与意义。
目前，主流长时储能技术可分为物理储能、化学储能、热储能和氢储能四条主线。全球咨询机构麦肯锡预测，长时储能的潜在市场空间将从2025年开始大规模增长，全球累计装机量将达到30—40GW，累计投资额约500亿美元。
面对前景可期的长时储能市场，各主流技术加速布局，抽水蓄能按照“能核尽核、能开尽开”原则，快速推进。新型长时储能技术快速突破，一方面市场新增主流的电化学储能加快技术迭代，厂商陆续推出500Ah+、600Ah+，乃至1000Ah+长时储能电芯。去年12月，亿纬锂能在湖北荆门投产了业内首个量产的628Ah超大容量电芯，并宣布启用全新的60GWh超级储能工厂。该工厂的储能电芯主要使用在于4小时及以上的风光配储、共享储能等大规模储能项目。
另一方面，压缩空气储能、液流电池储能、熔盐储能等新技术加速崛起。国内1.5MW、10MW、100MW压气储能项目陆续投运且规模持续“升级”，全球首座300MW级压气储能电站全容量并网；全钒液流电池储能技术的推广应用取得显著进展，实现了在发电侧、输配电侧及用户侧的广泛应用；储热技术实现了全球首座电热熔盐储能试验站和660MW煤电机组耦合蒸汽熔盐储热调峰调频项目的投运，百兆瓦级和中长时储能成为新建项目常态。
总体来看，新型长时储能技术路线多样，但除了锂离子电池基本实现商业化应用外，其他技术还在商业化应用初期或试验探索阶段。郑华指出，现有的长时储能技术特性和经济特性还存在不足，比如压缩空气、液流电池等长时储能的整体转换效率、单位造价成本、技术成熟度、运营寿命等方面尚无法与传统燃煤火电机组、抽水蓄能机组相提并论，而氢能技术到大规模应用还为时尚早。
面对种类非常之多、不同时长储能技术，合理地布局、最大限度发挥各自能力尤为关键。
“我国幅员辽阔，可再次生产的能源的发展在各个省市各不相同，资源和电力需求都不一样，对于储能，部分地区属于超前发展模式，部分地区选择各种储能技术全面部署，部分地区则是重点发展某一类型或某一应用场景的储能技术。”陈海生指出，要坚持可再次生产的能源与长时储能的协同发展，发挥国家和地方在政策规划上的联动及区域协同机制，群策群力。科学地开展近远期相结合的长时储能规划，解决利益相关者的不确定性，提升市场信心，引导建立长时储能供应链，为低成本长时储能高质量发展提供保障。
技术突破是规模化应用的基础和关键。要逐步加强长时储能技术创新，进一步提升储能系统效率、安全性、寿命等性能，加强长时储能全产业链经济性与技术成熟度分析，以科学技术创新推动长时储能技术的多元化应用研究和工程示范。
郑华进一步指出，新型电力系统及其特征影响是逐步深化与迭代建设的螺旋式上升过程，简单而言，就是波动性资源（包含荷侧波动性资源）与灵活性资源（包含荷侧可调节资源）融合化、互动化、数字化、智慧化的过程，长时储能只是灵活性资源中的一种。因此，应当从全局来看长时储能的规划布局与市场机制，而不能条块分割式的临时性政策推动，更不可人为造势，应当回归到客观需求与协同机制上，让长时储能真正发挥价值与作用。
建议国家实施电力强国政策。用电力取代煤炭、石油、天燃气的能源功能；用电力制氢能、用生物能源和其他化工制造的燃料，作为船舶、飞机的燃料，来取代化石能源。改革特高压电网的审批权到省级政府，特高压电网与销售电力的企业脱钩，实行电网只有收取过路电力的过路费，每亿仟瓦每公里多少钱。就像高速公路只有收取过路汽车的过路费，电网不买发电企业和太阳能发电的个体户的电力，也不卖电力个用电人。发电公司能够与用电单位和个人签订电力买卖合同，直接买卖；发电公司能够与买电企业和经营电力的个体工商户签订电力买卖合同。鼓励举办家庭分布式太阳能发电，供电互帮互助合作社。中国在分布式太阳能发电与用电的经营方式上，总结出成功经验，对人口分散居住的国家推广中国模式创造新模式。中国的太阳能和风能发电卖到全球的产值是N万亿。中国用最快的方式消去化石能源，对国家快速强大是一个大的正能量。
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