长时储能系统是可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统，以满足电力系统的长期稳定。可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。随渗透率上升，平衡电力系统的负荷要求增加。相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。现有长时储能技术路线中，钒液流电池为最成熟的长时储能技术，中国在钒液流电池领域走在前列，拥有资源、技术和产业链自主可控的领先优势。

　　储能技术根据其充放电时长长短，一般分为短时储能和长时储能两大类。长时储能，是在普通储能系统的基础上，可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统。长时储能具备为电力系统提供稳定的电力支持，同时提高系统的可靠性和灵活性的能力。

　　目前，国内外对于长时储能的充放电时长暂未达成统一标准。2021年美国桑迪亚国家实验室发布《长时储能简报》，把长时储能定义为持续放电时间不低于4小时的储能技术。同年美国能源部发布相关报告，将其定义为额定功率下至少持续运行（放电）10小时的储能系统。我国为区分大规模建设的2小时储能系统，一般把长时储能定义为4小时以上的储能技术。

　　一是可在更长时间维度上调节新能源发电的波动，保障多元负荷用电需求、提升新能源消纳能力。可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。在火电等支撑性保障电源占比不断降低的情况下，电力系统将面临新能源持续长时间的低出力、不出力、大出力等多种可预见情景。在此情景下，短时储能不具备多小时、数天的消纳保障能力，通过“新能源+长时储能”，可以保障更多场景下多元负荷用电需求、提升新能源消纳能力。美国加州独立系统运营商（CAISO）评估加州的电力生产和需求时发现，随着光伏装机容量的逐年上升，一日净负荷曲线的弯曲程度越来越明显，净负荷的大幅波动会损害电网基础设施。因此随着可再生能源的渗透率逐年上升，对平衡电力系统的负荷要求增加，而长时储能可在更长时间维度上调节新能源发电波动，避免电网拥堵，增加清洁能源消纳能力。根据Strategen《Long-Duration Electricity Storage Applications, Economics, andTechnologies》研究报告，当风光发电占比达到50%-80%时，储能时长需要达到10h以上。

　　二是可为电力系统提供长周期的灵活性调节，提供更长时间的电力安全保障储备。长时储能有具备调频优势。随着新能源比例的逐步提升，用户负荷、光伏和风力发电等的不确定性使得电力系统净负荷波动加剧。传统火电机组因爬坡约束和机组启停限制难以快速并长期跟踪负荷需求，而长时储能兼顾储能系统快速响应特点及长期输出能力有望成为调频主力。长时储能系统所具有的这种灵活性，在时间尺度上与电力系统安全性和容量充裕度存在耦合关系。针对不同的功能，所需的储能系统持续时长存在显著差异，因此一般需要在分钟级、小时级、日级、季度级乃至年度级等多时间尺度上规划电力系统结构。

　　短时储能侧重于保证电力系统在瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题；长时储能则侧重于实现峰谷时期供需匹配等经济性问题。随着高比例新能源并网，长时储能可以应对电力系统的瞬时功率变化。尤其在季节性气候或极端气象条件下，系统灵活性出现短期无法满足供需平衡，长时储能可以提供更长时期的电力安全保障储备。近年来国内外极端天气频发，自然灾害多发，导致电力安全问题受到高度重视。长时储能可在极端天气下为系统提供持续、安全、可靠的电力供应，发挥应急保供作用；还能有效应对季节性保供需求，提升系统事故后快速恢复和应急处置能力。因此，大力发展长时储能技术，对进一步降低电力系统对煤电等化石能源的依赖，促进我国碳达峰、碳中和目标实现，具有十分重大的意义。

　　三是长时储能经济性更高。峰谷套利是工商业储能的一大盈利模式。在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电；在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。根据现行各省区峰谷电价机制，峰时持续时间基本超过4小时，如上海大工业两部制夏季（7-9月）高峰时段为8：00-15：00及18：00-21：00，其中7-8月的12：00-14：00为尖峰时段。相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。美国电力研究院（EPRI）最近进行的一项研究显示，根据加州独立系统运营商（CAISO）在2019年的日前综合能源价格，持续放电时间为4小时的电池储能系统所获得的利润，仅是持续放电时间20小时的长时储能系统的76％。也就是说，长时储能的收益会更高。

　　据有关分析，新能源电量占比超过20%以后，长时储能将成为刚需。预计长时储能将从2025年后大规模增长，全球规模可达30-40GW；2030年起全球新能源占比将超过60%，长时储能容量将达到200-300GW，长时储能需求约占新能源发电的10-20%，将成为维持系统平衡的重要条件手段。在2021年全球气候峰会上，国际长时储能理事会与麦肯锡发布报告称，当再生能源发电量达到电力系统的60%-70%的市场份额时，长时储能系统将成为“成本最低的灵活性解决方案”。

　　2021年11月，在苏格兰格拉斯哥举行的联合国气候变化峰会上，来自包括英国石油公司、西门子能源公司、Highview Power公司、Form Energy公司等25家能源和科技公司的高管，成立了“长时储能理事会”。该理事会旨在就长时储能技术对企业、政府和公用事业公司进行宣传和教育，并制定激励政策支持大规模部署长时储能系统。

　　美国能源部从2018年起就不断地投入资金，支持长时储能的技术研发，其目标是在2030年把储能成本降低到5美分/KWh以内。加州由于较高的可再生能源发电比例，是最早大量部署持续放电时间4小时储能系统的地区之一。从2019年开始，加州地区就已经开始陆续部署4小时的储能系统。据Strategen的研究报告，到2045年，太阳能将成为加州最主要的可再生能源，占比达 75%。为平衡太阳能发电，需要在白天存储8到12个小时的电能，晚间存储调度量也将增加，最多时需连续放电12小时， 长时储能发展不可或缺。据Strategen预测，加州到2030年将部署2-11GW的长时储能设备，到2045年将实现45-55GW的长时储能配置。

　　英国政府为24个不同技术类型的长时储能技术提供了6800万英镑的竞争性融资资金支持，并于2021年初启动了总投资1亿美元的长时储能示范竞赛。

　　欧洲投资银行管理的欧盟创新基金项目发展援助(PDA)从15个被定义为大规模清洁能源项目中选择了重力储能和热储两个长时储能项目进行支持，每个项目投资超过750万欧元。

　　目前，以美国加州、德国、澳大利亚南部为代表的欧美地区，风光发电量占比已经很高，对于长时储能的需求也愈发迫切。去v年澳大利亚政府宣布，只对4小时以上的长时储能设施给予政府补贴，鼓励在澳洲本土更多应用长时储能技术。

　　国家发改委、能源局2022年3月印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，要推动多时间尺度新型储能技术试点示范，重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等长时储能技术。2023年6月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》指出，2030至2045年，规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。以机械储能、热储能、氢能等为代表的10小时以上长时储能技术攻关取得突破，实现日以上时间尺度的平衡调节，推动局部系统平衡模式向动态平衡过渡。科技部发布的《“十四五”国家重点研发计划》，提出为代表各种长时间储能多种储能技术提供研发资金支持。重点包括超长时间尺度储能技术3项：100MW级先进压缩空气储能技术、新一代液流电池储能技术、宽液体温域高温熔盐储热技术；中长时间尺度储能技术4项：低成本长寿命锰基储能锂离子电池、有机储能电池、水系金属离子储能电池、百兆瓦时级钠离子电池储能技术。

　　地方政策层面，各地出台的新能源配储政策对储能的装机占比和时长要求在逐步提高，对4小时以上且低成本的长时储能的需求在迅速增加。2023年7月，山东省出台《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，提出对于压缩空气、液流电池等的长时储能加大容量租赁和容量补偿支持力度的支持措施，并支持参与现货市场。是我国首个就长时储能出台的专项支持政策。

　　据国家能源局数据，截至2023年10月底，我国可再生能源装机已突破14亿千瓦（1400GW,1.4TW），进入TW时代，达14.04亿千瓦，已在上半年历史性超过煤电，占我国能源总装机达到49.9%。在发电量方面，1-10月全国可再生能源发电量达2.33万亿千瓦时，占全国总发电量的31.8%；其中风电6968亿千瓦时，光伏发电4898亿千瓦时，风光新能源发电占比超过水电，占可再生能源发电总量的50.9%。风光新能源在全部电力发电中的占比，已提高到约为16.2%。新能源渗透率的快速提升，叠加其出力的不稳定性，对长时储能的需求进一步提升。以光伏为例，集中式大规模光伏发电平均时长为每天达到5h，如果用电需求全部以光伏电力满足，则至少需要配置释能时长19h以上的储能，才能覆盖光伏不出力时段，完成光伏电力的日循环供应。

　　我国目前电化学储能装机容量90%为锂离子电池技术，但目前的锂离子电池储能技术难以满足“新能源+储能”的新型储能系统对长时储能的需求。2030年后，在我国新型电力系统中可再生能源的比例将会大幅度提高，火力发电的比例将会大幅度降低，电网调峰的作用将由火电调峰电站移交给储能电站，长时段阴雨天时，太阳能电池的发电量将大幅度降低，要保证电力系统的安全、稳定供电，需要大功率、长时储能系统发挥作用。因此，继续部署和支持高安全性、使用寿命大于15年、环境友好的长时技术的研究开发和工程应用，是能源结构变革的必然需求。

　　国际知名咨询公司伍德麦肯兹研究显示，全球范围内，在建或已投运的长时储能项目价值已超过300亿美元。近三年，全球长时储能项目已经吸引了580亿美元的投资。这些项目如果全部投建完成，全球长时储能装机总量预计将达到57GW，相当于2022年全球储能新增总装机20.4GW的近3倍。国家能源局数据显示，2022年全国新增新型储能装机技术占比来看，新增压缩空气储能、液流电池储能技术占比分别达3.4%、2.3%，占比增速明显加快。

　　长时储能技术可分为机械储能、化学储能、热储能以及氢储能四大主线。机械储能包括压缩空气、抽水储能、重力储能；电化学储能根据材料不同分为锂离子电池、钠电池、铅蓄（碳）电池和液流电池储能；热储能主要为熔盐储能。从目前主要推进的长时储能的技术路线来看，包括压缩空气储能、液流电池、二氧化碳储能、重力储能、熔盐储能等，各技术路线优劣各异，且未来还将会出现更多的新型技术。

　　抽水蓄能仍为目前最主要长时储能模式。但一是建设周期长（6-8年），二是受地理条件限制较大。近年来以磷酸铁锂为主体的电化学储能快速崛起，抽水蓄能在储能技术应用中的占比已呈逐年下降的趋势。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）数据，2022年全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，其中，抽水蓄能累计装机同比下滑6.8%，占总装机规模下降至79.3%。中国已投运电力储能项目累计装机规模59.4GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%，抽水蓄能累计装机占比77.1%。

　　压缩空气储能储能装机规模迅速扩。