摘    要

2025年是“十四五”新型储能产业收官之年，也是“十五五”规划谋篇布局的关键节点。当前我国新型储能累计装机已突破1亿千瓦，全球占比超40%，其中锂离子电池凭借成熟产业链与成本优势占据97%以上的市场份额，成为短时储能的绝对主力。然而，随着“十五五”期间风光装机向36亿千瓦（2035年目标）跃升，新能源渗透率将从当前的18%提升至35%以上，电力系统对4小时以上长时储能的需求将从“补充性资源”转向“刚需性支撑”。本文系统梳理全球学界与产业界关于锂电应用边界、长时储能价值的研究进展，结合中国新型储能产业实践与政策导向，反思“十五五”储能规划中是否存在“高估锂电短时适配性、低估长时储能战略价值”的认知偏差。研究表明：锂电天然适配1-4小时短时场景，在8小时以上长时场景中存在成本陡增、安全隐患、资源约束等天然短板；而长时储能（液流电池、压缩空气、氢储能等）具备多时间尺度调节能力与长期成本下降潜力，是支撑新型电力系统跨日、跨周甚至跨季节平衡的核心支撑。“十五五”期间需优化技术路线投入结构，构建“锂电为主、长时补充、多技术协同”的储能体系，避免单一技术路径依赖带来的系统风险。

关键词：十五五储能规划；锂离子电池；长时储能；新型电力系统；新能源渗透率；技术经济性

1 引言

自“双碳”目标提出以来，我国新型储能产业实现爆发式增长。根据国家能源局数据，截至2025年6月底，全国新型储能累计装机达1亿千瓦，较“十三五”末增长超30倍，全球占比超40%^[1]。其中，锂离子电池储能凭借90%-95%的高效率、0.6-0.9元/Wh的低成本、以及成熟的产业链，占据新型储能97%以上的市场份额，成为短时（1-4小时）储能的绝对主力，广泛应用于新能源配储、独立储能、工商业峰谷套利等场景^[2][3]。国际学界亦指出，锂离子电池在短时尺度上具备优异的功率响应能力（毫秒至秒级），适合高频次、短时间的功率调节应用^[4]。

但产业高速扩张背后，电力系统对储能的需求特性正在发生根本性变化。按照“十五五”规划建议，2035年我国风光装机容量将力争达到36亿千瓦，是2024年底14亿千瓦的2.6倍，新能源发电量占比将从当前的18%提升至35%以上。当新能源渗透率突破20%的临界阈值，电力系统对储能的需求将从“日内4小时平衡”向“跨日10小时、跨周1周、跨季节3个月以上”的全周期调节延伸^[5]——这正是长时储能（long-duration energy storage, LDES）核心应用场景。Sepulveda等（2021）在《自然·能源》发表的研究表明：在高比例可再生能源电力系统（渗透率>50%）中，仅依赖短时储能（如锂离子电池）会导致系统成本呈指数级增长，而长时储能是降低平准化度电成本（LCOE）的最优策略^[6]。这一结论已被后续多项独立研究所验证^[7]。

《长时储能技术路线及在新型电力系统中的应用研究》^[8]明确指出：“当新能源装机占比达到15%-20%时，4小时以上的长时储能将成为刚性需求；当占比达到50%-80%时，长时储能将成为成本最低的灵活性解决方案。”然而反观当前“十五五”储能规划的讨论方向，仍存在明显的路径依赖：2024年新型储能新增装机中，锂电占比超97%，液流电池、压缩空气、氢储能等长时技术合计占比不足3%；政策补贴、研发投入、示范项目支持均向锂电倾斜，长时储能的技术攻关与产业化进度显著滞后于市场需求预期^[9]。

本文基于全球学界与产业界的公开研究成果，结合我国新型储能的产业实践数据，系统剖析锂电的应用边界与长时储能的战略价值，反思“十五五”储能规划中的认知偏差，进而为构建适配高比例新能源的新型电力系统提供理论支撑与决策参考。

2 国内外研究综述2.1 国际学界与产业研究进展

国际学界对锂电与长时储能的适配性研究起步较早，其核心结论已形成一定共识：锂电仅适配短时场景，长时储能是新能源高渗透率系统中的必选项。美国能源部（DOE）2024年发布的《长时储能攻关计划》(Long Duration Energy Storage Shot)明确将长时储能定义为“额定功率下持续放电10小时以上、使用寿命15-20年的储能系统”，并指出当新能源渗透率超过30%，4小时以上长时储能的度电成本将低于锂电池系统^[10]。Denholm等（2023）的研究进一步表明，在传统4小时锂离子电池配置已趋于饱和的情况下，长时储能的度电成本优势随放电时长增加而显著上升，其经济拐点通常出现在6-8小时区间^[11]。劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）2024年的系统仿真研究显示，在新能源渗透率40%的场景下，锂电+液流电池的混合储能系统较单一锂电系统度电成本低18%，系统灵活性提升25%^[12]。

产业实践层面，欧美已率先调整储能技术路线的布局策略。美国Form Energy公司聚焦100小时级铁-空气电池（iron-air battery），2024年F轮融资4.05亿美元，2025年将在明尼苏达州部署1.5MW/150MWh示范项目，其度电成本目标为0.05美元/kWh，仅为同等时长锂电系统的约三分之一^[13]。德国西门子能源的300MW先进压缩空气储能（advanced compressed air energy storage, A-CAES）系统效率达72.1%，使用寿命可达30-50年，度电成本较锂电低约20%，已在欧洲部署5个百兆瓦级项目^[14]。欧盟《2030年能源转型规划》明确提出，2030年长时储能装机目标达150-400GW，占新型储能总规模的20%，其中锂电占比不超过50%^[15]。

国际可再生能源署（IRENA）2025年发布的《全球储能展望》进一步指出，当前全球已部署的长时储能仅约2GW，占新型储能总装机的1%，但到2030年长时储能累计装机将达150-400GW，2040年将跃升至1.5-2.5TW，成为储能市场的核心增长极^[16]。相比之下，锂电的增长天花板已现，预计2030年后全球锂电储能占比将从当前的98%降至60%以下^[12]。

2.2 国内学界与产业研究进展

国内学界对长时储能价值的认知正在快速统一。中国电力科学研究院2024年发布的《新型电力系统发展蓝皮书》明确提出“三步走”技术路径：2030年前以日内4小时平衡为主，锂电储能可满足需求；2030-2045年需满足日以上平衡需求，长时储能技术需取得重大突破；2045-2060年需实现全周期多类型储能系统协同，覆盖跨季节调节需求^[17]。国网能源研究院2025年的测算数据显示，“十五五”期间我国长时储能需求规模将达180-250GW，占新型储能总规模的20%；至2060年长时储能装机容量将超1.5亿千瓦，成为电力系统的核心调节资源^[18]。

产业实践层面，我国长时储能技术已实现局部突破。据《新型储能产才协同创新中心建设方案》^[19]，全钒液流电池（vanadium redox flow battery, VRFB）技术成熟度已达★★★★（TRL 8-9），100MW级电站已稳定运行；300MW级压缩空气储能技术已完全自主可控，山东肥城、湖北应城两个300MW项目已并网发电，系统效率达72.1%，度电成本较锂电低15%^[20]。氢储能示范项目已在新疆、内蒙古等地启动，其500-1000小时的超长放电能力可覆盖跨季节调节需求，且不受地理条件限制^[21][22]。但整体来看，长时储能仍处于“从示范向商业化过渡”的阶段：2024年国内新型储能装机中，液流电池占比0.7%、压缩空气占比0.7%、氢储能占比不足0.1%，合计不足1.5%，与20%的远期需求占比存在数量级差距。

政策层面，《新型储能制造业高质量发展行动方案》已明确提出“发展压缩空气等长时储能技术，适度超前布局氢储能等超长时储能技术”。但“十五五”规划的前期讨论中，仍存在“重锂电、轻长时”的倾向。2024年新型储能领域研发投入中，锂电相关投入占比超80%，液流、压缩空气、氢储能等长时技术合计不足15%；示范项目支持中，锂电项目占比超90%，长时储能项目不足10%。这种资源分配的不均衡可能制约长时储能技术的迭代速度与产业化进程。

3 核心观点：锂电适配短时，长时被系统性低估3.1 锂电的应用边界：天然适配1-4小时短时场景，长时场景存在三大短板

结合《新型储能技术路线知识图谱与产业图谱》《2024-2025年电池储能报告》等研究成果，锂离子电池的技术特性决定了其仅能适配短时储能场景，在4小时以上长时场景中存在难以克服的短板^[3][23]。

一是 成本陡增瓶颈。 锂电储能的成本与容量呈线性正相关关系，储能时长每增加1小时，单Wh成本增加约0.4元。在8小时以上场景中，度电成本将超过1.2元/kWh，远高于长时储能技术的0.3-0.5元/kWh水平^[24]。《2024-2025年电池报告》明确指出：“在当前市场价格体系下，锂离子电池在任何超过8小时的应用场景中均不具备成本效益”^[25]。而“十五五”期间新能源大基地（沙戈荒地区）所需储能时长普遍超过6小时，部分场景达10小时以上，锂电已无法适配。Sepulveda等（2021）的系统建模研究亦得出相同结论：在新能源渗透率>50%的情景中，当储能时长需求超过6小时，长时储能的系统总成本优势显著^[6]。

二是 安全与资源约束。 锂电储能的热失控风险随容量与时长增加而呈指数级上升^[26]。2024年全国电化学储能电站非计划停运事故中，82%由锂电系统故障引发^[27]。同时，我国锂资源对外依存度超70%，按当前锂电储能的扩产速度测算，2030年锂资源需求缺口将达30%以上，存在显著的供应链安全风险^[28]。《电化学储能行业ESG白皮书》明确指出：“锂资源储量有限且全球分布高度不均，大规模应用面临供应紧张与价格剧烈波动问题”^[29]。国际能源署（IEA）2024年报告亦警示，全球锂电产业链的锂、钴资源供应链存在地缘政治风险，过度依赖将威胁能源安全战略^[30]。

三是 寿命衰减问题。 锂电储能的循环寿命通常为4000-10000次，日历寿命仅8-10年，难以满足新型电力系统对储能资产20年以上使用周期的要求^[31]。同时，锂电的往返效率随放电时长增加而下降，8小时以上场景的循环效率将从90%降至75%以下，系统能量损耗显著增加^[4]。此外，储能系统的直流侧纹波电流也会加速电池老化，进一步影响实际使用寿命^[32]。

3.2 长时储能的战略价值被系统性低估：多时间尺度调节的核心支撑

长时储能（含抽水蓄能、液流电池、压缩空气储能、氢储能、熔盐储热等）具备锂电无法替代的战略价值，其重要性在“十五五”期间将进一步凸显。

一是 多场景适配能力。 不同技术路线的长时储能可覆盖全时间尺度需求：液流电池（4-12小时）适配电网调峰与新能源配储；压缩空气储能（4-12小时）适配大基地长时调节；氢储能（数小时至数天）适配跨季节调节与工业绿氢需求；熔盐储热（6-15小时）适配光热发电与工业余热场景^[8]。《长时储能技术路线及在新型电力系统中的应用研究》显示，长时储能可覆盖电源侧（减少弃风弃光、火电灵活性改造）、电网侧（延缓输配电扩容、调峰备用）、用户侧（工商业长时套利、微电网稳定）等全部场景，而锂电仅能覆盖其中约30%的短时场景^[33]。混合型储能配置（如“锂电+长时储能”）已被证明能在高比例可再生能源电力系统中实现最优经济运行^[34]。

二是 长期成本下降潜力。 长时储能的度电成本随规模经济效应与技术迭代而快速下降。相关研究预测：到2035年，压缩空气储能、液流电池、熔盐储热等技术的全生命周期度电成本将降至0.3-0.5元/kWh，较当前水平下降40%以上；而锂电成本已接近理论下限，下降空间不足10%^[8]。美国能源部《长时储能攻关计划》更是提出：“未来十年内将10小时以上长时储能系统成本降低90%”^[10]。这种成本下降趋势将加速长时储能的商业化进程。

三是 系统安全与韧性价值。 长时储能多为物理储能（如压缩空气、抽水蓄能）或本质安全型电化学储能（如液流电池），不存在热失控风险，使用寿命普遍达30年以上，可与电力系统形成“长周期韧性的支撑”^[35]。例如，300MW级压缩空气储能系统可提供连续6小时放电，可为20-30万户居民提供高峰时段电力保障；氢储能可实现跨季节能量存储，有效解决新能源“丰水期弃电、枯水期缺电”的结构性矛盾^[22]。这些价值是锂电系统完全不具备的。

3.3 “十五五”规划中的认知偏差：三大低估与一大高估

综合学界研究与产业实践，“十五五”储能规划前期讨论中确实存在显著的认知偏差。

高估了锂电的场景适配性。 当前规划仍将锂电视为储能体系的“唯一核心”，忽略了其仅能适配1-4小时短时场景的天然短板，对4小时以上长时场景的需求储备明显不足。2024年国内新增新型储能中，2小时系统占比65%，4小时以上仅占31.94%；而“十五五”期间4小时以上长时储能需求占比将达50%以上，现有的技术路线结构与未来需求严重错配^[2]。

低估了长时储能的技术迭代速度。 部分决策者认为长时储能仍处于“研发示范”阶段，但忽视了我国已在核心技术上取得重大突破：300MW级压缩空气储能、100MW级液流电池等已具备工程化应用能力，部分技术指标已达全球领先水平^[14]。《中国储能技术与产业最新进展与期望》显示，2024年我国长时储能示范项目数量同比增长120%，产业化进度远超预期，有望在2027-2028年实现全面商业化^[19]。

低估了长时储能的经济性价值。 当前分析往往仅关注长时储能的初始投资高企，却忽视了其30年以上的超长使用寿命、极低的运维成本、以及多市场收益叠加能力^[8]。以山东肥城300MW压缩空气储能项目为例，其全生命周期度电成本仅0.38元/kWh，较同规模锂电系统低22%，内部收益率（IRR）达12.5%，远高于同类锂电储能项目的平均水平^[20]。

低估了长时储能的产业链安全价值。 过度依赖锂电导致我国锂资源“卡脖子”风险持续累积。而长时储能的核心资源（钒、空气、水、氢）均可实现国内自给自主，完全不受供应链安全风险制约。在地缘政治博弈加剧的背景下，长时储能是“十五五”期间保障国家能源安全的核心抓手^[21]。

4 核心挑战：长时储能规模化落地的四大瓶颈

尽管长时储能的战略价值已明确，但其要真正成为“十五五”储能规划的核心组成部分，仍面临以下四大瓶颈：

4.1 技术成熟度不均衡，部分技术路线仍处工程化早期

除抽水蓄能（成熟度★★★★★）、全钒液流电池（★★★★）、锌溴液流电池（★★★★）、铁铬液流电池（★★★★）、熔盐储热（★★★）外，压缩空气储能（★★★☆）、氢储能（★★☆）、重力储能（★★☆）等技术仍处于示范工程阶段^[8]。部分核心设备（如压缩空气膨胀机、氢电解槽、液流电池离子交换膜等）仍部分依赖进口，整体国产化率不足60%，导致初始投资长期居高不下。例如，氢储能的碱性/PEM电解槽当前成本仍达2000元/kW，是锂电系统的2倍以上^[21]，严重制约了其商业化推广速度。

4.2 成本疏导机制不完善，价值无法充分兑现

当前电力市场仅认可储能的“能量价值”（主要通过峰谷价差套利实现），而长时储能最核心的“容量价值”（包括系统备用、黑启动能力、惯量支撑等）仍未被有效纳入补偿机制范围^[36]。《长时储能技术路线及在新型电力系统中的应用研究》指出，长时储能的容量价值占其总价值比重达60%以上，但目前仅有山东、山西等5个省份试点了容量补偿机制，全国层级的容量市场尚未建立^[8]。这导致长时储能项目IRR普遍低于8%，远低于吸引社会资本进入的最低门槛^[37]。

4.3 标准与监管体系缺失，规模化应用受阻

长时储能的技术标准、并网规范、安全认证体系尚不完善：液流电池的电解液回收标准、压缩空气储能的地下储气库安全规范、氢储能的输配安全标准等均缺乏统一的国家标准。不同厂商的产品性能差异达30%以上，导致电网企业的接网意愿较低。2024年数据显示，国内长时储能项目的并网审批周期平均达8个月，较锂电项目长1倍，大幅推高了时间成本与融资成本。

4.4 产业生态薄弱，研发投入严重不足

长时储能的产业链配套体系尚不健全，钒资源、压缩机、膨胀机、电解槽等核心部件的产能严重不足。2024年国内压缩空气储能装备总产能仅约5GW，不足锂电产能的1%。在研发投入方面，2024年长时储能领域的总研发投入不足50亿元，仅为锂电研发投入的1/10^[19]。这种资源分配的不均衡，导致长时储能技术迭代速度明显滞后于系统需求，形成了“产业不成熟→投资不足→技术不成熟”的循环瓶颈。

5 结论与展望

“十五五”时期是我国新型电力系统建设的关键窗口期。储能规划需避免“单一技术路径依赖”的风险，客观认识锂电与长时储能的应用边界：锂离子电池仍是短时储能（1-4小时）的主力军，但长时储能（4小时以上）是支撑高比例新能源电力系统的核心支撑。当前产业与政策层面确实存在“高估锂电短时适配性、低估长时储能战略价值”的认知偏差。为纠正这些偏差并优化“十五五”储能规划，本文提出以下四大建议：

第一，优化技术路线投入结构。 建议在“十五五”期间将长时储能的研发投入占比提升至30%以上，重点攻关压缩空气储能、液流电池、氢储能的核心装备与关键材料技术。通过政策引导，力争2027年实现300MW级长时储能项目全面商业化落地，到2030年长时储能装机规模占比达20%以上^[8][17]。

第二，完善长时储能的成本疏导与市场机制。 加快建立全国统一的电力容量市场，将长时储能的容量价值（备用容量、黑启动、惯量支撑等）纳入补偿体系。推动构建“中长期电力合同+现货市场交易+辅助服务+容量补偿”的多层级收益模式，使长时储能项目IRR提升至10%以上，充分激发社会资本的投资意愿^[36]。

第三，构建“短时-长时”多技术协同的储能体系。 在系统规划层面推广“锂电+液流电池”“锂电+压缩空气”等混合储能架构。短时高频调节由锂电承担，长时跨日/跨周调节由长时储能承担，实现全时间尺度的优化配置。建议到2025年，混合储能示范项目规模占比提升至10%以上^[34]。

第四，加快技术标准制定与产业生态培育。 建议在2026年前出台覆盖长时储能全产业链的技术标准、安全认证与并网规范体系，培育核心装备制造业。通过产业链协同创新，2027年实现核心部件国产化率90%以上，构建自主可控的长时储能产业链^[20]。

我国在长时储能技术领域已具备全球领先的工程化优势。“十五五”期间若能及时调整规划导向，将长时储能真正打造为新型电力系统的核心支撑，不仅可从系统层面保障国家能源安全、有效推进“双碳”目标的实现，更可培育出万亿级的战略性新兴产业，在全球能源转型的国际竞争中占据战略制高点。

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