储能迎重磅政策利好，大容量长时储能技术成焦点！

11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（以下简称“指导意见”），为储能行业发展注入强劲动力。指导意见明确提出，到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求。

 

这份指导意见从系统调节能力、电力市场体系、价格机制和技术创新等多方面提出具体措施，健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制，并强调“加快突破大容量长时储能技术”。

 

政策全方位支持

 

指导意见涵盖了从大型新能源基地到分布式能源消纳，从技术突破到市场机制构建的全链条解决方案。

在分类引导新能源开发与消纳方面，文件提出统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳、优化水风光基地一体化开发与消纳、推动海上风电规范有序开发与消纳等多维措施。这些举措将直接带动储能需求的多元化增长。

指导意见还明确要求“探索‘沙戈荒’新能源基地、水风光基地、海上风电基地集群协同调控模式，加快推动新能源与站内配建储能一体化出力曲线调用”。这为储能在大规模新能源基地中的应用提供了政策支持。

在创新促进新能源消纳的价格机制方面，指导意见提出了更为具体的措施。文件明确要“健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制”，这一表述为储能行业商业模式创新提供了关键政策支撑。

容量电价机制可有效保障储能项目的基本收益，弥补当前储能电站仅靠峰谷价差套利的单一商业模式不足。这意味着储能行业将逐步从单纯依赖价差套利转向多元化的收益结构，包括容量市场、辅助服务市场等。

实际上，2025年9月1日，青海省已率先探索新型储能收益机制，通过“完善现货价格机制”和“建立健全市场机制”两方面举措，使现货价差已达0.57元/千瓦时，对比现行工商业峰谷价差0.35元/千瓦时提高了0.22元/千瓦时，扩大了新型储能收益空间。

 

大容量长时储能技术被重点提及

指导意见为储能技术发展指明了方向，特别是大容量长时储能技术被重点提及。

文件在“攻关系统灵活调节技术”部分明确要求：“创新应用液流电池、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术”。这一表述不仅确认了多种技术路线并行的发展思路，也突出了长时储能技术在新能源消纳中的关键地位。

与短时储能相比，长时储能（通常指4小时以上） 可更有效地解决新能源日出力曲线变化、跨日平衡以及多日连续阴雨无风等极端天气下的能源供应问题，对于提升电网的安全性与可靠性具有重要意义。

据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1-9月，国内73.2GW/209.76GWh采招落地的储能项目中，明确时长的储能项目为71.9GW/202.4GWh。

在这些项目中，4小时及以上长时储能总规模达到27GW/113.2GWh，占比37.57%（功率）/55.91%（容量），容量占比已超过一半，较之去年进一步提升。值得一提的是，超过82%的长时储能项目集中在内蒙古、新疆、河北、甘肃、广东这五个省份（自治区），呈现明显区域集聚特征。

表  2025年1-9月各技术路线储能采招落地规模及市场占比

在液流电池方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1-9月，液流电池储能项目采招落地1.33GW/5.74GWh，占比1.49%（功率）/1.79%（容量）。

其中，GWh级液流储能项目正加速布局，2025年4月，中建三局中标了云南永仁300MW/1200MWh全钒液流储能项目设计、采购、施工总承包。与此同时，全国范围内已有十余个百兆瓦时级液流电池储能项目完成采招，为液流电池储能技术的规模化应用与商业化推广奠定基础。

值得关注的是，液流储能正积极拓展应用边界。2025年3月，中能建建筑集团有限公司、液流储能科技有限公司、中机第一设计研究院有限公司联合中标了济源玉琮车网互动重卡充电站项目工程总承包，该项目配套100MW/200MWh磷酸铁锂储能系统和100MW/600MWh全钒液流储能系统，为液流储能在储能+充换电一体化等领域的应用提供了示范。

目前，液流电池储能正从示范期迈向商业化初期。随着长时储能需求的持续释放、产业链配套体系逐步完善，以及关键技术的突破，液流电池有望在长时储能与多场景应用中实现规模化落地。

在压缩空气储能方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1-9月，7个压缩空气储能项目采招落地，其中含全套设备采购的规模达0.8GW/3.9GWh，占比0.90%（功率）/1.21%（容量）。值得一提的是，部分项目以“压缩空气储能+磷酸铁锂电池”“压缩空气储能+飞轮储能”等混合储能形式部署，探索多技术互补的系统方案，兼顾长时能量支撑与快速响应能力。

表 2025年1-9月压缩空气储能采招落地项目

在熔盐储热方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1-9月，多个熔盐储热项目采招完成，含完整设备采购的项目规模达210MW/1540MWh，占比0.24%（功率）/0.48%（容量）。熔盐储热正加速向多场景拓展，应用范围由光热电站逐步延伸至火电调峰调频、工业余热利用等领域。

其中，西安热工院以1.286亿元中标江阴苏龙热电有限公司三期机组熔盐电蓄热储能辅助调峰、调频EPC总承包项目，熔盐储热在峰调频服务与灵活性调节中的应用进一步深化。上海锅炉厂中标华电天山北麓基地100MW/1000MWh光热发电工程聚光集热系统，时长长达10小时。云图熔盐中标长源电力荆州公司50MW/150MWh熔盐储能项目三元盐采购。上海蓝滨中标中国电建青海熔盐储能工程高低温熔盐储罐和疏盐罐设备采购项目（50MW/300MWh）。

熔盐储热项目在2025年前三季度稳步推进，正成为继压缩空气储能之后长时储能技术又一重要增长方向。

除了熔盐储热，固体储热方向也有所进展。中铁十五局集团第二工程有限公司、哈尔滨广瀚动力技术发展有限公司以9.59亿元的报价联合中标了奎屯市东工业园150MW/8h/1200MWh储热型共享储能电站EPC。该项目新建总输入功率为213MW，储能功率150MW、日储能时长8h、日储能能力为150MW/8h/1200MWh，发电时长16小时，尖峰时段发电能力33MW/4h/132MWh，平电时段发电能力 8MW/12h/96MWh，日发电能力228MWh，日消纳能力为213MW/8h/1704MWh的固体储热共享储能电站。同时为园区提供60t/h/24t工业蒸汽。

在铅碳电池方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1-9月，铅炭电池储能项目完成采招391.6MW/2160.85MWh，占比0.44%（功率）/0.67%（容量）。值得注意的是，仅9月份就完成了两个GWh级铅炭电池储能项目的采招，且均为6小时长时储能：河南省漯河市金大地公司综合智慧零碳电厂165.6MW/1019.216MWh储能项目EPC总承包，以及太湖能谷中标的天津泰达综能基于增量配电网的吉瓦时以上长时储能电站项目174MW/1034MWh铅炭电池储能系统采购项目。此类GWh级项目的落地，表明铅炭电池在大容量、长时储能市场中正在加速应用。

在飞轮储能方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1-9月，飞轮储能项目采招落地786.5MW/33.14MWh，功率规模占比0.88%。超过九成项目以“飞轮+电化学”混合储能的形式部署，来提升系统的响应速度与调频性能。飞轮储能正逐步从独立示范走向与锂电协同发展的新阶段。

据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1-9月，有20多个飞轮储能项目采招落地，其中十余个规模在50MW以上，主要分布在山西省，在湖北、辽宁、吉林、河北、四川等地也陆续布局。值得关注的是，仅9月就有三个50MW及以上规模的飞轮储能项目采招落地。中电建吉林院以9.63亿元的报价中标松原市乾安县200MW飞轮、电化学混合储能调频电站（EPC）项目，该项目设置80台25MW混合储能预制舱，每个预制舱内设置1MW/8.33kWh飞轮储能装置、1.5MW/1.5MWh磷酸铁锂电池储能装置，飞轮储能总规模高达80MW。

中国电建集团四川工程有限公司、北京恒华伟业科技股份有限公司以5.98亿元的报价中标晟储100MW独立储能电站项目EPC总承包，该项目计划建设50MW/50MWh磷酸铁锂储能系统+50MW/420kWh飞轮储能系统。

中建电力工程（深圳）有限公司中标了山西一叶150MW/205MWh独立储能项目，该项目为独立调频电站，拟采用飞轮储能技术+磷酸铁锂电池，其中飞轮储能50MW/5MWh，锂电池储能100MW/200MWh。

未来随着高可靠供电需求增长，飞轮储能有望在新型电力系统的快速响应与稳定支撑环节中发挥更大作用。

未来展望

随着指导意见的落地实施，储能产业将迎来加速发展期。从技术层面看，液流电池、压缩空气储能、重力储能等长时储能技术将获得更多研发资源和市场应用机会。

从市场层面看，容量电价政策与电力市场改革将协同推进，为储能创造更加多元化的收益渠道。

从产业层面看，储能与新能源、电网的融合发展将成为主流趋势，“源网荷储”一体化项目将迎来爆发式增长。

电力规划设计总院专家韩小琪认为，储能的核心价值在于为新能源补能——解决风能、太阳能的间歇性问题，使其从只有电量价值升级为具备容量支撑与辅助服务能力。

随着技术不断成熟、成本持续下降、市场机制日益完善，长时储能正沿着“小规模项目验证→更大规模试水→验证后匹配产能→供应链降本”的路径稳步前进，有望在构建新型电力系统的历史进程中扮演关键角色。