中国储能网讯：国内外对长时储能与短时储能的划分尚未形成统一口径，不同定义主要服务于不同应用场景。本研究将承担日间调节任务的储能定义为长时储能，不承担日间调节功能的储能定义为短时储能。

长时储能持续时间超过24小时，目标是解决跨天甚至更长时间的供需平衡。长时储能覆盖以日为单位的周期需求，主要用于当日内无法实现能量平衡、需依赖次日甚至更长周期补能的场景，如连续少风少光、极端天气等情况下的电力保障，长时储能面临火电启停机调峰的竞争。

短时储能主要解决日内调节问题，日内调节需求以10小时及以下为主，4-10小时储能足够应对日内各种工况，10-24小时储能处境应用场景不多。当前看，日内调节场景下，4小时储能已基本可满足短时功率波动平抑与负荷跟踪需求，兼顾经济性与响应速度；长期看，随着新能源渗透率提升与负荷曲线复杂化，10小时以内储能能够覆盖绝大多数日内调节任务，在由风光水火核构成的多电源电力系统中，由于各类电源已具备较强的跨时段互补与调度能力，10-24小时储能利用率偏低，加之投资与运维成本较大，其存在价值相对有限。

总体来看，划分长时储能的关键不在于时长本身，而是看它能不能承担起跨越周期的调节任务。

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当前业界对长时储能的定义及依据

当前国内外储能行业对长时储能的定义存在分歧，表面体现为时长门槛差异，实质源于应用场景和定义依据的不同。

美国能源部（DOE）按10小时及以上界定长时储能，下属先进能源研究计划署（ARPA-E）进一步将长时储能界定为10—100小时存储时长，主要是为了把长时储能与主流4小时左右锂电储能区分开来，突出其在更长时段保供和系统灵活性中的作用。

加州能源委员会（CEC）定义长时储能为8小时及以上，则更多是考虑高比例光伏系统运行需要，强调夜间、阴天和冬季关键时段的电力支撑。不同机构对长时储能的定义差异，并非单纯由设备参数决定，而是与其所面向的系统问题和应用场景相关。

国际长时储能委员会（LDES）基于超过1万个技术成本和性能数据样本，提出8-24小时和24小时以上两类长时储能定义口径，主要是为了把两类明显不同的系统任务分开。因为储能持续时长一旦跨越完整日周期，储能的成本结构、调用频率和应用场景都会发生变化。8-24小时主要对应日内向跨日过渡的能量搬移，解决的是晚高峰延续、次日清晨支撑等问题；24小时以上则更多对应连续少风少光、极端天气、停电和微网韧性保障等多日场景。24小时这条线的意义在于它标志着储能从日循环调节转向跨日、多日支撑。

美国国家可再生能源实验室（NREL）则更加直接的指出，按时长定义长时储能便于工程分类和概念表达，但这种定义并不能说明储能如何被使用，也不能直接反映其对电网的价值。

国内研究机构更倾向于结合工程实践进行界定，通常将4-10小时作为中长时储能，10小时至1周作为长时储能，1周以上作为超长时储能。这一划分与我国当前以2-4小时储能为主的项目结构相衔接，既反映了技术分布特征，也便于区分不同调节功能。

国内外现有口径总体上仍属于工程分类和统计管理口径，难以直接界定储能在电力系统中的真实功能。长时储能究竟对应的是更长的设备时长，还是更长的系统调节周期，仍需结合系统功能定位进一步分析。

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基于跨日调节需求的长时储能定义

对于电力系统而言，储能本质上是弥补供需时空错配的能量时移工具。其长短时功能的界定，关键不在设备自身的物理额定时长，而在于电量搬移所对应的调节周期。电力系统运行本身具有鲜明的日周期特征：负荷侧存在稳定的昼夜变化节律，光伏出力受日照条件影响，同样呈现明显的日周期波动，且当前储能布局与光伏渗透率提升高度相关。由此形成的突出矛盾，是午间新能源出力集中与傍晚用电高峰之间的错配，表现为单日内的供需偏差。因此，现阶段储能首先承担的是日内的能量平衡任务。

本文将24小时以上界定为长时储能，关键就在于24小时对应一个完整日周期：24小时以上储能具备跨越完整日周期搬移电量的能力，开始对应跨日乃至更长周期调节需求。

据此，可将储能需求按“能量缺口能否在日内实现平衡”进行划分。若单日内的净负荷缺口能够通过当日其他时段的富余电量转移加以覆盖，则属于日内调节范畴；若当日富余电量不足以弥补缺口，必须依赖次日甚至更长时间的能量补充，才构成跨日调节需求。

按照这一逻辑，24小时以上的长时储能，不再只是把电量从白天移到夜间，而是把前一日富余电量转移到次日甚至更长时间使用，主要应对连续少风少光、极端天气、弱电网或孤岛系统保供等场景。此时，储能的调用频次明显下降，能量侧成本和容量成本回收能力成为更重要的经济约束。根据预测，到2040年，24小时以上锂电池储能功率成本约为10小时储能的3倍以上，且系统经济性对效率的敏感性相对降低。也就是说，在24小时这一节点上，储能的系统功能、调用特征和经济性都会发生明显变化，这正是有必要将长时储能进一步分类的关键原因。

从当前实际运行情况看，按上述口径界定的长时储能是真正面向跨日调节的24小时以上储能，但尚未形成规模化市场需求。虽然2025年新增装机中，4小时及以上项目的功率占比已达46%、容量占比达65.9%，看似储能时长正在上升，但同期全国新型储能平均时长仅为2.58小时，约80%的项目仍集中在2—4小时区间。即便在内蒙古、新疆等新能源高渗透地区，平均时长也仅在4小时左右，4-10小时储能足够应对日内调节需求。从技术路径看，新增装机仍以锂电为主，而更适合长周期调节的熔盐储热、压缩空气等技术占比依然较低。这说明当前储能扩容的主线，仍是围绕日内调节能力的强化。

因此，现阶段将4小时、6小时或8小时储能直接归入长时储能范畴，更多属于统计口径的习惯性外延，而非系统调节需求的实质性演变。当前“长时储能”投资的阶段性升温，主要源于4小时储能项目的加快落地与概念泛化，并不代表跨日调节需求已进入规模化释放期。

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长时储能的经济性约束

从经济性看，跨日长时储能之所以尚未进入普遍配置阶段，并不只是技术成熟度问题，而主要是由成本结构和调用特征共同决定的。

尽管随着放电时长增加，储能单位千瓦时造价呈现下降趋势，但在现货市场环境下，长时储能的资产利用率极低。以山东省电力现货市场为例，10小时以上储能的全年有效放电频次不足10次，长时储能更少，而4小时储能则可达到220次以上。在此条件下，即便单位容量成本有所下降，长时储能的固定成本仍难以通过有限的收益频次有效摊薄，导致其动态投资回收能力远不及短时储能资源。

这种成本回收难度在容量电价需求上得到了直观体现。测算显示，在现货套利场景下，若要维持8%的投资收益率，10小时锂电储能所需的容量电价约为730元/千瓦·年，显著高于抽水蓄能（500元/千瓦·年，采用丰宁抽蓄实际数据）及压缩空气（580元/千瓦·年，盐穴压缩空气）的水平，更远超煤电（约330元/千瓦·年）。若进一步将时长拓展至24小时以上的跨日尺度，锂电储能容量电价需求将超过1200元/千瓦·年，经济性压力陡增。

当调节周期延伸至多日乃至周尺度时，储能的竞争维度已不再限于各类储能技术路径之争，而是面临整个系统调节资源的竞争。在日以上长时保供场景中，煤电辅以CCUS（碳捕集与封存）技术进行日内启停机调峰展现出更优的经济竞争力。考虑碳排放成本后，煤电+CCUS的容量电价需求约为1080元/千瓦·年，优于24小时锂电储能水平；而针对360小时以上的超长时调节，锂电储能的容量电价需求将突破3000元/千瓦·年，与传统调节资源的成本差距进一步拉大。考虑盐穴资源和抽水蓄能资源的稀缺性，锂电储能还将是长时储能的主流技术路线。综上，在跨日及更长周期领域，长时储能尚面临煤电+CCUS的有力竞争。

从系统层面看，盲目追求长时配置可能造成边际效用递减。在90%绿电新能源大基地场景中，将储能时长从4小时提升至10小时，综合电价由0.5906元/千瓦时上升至0.6041元/千瓦时，继续延长时长，系统成本上升更加明显。在缺乏跨日需求支撑的情况下，这类配置更多体现为冗余投入，而非效率提升。

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长时储能的发展建议

长时储能的经济边界，本质上由两个约束共同决定：一是跨日调节需求的触发频率较低，导致资产有效利用小时数不足；二是系统替代资源体系中仍存在低成本选项，使得长时储能难以在系统优化中获得优先顺位。基于此，提出以下三点建议：

一是客观研判长时储能市场需求。现阶段不宜将4小时左右储能规模的增长简单解读为长时储能需求的全面爆发。必须清晰认识到两者在系统职能与经济属性上的本质区别，防止因统计口径泛化而导致的投资决策失误。

二是精准定位特定保供场景。长时储能应优先布局于能量平衡压力突出的特定区域，如高比例新能源构成的孤岛系统、弱联网送端基地以及极端天气频发的电力保供重点区域，而非将其作为新型电力系统的标准配置。

三是构建以日内调节为核心的体系闭环。在更大时空范围内，当前的建设重心仍应聚焦于构建高性能的短时储能体系。通过提升调用频次与系统适配性，优先在日内调节周期内实现经济闭环，为未来向长周期支撑资源的平稳过渡积蓄技术与市场经验。