数字储能网讯：一项最新的研究表明，到2030年，某些长时储能技术成本预计将平均下降约37%。该技术报告由美国电力研究院（EPRI）为全球长时储能委员会（LDES Council会）编写，并于1月21日发布。

全球长时储能理事会首席执行官Julia Souder在英国伦敦举办的2023年欧盟储能峰会上发表讲话。

根据全球长时储能委员会成员提供的与实际项目相关的成本数据，美国电力研究院（EPRI）在其《长时储能解决方案的成本基准分析报告》中指出，随着储能技术的持续进步和生产规模的扩大，多种长时储能技术成本有望下降。

美国电力研究院（EPRI）研究人员还发现，由于持续时间更长，一些长时储能技术可能比短时储能更具规模效益，具体取决于系统设计及其应用场景。

尽管长时储能系统在提升电网可靠性与灵活性方面潜力巨大——尤其在可再生能源占比不断提高的背景下，但其高昂的初始投资成本仍是阻碍其大规模应用的主要障碍。

从总资本支出角度评估，研究发现，截至2025年，一个装机容量100MW、持续时间为10小时的日内电池储能系统，成本在220美元/kWh至572美元/kWh之间。预计到2030年，这类项目成本将降至244美元/kWh至358美元/kWh。

与此同时，虽然2025年尚未有具体数据，但预计到2030年，由Form Energy公司和Noon Energy公司等供应商提供的多日储能系统将开始进入市场。例如，一个装机容量为10MW、持续100小时的多日储能系统，其成本预计在26美元/kWh至38美元/kWh之间。

作为对比，彭博新能源财经公司（BNEF）在去年发布的《2025年储能系统成本调查报告》预测，2025年全球锂离子电池储能系统的平均成本为117美元/kWh。彭博新能源财经公司（BNEF）预测，随着成本持续下降，到2035年，持续时间为4小时的锂离子电池储能系统在中国的平均成本将降到41美元/kWh，欧洲为101美元/kWh，美国为108美元/kWh。

美国电力研究院（EPRI）从五大技术类别评估了全球长时储能委员会成员开发的长时储能技术：电池储能系统、压缩空气储能系统、泵热储能系统、多日储能系统与热储能系统（TES）。

敦促欧盟政策制定者建立长时储能政策框架

与此同时，包括全球长时储能委员会在内的行业组织共同敦促欧洲政策制定者建立适合长时储能技术推广的政策框架。

在一封致欧盟委员会五位高级官员（分别负责产业战略、公平能源转型、净零排放政策、贸易与经济事务）的信函中，全球长时储能委员会以及其他六个机构代表清洁能源技术、电气化与可持续发展的组织联合发出了这一呼吁。

在信函中，他们将长时储能系统定义为“一类能够以化学、电化学、机械或热形式储存能量，并在数小时至数日、数周乃至季节性时长内释放电能的技术”。

信中指出：“通过将波动的可再生能源转化为稳定、可灵活调度的电力供应，长时储能系统在帮助可再生能源发电设施保持供电的充足性和稳定性发挥重要的作用，从而降低对化石燃料的依赖、减少弃电、推迟电网升级投资，并支持工业电气化——以最低成本保障电力系统中的供电安全。尽管战略价值显著，长时储能系统在欧洲的部署规模仍远低于电力系统需求。这反映出在规划、市场设计、投资框架、税收及实施条件等方面存在结构性缺失。”

这封信还附有《预测欧洲长时储能部署的政策选择》立场文件。这份44页的文件详细介绍了8个支持行业组织的联合信函中提出的四项关键建议，敦促欧盟委员会在欧盟规划与市场框架中认可长时储能系统的“战略价值”。

欧洲储能行业协会认为，长时储能系统在《国家能源与气候计划》及能源系统资源充足性评估等关键文件中的缺失或不足，进一步加剧了投资障碍。

欧洲储能行业协会政策官员Carolina Cruz表示：“欧洲的电力系统变化速度快于其管理框架。长时储能系统对于应对多小时和多天的电力系统供电压力至关重要，但目前的规划与市场安排大多仍未考虑持续时间等因素。当前的优先事项是使充足性评估、电网费用及市场机制与高比例可再生能源系统的物理现实相匹配。”

这些组织呼吁欧盟委员会：  

（1）将长时储能系统纳入电力系统规划与资源充足性评估。  

（2）根据欧盟《电力市场设计改革》方向，改革辅助服务与电力系统稳定性市场、电网费用及税收框架。  

（3）使容量机制与欧洲资源充足性评估结果及《清洁能源国家援助框架》保持一致。  

（4）推出针对性投资工具，并支持签订长期电力采购协议。

一些长时储能采购框架已经在可再生能源发电份额较高的国家和地区推出，例如美国加利福尼亚州、澳大利亚和英国。

一个值得注意的细节是，虽然长时储能常被视为液流电池等非锂技术的领域，，但部分供应商与电力公司也将持续时长超过4小时的锂离子电池储能系统视为可行选项。

在加利福尼亚州和澳大利亚的部分采购中标方案也包括锂离子电池系统。未来长时储能系统组合可能涵盖锂电池储能系统与非锂储能系统等多种储能技术并存局面。

与此同时，英国监管机构英国天然气和电力市场办公室（Ofgem）已经制定“上限与下限”收入保障机制以激励长时储能系统投资。然而，储能系统开发商和运营商Zenobē公司正对该机制框架提出法律挑战，认为英国天然气和电力市场办公室（Ofgem）允许获得补贴的长时储能项目与短时储能系统在同一市场竞争，可能造成不公平竞争环境，损害短时储能技术的投资价值。

Zenobē公司向英国竞争上诉法庭指出，目前的政策框架可能扭曲市场竞争，导致长时储能系统在与其他类型的储能系统竞争获得更多优势。Zenobē公司及其他多家英国主要储能资产所有者于去年初提出诉讼。

虽然制定具体机制可能面临挑战与复杂性，但欧洲储能行业协会 的Carolina Cruz表示，采纳长时储能技术仍存在经济上的必要性，尤其是在欧洲致力推动经济复苏、再工业化、支持数据中心发展并同时提高可再生能源占比的背景下。

Cruz指出：“对工业及数据密集型的行业而言，长期获取稳定和清洁的电力正变得日益重要。长时储能系统既能提供这种稳定性，又能支持电力系统可靠性与成本效益。通过参与电力与灵活性市场（无论是通过需求侧响应、长期电力采购协议还是部署用户侧储能系统），工业用户能够降低价格波动风险、获取更清洁的电力，并积极促进电力系统稳定。

长时储能系统使工业及数据密集型用户从被动的电力购买者转变为活跃的市场参与者。通过调整用电时段、存储低成本的可再生能源电力、参与灵活性或容量市场，工业用户可在对冲价格波动的同时，支持高比例可再生能源发电的电力系统可靠运行。”