AI导读：

在全球能源结构转型中，长时储能技术成为重塑电力系统的关键。我国可再生能源发电量占比超35%，但4小时以上长时储能项目占比不足，亟需技术、金融、政策三方面协同发力。各领域技术突破不断修正成本曲线，产业界正探索商业模式创新降低成本，政策机制也需完善以提供稳定收益。

　　在全球能源结构加速向可再生能源转型的背景下，长时储能技术正逐渐成为重塑电力系统的核心要素。业内共识显示，当新能源发电量占比超过20%，4小时以上长时储能将成为刚需；若装机占比达到50%至80%，储能时长需增至10小时以上。据国家能源局数据，2024年我国可再生能源发电量占比已超35%，但新型储能4小时以上项目占比仅16%，平均时长2.3小时。这种供需失衡凸显了新能源消纳的挑战，亟需长时储能技术来弥补，其突破需技术、金融、政策三方面共同推进。

　　技术层面，长时储能主流技术尚未实现大规模商业化，如液流电池能量密度低、占地面积大，压缩空气储能系统效率不高，氢储能转化效率低等问题亟待材料革命与系统集成技术创新解决。值得注意的是，中国科学院在储热成本降低方面取得突破，华为通过AI预测降低运维成本，各领域的技术进展正不断修正成本曲线。

　　经济性方面，长时储能高昂的初期投资限制了其商业化进程。液流电池单位成本远高于锂电，加之特殊场景的运维成本，项目收益率普遍偏低。为此，产业界正通过优化系统、改进工艺降低成本，同时探索商业模式创新，如上海临港通过共享储能池提升储能利用率。

　　政策机制方面，容量电价缺失导致储能收益不稳定，碳积分、绿证等环境权益尚未与储能收益挂钩，削弱了市场化动力。建议提升长时储能的容量补偿力度和租赁比例，支持参与现货市场，为储能提供稳定收益。同时，通过绿证国际互认、隔墙售电等机制创新激活用户侧需求，形成技术溢价到市场收益的正向循环。

　　当前，长时储能正处于政策驱动向市场驱动转变的关键期。能源革命的考验在于如何将实验室的创新转化为规模化商业应用，让长时储能成为“碳中和”时代的万亿元级基建。相信在技术、金融与政策的合力下，长时储能将成为新型电力系统的“压舱石”，重构源网荷储互动模式，推动新能源成为主力电源。

（文章来源：证券日报）