随着风电、光伏装机量历史性地超越煤电成为主体电源，电网稳定运行正面临新挑战。
2026年全国两会召开在即，近期就大规模长时储能产业发展等话题，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接受了21世纪经济报道专访。
张振涛指出，当前能为电网提供关键“转动惯量”支撑的大规模长时储能占比不足1%，结构严重失衡。他呼吁，国家应通过差异化的容量电价等政策，为这类电网真正的“稳定器”和“压舱石”提供精准扶持，以保障我国能源转型安全。
电网稳定需转动惯量支撑
《21世纪》：今年是“十五五”开局之年，我国要着力构建新型电力系统，当前电网面临的发展挑战与机遇？储能的市场关注度很高，你怎么看待长时储能产业健康发展？
张振涛：随着风电、光伏等新能源装机规模持续攀升，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%，新能源发电的间歇性、波动性特征对电网稳定运行提出更高要求，电力系统面临着调节资源结构性失衡、转动惯量不足及新能源消纳压力加大的突出挑战。
在此背景下，我国储能产业实现跨越式增长，2025年电力储能累计装机规模达213.3GW，同比增长54%，其中新型储能累计装机144.7GW，占比超2/3，较“十三五”末提升45倍。但技术结构失衡问题突出，锂电池储能在新型储能中占比高达90%左右，而具备转动惯量调节能力的压缩气体储能（占比0.6%）和飞轮储能（占比0.2%）合计不足1%，这类技术凭借快速响应、长循环寿命、高安全性等优势，是保障电网稳定的核心支撑，却因初始投资高、回收周期长，市场化收益机制缺失，制约产业化发展。
今年两会我侧重关注针对所有具备“大规模长时机械转动惯量”的储能技术。机械转动惯量，通俗地讲，就是一个旋转设备自身具有的转动惯性。转动惯量是在调峰过程中，维持电网频率稳定的关键。当电网负荷扰动，频率会偏离50Hz，需要快速恢复稳定。机械转动惯量能抵抗频率波动，输出稳定功率，帮助频率恢复。
目前，全国新能源装机已超一半，未来新能源会越来越高，对储能时长的要求也会更高。现在储能市场中，锂电池占了90%以上。锂电池是静止的电化学设备，没有物理转动惯量。它对电网的支撑是有限的，虽然响应快，但缺乏物理转动惯量。当新能源占比越高，对电网的冲击越大，就越需要这种天然的、由机械转动提供的惯量来支撑。我们呼吁给予具备机械转动惯量的大规模长时储能差异化的支持政策，以更好地维持电网稳定。
《21世纪》：我们了解到有的央企在打造液态空气储能，液态空气储能和压缩气体储能有何关联？压缩气体储能目前处于研发阶段，还是已经有落地项目？
张振涛：压缩气体储能主要包括压缩空气和压缩二氧化碳。两者的寿命和效率差不多，但压缩二氧化碳储存更灵活。压缩空气密度小，大规模储存必须依赖盐穴或人工洞穴，不是所有地方都具备这些地质条件。液态空气储能也是压缩气体储能的一种特殊形式。成本可比需要压缩空气储能少，但效率也会低一些。
压缩气体储能相关项目在逐步落地，目前来看，中国的压缩空气储能装机量已经是世界第一。例如，中国能建、中国电建等企业在做压缩空气储能项目，中国绿发在青海建造了液态空气储能项目。压缩二氧化碳储能的发展和应用示范速度稍慢。国际上主要有意大利ENERGY DOME（穹顶能源公司）专注二氧化碳储能，并与谷歌达成协议，为谷歌运营提供无碳能源。国内，从我们自身出发，中国科学院理化所团队和西安交大团队在新疆、河北等地也都建设了压缩二氧化碳储能示范项目。
《21世纪》：与锂电池相比，你提到有转动惯量的储能存在“技术结构失衡”的问题，主要原因是什么？
张振涛：“技术结构失衡”就是指有转动惯量的储能和没有转动惯量的（如锂电）在装机占比上差距过大。初始投资高、回收周期长、市场化收益缺失，是其面临的难点。所有具备机械转动惯量的储能，都依托于基础制造业和智能制造，特点是装备制造周期长、成本高，但寿命也长（约30年），投资回收期通常在10—12年左右。相比之下，大盘配资锂电池投资回收期约5年，但寿命也短得多。
我认为，要破局，需要综合不同角度进行比较。首先是寿命，锂电池实际有效寿命可能只有5—8年，而机械储能寿命是30年。应该按30年的全生命周期来比较成本。排除环境风险，压缩气体储能的度电成本约0.46元，比锂电池的0.6元更便宜。其次是储能时长，锂电池常是2小时，而长时机械储能至少是4—6小时。此外，我们还需要考虑锂电池的环境成本和安全风险，锂电池看似便宜，但把燃爆、环境成本等风险折合成成本，它并不便宜。所以，我们认为国家政策需要调控，给予电网真正需要的有转动惯量的长时储能差异化的政策支持，以维护能源安全。
实行差异化容量电价体系
《21世纪》：今年国家出台了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号)，你如何看待具备转动惯量的长时储能容量电价体系？
张振涛：最新的114号文主要是支持长时储能，是一个引导性政策。它要求各省以火电容量电价为基准，出台各自的实施细则。但目前各省细则尚在陆续出台，我们希望在此基础上能有所提升。差异化应主要体现在对“机械转动惯量”的认可。基于“技术价值决定补偿力度”原则，实行“基准补偿+价值加成”定价机制。建议将具备快速提供系统转动惯量和可靠顶峰能力的有转动惯量大规模长时储能技术，在满足可靠容量及电网侧独立储能定义的前提下，有步骤、有条件地纳入或衔接省级正在探索或即将建立的发电侧可靠容量补偿范围。
对于可作为电网侧独立新型储能电站的项目，参照114号文中“分类完善容量电价机制”的精神，在地方制定容量电价时，对这类特定技术予以差异化考量。补偿标准可与煤电容量电价挂钩，并根据其顶峰能力、满功率放电时长等关键参数进行折算确定。同时可设定具有技术激励性的基准或系数，给予额外的价值补偿。分区域动态调整标准，在新能源富集、电网调峰压力大的西北、华北地区，应由省级价格主管部门牵头，加快完善容量电价或可靠容量补偿机制，建议可上浮20%—50%，确保项目基准收益率稳定在6%—8%。
《21世纪》：哪些地区更适合开展针对转动惯量储能的试点？具备转动惯量的长时储能，“十五五”期间的发展规模预计是怎样的？
张振涛：我认为，应该鼓励有转动惯量储能项目不仅获取（条件满足时的）容量电费，同时积极参与电力现货、辅助服务市场，探索“容量电价+电能量收益+辅助服务补偿”多元收益模式，使其价值在多个市场中得以充分体现。当前我国省级电力现货市场已实现100%覆盖，7个省份转入正式运行，为储能市场化交易奠定基础。建议在山东、广东等电力现货市场已实现连续运行、机制成熟的地区，支持作为政策和技术创新的试点，率先探索转动惯量、快速频率响应等作为新型辅助服务品种的市场化交易与定价机制。“十五五”期间，预计具备转动惯量的储能单机功率应在100兆瓦以上，时长4小时起步，常见6—8小时之间。投资方面，百兆瓦级、4—6小时的压缩空气或二氧化碳储能项目，投资在8亿—20亿元左右。
《21世纪》：当前储能市场规模化招标趋势明显，但转动惯量储能核心技术仍面临技术壁垒。针对这一现状，在完善配套保障、降低项目落地成本方面，有哪些具体举措？
张振涛：为完善技术创新的配套保障机制，建议重点从两方面入手。
一方面，在成本疏导机制上，将建立容量电价费用疏导长效机制，严格遵循“受益者付费”原则，由工商业用户按用电量比例分摊成本。对于新能源外送大省，可探索将外送电量纳入分摊范围，并控制终端用户成本增幅不超过0.001元/千瓦时。
另一方面，在项目落地支持上，针对磁悬浮轴承、高模量碳纤维转子等核心技术仍存在的问题，建议多措并举。应简化项目审批流程，将其纳入重点能源项目清单实行“一站式”审批。设立专项补贴资金，对采用国产核心设备的项目给予初始投资10%的补贴。通过科研攻关项目补贴、融资税收优惠等多元化支持手段，推动关键核心技术研发与产业化，这既契合“技术自主可控”的国家战略，也能有效降低新型长时储能技术的初始投资门槛，加速其规模化良性发展。
文章为作者独立观点，不代表盛达优配观点
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