问题——电力系统对“更长时间可靠供能”的需求快速上升；随着可再生能源装机加速增长，电力系统的调节能力面临更复杂的时间尺度挑战：日内波动需要快速调频与短时平衡；跨日乃至更长周期的风光出力不确定性，则要求系统具备更强的长时段供电支撑能力。，电气化推进、数据中心等新型负荷增长，以及极端天气频发带来的供电风险叠加，使得能够持续放电更久的储能资源保障供电安全、提升系统韧性上的重要性日益突出。如何为长时储能建立可用于规划与投资决策的成本口径，成为行业面临的现实问题。 原因——成本假设不匹配，可能低估长时储能价值并影响决策质量。业内常用的储能成本参数与模型框架，多沿用短时储能的经验与假设，容易把“功率成本”与“能量时长扩展成本”的结构差异简单化处理，导致长时储能资源规划、容量扩展模型与经济性评估中被误判：一上，长时储能延长放电时长时的边际成本与系统收益并非线性对应；另一方面，不同技术路线在系统设计、效率、运行策略与适用场景上差异明显，若缺少一致且透明的输入数据，规划结果的可比性与可解释性都会受影响。基于此，美国电力研究院与长时储能理事会开展成本基准研究，尝试在保护商业机密的前提下，为多技术路线提供统一口径的可用数据集。 影响——统一基准提升可比性，为高比例新能源电网“算清账、算准账”提供支撑。该研究通过调查向技术开发商会员收集商业规模项目在“电—电”“电—热”等应用中的关键性能指标、资本性支出与运行成本，以及技术成熟度等信息。为提升横向比较的有效性，研究对数据进行审核，并统一到相同设计基准与地点条件后，以汇总方式发布，避免对单一企业或单一项目作出过度解读，同时兼顾商业敏感信息保护。报告将方案划分为五类技术路径，包括日内电化学储能、日内压缩气体储能、日内抽热储能、跨日储能以及热能储存，并按合同年度2025年与2030年进行换算与汇总，形成可用于建模与长期规划的成本范围。研究指出，随着技术成熟度提升、研发推进、性能改进与制造规模扩大带来规模效应，到2030年多项长时储能方案成本预计将较2025年明显下降；不同来源的成本估算在关键参数上也更趋一致，显示产业正在走向成熟。 对策——以一致口径的成本输入改进规划与政策工具，推动示范到规模化部署的衔接。研究认为，透明、可追溯的成本输入，有助于公用事业公司、系统运营商、能源建模机构及政策制定部门在不同系统需求下更合理地模拟长时储能配置，从而在电源结构转型中实现更稳健的资源组合优化。业内观点也指出，成本表征方式会直接影响政策与投资选择：建立面向长时段应用的成本基准，并在容量扩展、资源充足性评估与韧性规划中采用更贴合技术特性的参数体系，有助于减少误配风险，提升系统整体经济性与可靠性。与此同时，报告采用的“汇总+标准化”方法为后续持续更新成本数据、完善技术分类与应用场景映射提供了可复制的路径，也可为示范项目绩效对标、规模化推广中的采购与招标提供参考框架。 前景——长时储能或成低碳电力系统关键基础设施，成本下降将加速其从补充资源转向系统性能力。综合研究结论与行业趋势看，长时储能的定位正从“应对短时波动的辅助工具”拓展为“支撑高比例可再生能源的系统性资源”。随着更多技术路线进入商业化验证、供应链能力增强、标准与市场机制逐步完善，长时储能在跨日调节、极端天气应对、提升电网韧性、优化新能源消纳等的作用有望更释放。报告同时提示，长时储能的经济性高度依赖应用场景与系统设计；未来除持续降本外，还需推动市场规则、容量补偿、辅助服务机制与并网标准协同完善，使其系统价值能够被更充分识别并转化为可兑现的收益。
长时储能的价值，最终仍要在真实电力系统的稳定运行与成本约束中检验。以更一致、更透明的成本基准推动规划与建模，不仅能减少决策偏差，也有助于把有限投资投向更能提升系统韧性与低碳转型效率的方向。面向未来，围绕标准化数据、应用场景匹配与规模化落地的联合推进，将决定长时储能能否从“可选项”加速走向“必选项”。