数据：
在政策与市场的强力推动下，储能进入长时储能新时代。新能源发电量在国家能源结构中占比超过20%时，长时储能需求显著，达到50%-80%占比时需达到10小时。2024年我国可再生能源发电量达到3.46万亿kWh，其中风电和太阳能合计1.83万亿kWh。新型储能平均储能时长为2.3小时，其中2-4小时项目占比高达71.2%。政策推动长时储能发展，预计到2025年，长时储能市场将迅速增长，4小时以上储能占比将提升至21%，2030年超50%。
线索：
长时储能的快速发展将带来投资机会，尤其在新能源发电持续增长的背景下，储能技术的投资和应用前景广阔。同时，亦需关注可能的政策变化影响，包括取消强制配储政策对储能项目装机需求的短期影响。
正文：
在政策与市场强力影响下，储能技术进入长时储能争霸时代是非常可能的。目前业内通常认为，当新能源发电量在国家或地区能源结构中的占比超过20%时，长时储能成为刚需，而装机占比达到50%-80%时，储能时长需要达到10小时以上。根据国家能源局的数据显示，2024年内地可再生能源发电量达到3.46万亿kWh，约占全部发电量的35%，而其中风电和太阳能发电量合计为1.83万亿kWh。尽管我国新能源发电量的占比已超20%，但截至2024年底，新型储能项目的平均储能时长仅为2.3小时，4小时及以上的新型储能装机占比仅为15.4%，而2-4小时项目的装机占比则高达71.2%。
根据协鑫集团董事长朱共山的观点，当前的储能技术，尤其是长时储能技术，依然不足，这严重影响了新能源产业的协同发展。中国的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的稳定性和电力需求波动。因此，面对这一挑战，国内已出台多项政策来促进长时储能和新型储能技术的发展。例如，国家发改委和能源局早在2021年提出要求，对于新增的可再生能源发电项目，需要配建4小时以上的调峰能力。此外，2024年《产业结构调整指导目录》中也明确了发展长时储能技术的方向。
2025年2月，国家能源局发布的《2025年能源工作指导意见》中强调了新型储能技术的强化，特别是长时储能技术的创新和前瞻性布局。各地如河南、西藏、内蒙古等都明确提出配置4小时以上的长时储能，以推动技术的规模化应用。
尽管在2025年2月，国家发改委和国家能源局发布通知，表示不将配置储能作为新建新能源项目的前置条件，因此引发市场担忧，短期内储能项目的装机需求可能会承压。然而，风光发电项目的持续增长使得弃风弃光及电量消纳问题仍然存在，这表明储能的长期需求不变。
根据业内预测，随着光伏发电的持续增长，配套长时储能的需求将日益上升。预计到2025年，中国的用电量将超过10万亿度，2030年将超过12万亿度，这需要超过200GW至300GW的储能配套能力。交银国际还预计，2025年起国内长时储能市场将高速增长，4小时以上储能的占比将在2025和2030年分别提升至21%和50%。根据CNESA的预计，2030年长时储能装机规模将达到2300万千瓦。
长时储能的需求正逐渐成为全球共识。美国加州率先大规模采用长时储能技术，并在2031年至2037年期间计划部署10.6GW的新兴清洁能源技术，其中特别提出需要1GW的多日持续时间储能。同时，随着欧洲对灵活调节能力需求的上升，长时储能项目也在不断延长。
在实际应用中，各地区在长时储能的发展阶段和技术应用上有所不同。所有这些发展预示着全球储能市场正在向长时储能转型。各储能技术在长时储能的适用性上也有显著差异，当前抽水蓄能是主流的储能技术。
投资储能时，初始投资成本是关键因素。目前锂离子储能系统的投资成本已经降至500元/kWh，而压缩空气储能为1250元/kWh，液流电池则为2000元/kWh。技术成熟度方面，锂离子电池仍是市场主流，循环寿命也不断提升。虽然从中长期来看，液流电池和压缩空气储能在长时储能上的优势将更加明显，但短期内锂电储能的主导地位难以动摇，并可能成为长时储能技术竞争的主要参与者。
总之，储能行业正处于技术迭代的关键时期，前景广阔，未来将是谁能解决行业痛点，改变产业格局的关键。
发布时间：
2025-03-20 13:22:05
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