储能行业正迎来前所未有的发展机遇，长时储能有望成为未来竞争的主战场。
国家能源局近日印发的《2025年能源工作指导意见》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。在政策的有力引导与市场的强劲驱动双重作用下，储能行业正迎来前所未有的发展机遇，长时储能有望成为未来竞争的主战场。那么，我国长时储能的发展现状究竟如何?何种长时储能技术将脱颖而出，占据优势地位?未来我们又将面临哪些挑战，需突破哪些发展瓶颈?
带着这一系列问题，《中国能源报》记者专访了在燃料电池、液流电池及新型储能技术研究领域深耕二十余载的中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿。
新能源并网亟须长时储能
随着中国风电、光伏装机容量突破煤电且成本持续下降，可再生能源占比的快速提升却面临“出力随机性”的天然短板。赵天寿指出，当前中国弃风弃光现象与电力紧缺矛盾并存，根源在于缺乏能够长时间平抑能量波动的储能技术。“风光电的不可控性直接影响并网比例，仅靠短时储能难以支撑新能源对化石能源的规模化替代。”
赵天寿强调，长时储能技术通常指在额定功率下持续放电时间超过4小时，其已成为构建新型电力系统的必备技术，需在发电侧、电网侧及用户侧全面布局。在发电侧，长时储能可保障风光并网稳定性，避免因天气波动导致的供电中断;对煤电深度调峰和核电参与负荷调节而言，长时储能技术亦不可或缺。电网侧，其核心功能是削峰填谷，提升跨区域输电通道利用率。以中国新建的多条风光外送通道为例，其低谷时段常常超过4小时，需长时储能实现能量跨时段转移。用户侧，工商业电价谷段连续且时长超过4小时，长时储能可通过峰谷套利降低用电成本。
“全球范围内已凝聚起发展长时储能的广泛共识。”赵天寿指出，美国、英国以及欧盟等众多国家和地区，纷纷将长时储能技术纳入战略发展的关键方向。然而，当前的储能技术仍存在一些局限性：抽水蓄能技术成熟，储能时间长，但需要特定地理条件;压缩空气储能技术储能时间长，已进入示范阶段，效率在持续提升中;而锂离子电池装机灵活，适合中短时储能。特别是在大规模储能的应用场景中，储能技术必须同时满足安全可靠、经济可行以及资源可及性这三大要求。
液流电池或成长时储能“潜力股”
在众多长时储能技术路线中，赵天寿认为，液流电池具有本征安全、时长灵活、寿命长等优势，未来发展潜力巨大。
赵天寿表示，“液流电池以水系电解液为能量载体，通过液态活性物质的氧化还原反应实现储能，其功率与容量解耦设计，电堆决定功率，电解液储量决定容量。这赋予液流电池三大优势：本征安全、时长灵活、循环寿命长。”
赵天寿认为，液流电池虽然技术优势很明显，但成本问题一直是个“拦路虎”，阻碍了它大规模推广。以全钒液流电池为例，成本主要来自电解液和电堆两部分，要想降低成本，就得从这两方面一起发力。
“一方面，要提高电堆的电流密度，这样就能少用材料。”赵天寿解释说，通过把电化学、工程热物理和材料科学等多门学科结合研究，能让电堆的电流密度比传统设计高出近一倍。目前产品级电堆的国内最高水平可以做到400mA/cm2，电堆材料用量降低，成本下降。
赵天寿指出，另一方面，要提高电解液的利用率。如果电解液利用率不高，不仅会浪费钒资源，还会让运行成本增加。通过设计出更高效的流道结构，电解液利用率可提高到80%以上，进一步降低成本。
随着液流电池产能不断扩大，产业链上下游协同合作越来越紧密。赵天寿预测，未来五年内，液流电池成本将大幅下降，成为理想的长时储能技术之一。
行业应聚焦长时储能技术攻关
在探讨长时储能行业的发展前景时，赵天寿建议，行业同仁应当齐心协力，集中攻克长时储能技术的难题，推动产学研用各界的深度融合。我国在光伏、风电领域已走在世界前列，储能技术的重大突破指日可待。
在新能源装机比重不断攀升的今天，兼具安全性、灵活性和长寿命的长时储能技术，有望成为新型电力系统的关键支撑。
为实现长时储能技术的广泛应用，赵天寿提出三点建议：首先，加大技术研发力度，重点突破电解液利用率、电堆电流密度等关键技术瓶颈;其次，完善产业链布局，借助政策引导和市场机制，推动长时储能产业链上下游的协同发展，降低生产成本;最后，持续优化政策支持和市场机制，建议政府出台针对液流电池等长时储能技术的支持政策，助力其商业化进程。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202504/14/388099.html
