在政策与市场强力影响与驱动下，储能很有可能将进入长时储能争霸时代。
当前业内普遍认为，当新能源发电量在一个国家/地区能源结构中的占比超过20%，4小时以上长时储能成为刚需；装机占比达到50-80%时，储能时长需要达到10小时以上。
而根据国家能源局数据，2024年内地可再生能源发电量达3.46万亿kWh，约占全部发电量的35%，其中风电太阳能发电量合计达1.83万亿 kWh。我国新能源发电量占比已经远超20%，但截至2024年底新型储能项目平均储能时长仅为2.3小时，4小时及以上新型储能装机占比仅为15.4%，2-4小时项目装机占比却高达71.2%。
协鑫集团董事长朱共山此前提到，现有的储能技术尤其是长时储能技术仍然不足，严重影响新能源产业的协同发展，中国新型储能的平均储能时长仅为2.2小时，短时储能无法单独应对电网稳定和电力需求波动的挑战。
为了破局，目前内地已出台多项政策，促进长时储能和新型储能技术的发展与应用。比如早在2021年8月，国家发改委、能源局已发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中要求超过电网企业保障性并网以外的新增可再生能源发电项目，需配建4小时以上的调峰能力；2023年12月，国家发改委发布《产业结构调整指导目录（2024年本）》，在十四五 “新型电力系统技术及装备” 中，明确要发展长时储能技术。2024年3月，新型储能首次被纳入政府工作报告中。
2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》。规划建设新型能源体系、指导意见能源安全保障能力、能源绿色低碳转型等将指导整体2025年的能源工作。其中提到，强化新型储能等技术，特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局。
据24潮产业研究院(TTIR)了解，在2024年，河南、西 藏、内蒙古、新疆、宁夏、上海等地明确提出配置4小时以上长时储能，推动4小时以上储能技术规模化应用。
虽然2025年2月9日国家发改委和国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，提出不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。引发市场担心，在发电侧，强制配储政策的取消使新能源项目摆脱了政策负担，短期内储能项目装机需求或承压。
然而持续增长的风光发电项目导致的弃风弃光、电量消纳问题依然存在，因此我们认为储能的长期需求不变，储能需求可能转移到电网侧和用户侧。
“中国的资源禀赋决定光伏每天的有效发电时间是4至5个小时，这意味需要配套长时储能。” 按照纬景储能董事长葛群的估算，2025年，中国用电量预计超过10万亿度，2030年，用电量预计超过12万亿度。鉴于新能源装机量仍在上升，预计需要200GW-300GW储能配套。
根据交银国际分析，预计2025年起国内长时储能市场将快速增长，到2025/2030年，4小时以上储能占比分别提升至21%/50%，2025-2030年4小时以上储能新增装机规模合计超100GW。
而根据CNESA预计，我国在2030年长时储能装机规模约2300万千瓦，约占同期新型储能装机总规模的20%；2060年超长时储能装机规模约1.5亿千瓦。
事实上，发展长时储能也正在成为全球共识。
美国加州案例显示，光伏午间过剩，电力需存储至晚间高峰使用时，4小时系统可覆盖80%的峰谷调节需求。
现阶段美国加州是全球唯一连续3年（即将4年）大规模采用长时储能(≥4H)的地区。8月26日，美国加州公用事业委员会CPUC就曾表示，加州将征集高达2GW的长时储能资源，作为2031年至2037年期间部署10.6GW新兴清洁能源技术集中采购的一部分。他们要求其中1GW为多日/周持续时间储能(36~160h)，另外1GW为日间长持续时间储能(12~36h)。
实际上，随着欧洲新能源并网比例的增加，电力系统对灵活调节能力的需求不断上升，凸显长时储能需求，欧洲大储项目的配储时长自2022年以来逐步延长。根据BloombergNEF预测，到2030年，意大利的配储时长将达约5.1小时，相比2024年的2.3小时增长一倍以上。较长的配储时长使储能系统能够更有效地应对电力需求高峰和低谷，提升系统的盈利潜力。
从实际应用来看，全球储能市场长时趋势明显，但不同地区发展阶段亦不相同，美国平均储能时长为3.3h，中国平均储能时长为2.1h，欧洲及亚非拉新兴市场国家平均储能时长为2h。
国际长时储能理事会在2021年《联合国气候变化框架公约》第26次年度峰会上宣布，当可再生能源发电量占比达到60%至70%，长时储能将成为 “成本最低的灵活性解决方案”，并且预测到2030年，全球长时储能的累计装机将达到150-400GW，到2040年，长时储能的累计装机进一步提升到1.5-2.5TW。
国际长时储能委员会和麦肯锡此前的一份合作评估则显示，预期到2030年时长8小时的储能在功率上占比30%，容量上占比50%，24小时以上的储能将在2030年以后迅速得到提升。
而回到产业可持续发展与竞争层面，不同的储能技术适用的应用场景也不同。根据储能技术在功率、时间维度分布及应用，氢储能、抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热以及液流电池，是适合长时大容量储能的五大技术。
“寻找一项技术，最重要的是手中的 ‘尺子’，也就是标准要清晰。” 葛群认为长时储能技术需要满足八方面要求，首先是安全，这是一切的基石，其次是成本，关乎项目的经济可行性，再者是具备足够的储能时长，第四是量产能力，确保技术能够大规模落地应用，第五是环保，契合可持续发展理念，第六是选址灵活，摆脱地理条件的严苛束缚，第七是建设周期短，能快速响应能源市场需求，第八是储能的使用寿命能匹配风电、光伏电站的使用年限。
综合考虑技术成熟度和成本等因素，交银国际分析认为：
1.在日调节场景下：抽水蓄能凭借技术成熟以及成本低等优势成为当前主流的储能技术，压缩空气、液流电池等仍处于商业化初期。
2.在周调节场景下：液流电池、压缩空气储能和熔盐储热技术成熟度相对较高，将成为长时储能的主要方式。
3.在季调节场景下：氢储能是最适用的大规模、长周期储能方式，但由于转化效率较低，且技术成熟度不高，预计商业化应用尚早。
所以，交银证券判断 “在中短期内，锂离子电池、压缩空气、液流电池三者将直接参与长时储能的竞争。”
事实也确实如此。根据ESPLAZA长时储能数据库统计，截至2024年底，内地新型长时储能累计装机达2.3GW ，2024年实现新增新型长时储能并网/投运装机规模约1.3GW/8.1GWh。其中，压缩气体储能新增装机规模同比增长超70倍至711MW，容量占比约53%；液流电池增长超10倍至368MW，容量占比约28%；熔盐储能增长250%至250MW，容量占比约19%。
根据高工产研储能研究所(GGII)预计，2024年中国内地液流电池储能装机量达1.81GWh，其中全钒液流电池占比超80%。
我们认为当前投资储能，初始投资成本是重要考量因素。
根据交银国际对锂离子电池、压缩空气、液流电池三种储能技术的初始投资成本测算：在碳酸锂价格下降后，锂离子储能系统的初始投资成本已经降至500元/kWh，初始投资成本最低；其次是压缩空气储能的1250元/kWh；而液流电池的初始投资成本最高，约为2000元/kWh。
同时，交银国际还对三种储能技术的LCOE（度电成本）进行了测算，锂离子电池的LCOE已经和压缩空气储能接近（0.26元/kWh VS 0.24元/kWh）。
若是从技术成熟度看，锂离子电池在产业配套上大幅领先其他新型储能。技术方面，314Ah大容量锂电池储能电芯的渗透率已超40%，各家锂电企业正在研发更大容量的储能系统，未来将向着600Ah，甚至700+Ah迈进，配套储能系统能量达到6MWh以上。循环寿命方面，最新发布的锂离子储能产品理论上可以做到10000次以上循环。因此我们预计短期内锂电储能主流市场地位仍是不可撼动的。
但从中长期角度观察，随着新能源发电占比逐步提升，4小时储能无法满足储能要求，交银国际分析认为液流电池和压缩空气储能在长时储能的优势将更为显著。
这一阶段，压缩空气储能和液流电池的竞争更为直接。从LCOE角度来看，当前压缩空气储能也更具优势（0.24元/kWh VS 0.67元/kWh）。随着储能时长的增加，交银国际分析预测全钒液流电池和压缩空气储能的成本均有望继续下降，未来初始投资成本和LCOE的变化是两者比拼的核心。
根据GGII数据，2024年液流电池招投标超3GW，其中混合储能占比超过71.8%。全钒液流电池+磷酸铁锂电池(LFP)混合储能项目占比近六成，两者结合后，既发挥液流电池长时储能和高功率的特性，又借助磷酸铁锂电池提升整体能量密度，弥补了单一储能技术在不同应用场景下的缺陷。
据全国电力设备管理网(CPEM)不完全统计，截至2024年9月，内地投运并网/在建/拟建的压缩空气储能项目共有105个，已投运的压缩空气储能项目共11个，在建压缩空气储能项目共计18个，拟建/待建压缩空气储能项目共计76个。
当然，无论是压缩空气储能与液流电池目前都存在产业化痛点。比如系统效率低是压缩空气储能的最大缺点。2022年以前，压缩空气储能的效率为40-60%，远低于电池的90%以上。近年来压缩空气储能的系统效率提升至75%，未来压缩空气储能要实现大规模储能应用，系统效率需要进一步提升。
时下，储能产业已进入新一轮的技术迭代期，又到了决定下一个5年产业新格局的历史关键节点。可以预见，未来谁能解决行业痛点，谁就拥有改变或重塑产业新格局的力量与历史机遇。
