问题——新能源成为主体电源后，电网稳定面临“新约束” 业内人士指出，随着风电、光伏装机规模持续攀升，电力系统运行逻辑正从“源随荷动”加速转向“源荷互动、源网协同”。截至2025年底，我国风光累计装机达18.4亿千瓦，占全国发电装机总容量的47.3%。新能源发电具有间歇性、波动性和随机性等特征，叠加极端天气等不确定因素，电网在调峰、调频、备用与惯量支撑等的需求明显提升。全国政协委员、中国科学院理化技术研究所正高级工程师张振涛认为，当前电力系统突出矛盾之一在于：调节资源结构性不匹配，尤其是能够在扰动中提供关键支撑的“转动惯量”不足，给电网安全稳定运行带来压力。 原因——储能增长快但结构偏“短时化”，市场机制仍待完善 张振涛介绍，近年来我国储能产业实现跨越式发展。2025年电力储能累计装机规模达213.3吉瓦，同比增长54%。其中，新型储能累计装机144.7吉瓦，占比超过三分之二，较“十三五”末实现大幅增长。这个增长为提升系统灵活性提供了重要支撑，但同时也暴露出技术结构相对单一的问题：锂电池储能在新型储能中占比约90%，而具备机械转动惯量调节能力、并更适配长时支撑场景的压缩气体储能与飞轮储能合计占比不足1%。 他分析，形成这一格局既有产业成熟度差异的客观原因，也与收益机制、价格机制和成本回收周期有关。锂电池储能项目建设周期短、工程化成熟度高，较容易通过峰谷价差、辅助服务等方式形成短期收益；而压缩气体、飞轮等技术虽然在快速响应、寿命、安全性和惯量支撑上具有优势，但初始投资较高、回收周期较长，现阶段缺少与其系统价值相匹配的市场化补偿渠道，导致社会资本投入意愿不足、规模化进程偏慢。 影响——惯量与长时调节不足，或加大系统运行成本与风险 张振涛表示，转动惯量可理解为旋转设备对频率变化的“天然抵抗力”。当电网负荷或新能源出力发生扰动时，系统频率会偏离额定值，需要极短时间内恢复稳定。传统火电机组、部分机械储能具备物理转动惯量，能够在频率波动初期提供支撑；而以电化学为主的静止设备虽响应迅速，但物理惯量特性不足，对系统“先天稳定性”的支撑存在边界。 在新能源占比持续提高的趋势下，如果长时调节资源与惯量支撑不足，电网可能需要更多备用容量、更频繁的调度干预以及更高的系统运行成本，并可能对新能源消纳形成约束。对地方而言，若缺乏适配的长时储能配置，新能源大基地外送、源网荷储一体化等项目的整体效益也将受到影响。 对策——以差异化机制补偿系统价值，推动“稳定器”走向规模化 针对上述问题，张振涛建议，应将具备“大规模长时机械转动惯量”特征的储能技术纳入更精准的政策支持范围，通过差异化容量电价、容量补偿或可核算的辅助服务价格机制，使其获得与系统价值相匹配的稳定收益预期。他认为，长时储能不仅是“能量搬运工”，更是电网稳定运行的“压舱石”。在政策设计上，应着眼于其在调频、惯量支撑、应急备用、长时削峰填谷等多重场景的综合贡献，建立可计量、可交易、可结算的价值实现路径，避免“一把尺子量到底”导致高价值技术难以商业闭环。 同时，他建议加快示范项目与工程标准体系建设，推动关键装备国产化与规模化制造，降低全生命周期成本；强化电网侧统筹规划与并网技术规范，促进长时储能与新能源基地、特高压外送通道及负荷中心的协同布局，提升系统整体效率。 前景——压缩气体等技术加速落地，长时储能有望成为新型电力系统关键拼图 在技术路线上，张振涛介绍，压缩气体储能主要包括压缩空气和压缩二氧化碳等形式，液态空气储能可视为压缩气体储能的特殊形态。压缩空气受储存空间影响较大，通常需要盐穴或人工洞库等条件；压缩二氧化碳储存方式上更灵活，但示范推进相对较慢。近年来我国涉及的项目正逐步落地，压缩空气储能装机规模处于国际领先水平，一些企业在多地推进工程应用，青海等地也在探索液态空气储能项目。二氧化碳储能上，国内科研团队在新疆、河北等地开展示范验证，国际上亦有企业与大型用能主体合作探索应用场景。 业内观点认为，面向“十五五”及更长周期，随着新能源比重持续提升、电力现货市场与辅助服务市场加快完善，能够提供长时调节与稳定支撑的储能技术将迎来更清晰的价值兑现空间。未来储能体系或将从“以短时为主”迈向“长短结合、多元互补”，与电网调度、市场交易、需求侧响应形成联动，更好保障能源安全与绿色转型。
能源转型需要新能源的快速发展，也离不开长时储能的支撑。随着中国新能源进入规模化发展阶段，构建与之匹配的储能体系不仅是电网安全的技术需求，更是实现"双碳"目标的战略任务。在政策和市场的共同推动下，这场能源技术革命正迎来关键发展期。