2025年中国长时储能装机占全球93%，成本难与锂电竞争

600MW/2.4GWh中国淮安盐穴压缩空气储能项目成为全球最大的此类项目。

根据Wood Mackenzie的数据，2025年全球长时储能装机容量超过15GWh，比上年增长49%。该咨询公司指出，在中国省级政策和《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》等政策的推动下，中国占全球累计部署的93%。到2025年，压缩空气储能占长时间储能装置的45%，热能储能占33%，钒氧化还原液流电池占21%。随着锂离子电池继续主导短时储能市场，长时储能系统仅占全球储能装机容量的6%。

Wood Mackenzie的储能管理顾问Zheng Jiayue表示：“尽管去年装机容量显著增长，但长时储能技术正面临战略压力。”她补充说：“锂离子电池利用其成本和供应链优势，已经占领了经济上至关重要的4到8小时储能市场，而长时储能缺乏足够的需求和定价机制，无法实现商业可行性。”

报告显示，2025年全球长时储能投资同比下降30%，其中风险投资下降72%。Wood Mackenzie将这一下降归因于高利率、人工智能数据中心（AIDC）和电网基础设施项目带来的资本竞争加剧，以及锂离子电池价格下降。

Wood Mackenzie储能供应链研究经理Priya Shrivastava表示：“到2034年，钒氧化还原液流电池项目的成本预计将下降30%以上，但仍将比4小时磷酸铁锂电池项目高出约240%。”长时储能作为能源转型的关键技术，其发展仍面临着成本和市场机制等方面的挑战。

中国主导装机容量

长时储能的部署高度集中在中国，约占全球累计装机容量的93%。该国的领先地位主要得益于强有力的政策支持，包括《新型储能发展专项行动计划（2025-2027年）》以及鼓励采用替代储能技术的省级政策。

从技术角度来看，2025年的装机容量主要由三种解决方案构成：压缩空气储能占45%的份额，热储能占33%，全钒液流电池占21%。在需要更长放电时长的应用中，这些技术通常被定位为传统电化学电池的替代品。

内蒙古300MW/1200MWh的电网储能设施，整合了锂离子和钒液流电池技术。    

来自锂离子电池的竞争压力

尽管部署量有所增加，分析师表示，长时储能行业正在经历他们所谓的"战略压缩"。由于成本更低且供应链完善，锂离子电池在最具经济吸引力的市场领域——四至八小时储能——巩固了其主导地位。

目前，锂离子系统的平均运行时间通常约为两小时。相比之下，全钒液流电池和压缩空气储能等技术可以达到大约四小时，而热储能系统可能延长至八小时。然而，这些运行时长的优势并不足以抵消成本差异和收入模式的限制。

脱碳情景表明，长时储能将变得越来越重要。根据Wood Mackenzie的数据，要实现净零排放目标，全球储能平均时长需要从目前的约2.5小时增加到近20小时。然而，目前长时储能仅占全球储能装机容量的约6%。

报告指出，在英国、意大利、美国和澳大利亚等市场，长时储能项目的收入确定性相对较强，这些国家已建立了专门的监管机制或合同框架。

与此同时，西班牙、爱尔兰和德国等国家已开始引入针对特定技术的招标，旨在推广这些解决方案。

尽管如此，许多市场仍缺乏足够的容量机制或价格信号来支持投资。在许多情况下，多日能源套利的潜在收入仍不足以证明项目成本的合理性。

海博思创在中国甘肃省委托开展了一项耗资200MW/1000MWh储能项目，该项目由人工智能优化电力交易平台提供支持。

投资下降与财务压力

资金也成为该行业的主要担忧。2025年，全球对长时储能技术的投资同比下降了30%，其中不包括美国能源部为Hydrostor项目承诺的17.6亿美元。

风险投资受到的冲击更大，2025年下降了72%。在2021年至2025年间，只有三家公司——Hydrostor、Eos Energy Enterprises和Form Energy——各自筹集了超过10亿美元的资金，总计获得超过40亿美元。即便如此，这些公司仍面临巨大的财务压力。

分析师将投资环境恶化归因于几个因素，包括高利率（惩罚了投资回收期长的项目），以及来自人工智能数据中心（AIDC）和电网基础设施等快速扩张行业的资本竞争加剧。

成本差异仍然是长时储能竞争力的主要障碍之一。例如，在中国，四小时储能的锂离子电池项目成本约为107美元/kWh。热储能系统成本约为190美元/kWh，而压缩空气储能项目成本约为201美元/kWh，分别溢价78%和88%。

钒液流电池的成本在未来十年可能会大幅下降。估计表明，到2034年，成本可能下降超过30%。然而，即使在这种情景下，在四小时应用中，它们仍将比磷酸铁锂电池系统贵约240%。

2025年至2034年市场展望

展望未来，锂离子电池预计将保持其在全球储能市场的主导地位。Wood Mackenzie预测，到2034年，这些技术将保持约85%的市场份额，而全钒液流电池和压缩空气储能的份额预计仅分别达到5%和3%。

锂离子制造商也在进军更长时长的产品领域，凭借已经超过1000GWh的全球产能供应链，巩固其在四至八小时储能领域的地位。

对多日储能的需求仍然有限。在大多数电力系统中，需要超过一整天放电时长的事件每年发生不到十次，而时长为二至八小时的系统可以覆盖大约90%的储能需求。

尽管如此，几个旗舰项目仍在继续推进示范或商业部署。其中包括Highview Power在英国开发的50MW/300MWh液态空气储能项目，以及Energy Dome在意大利开发的20MW/200MWh CO₂电池项目。中国也在开发多个基于压缩空气储能和热储能技术的吉瓦时级项目。

分析师普遍认为，从试点项目向大规模商业部署的过渡，很大程度上将取决于监管改革和市场设计，使其能够认可长时储能在高比例可再生能源电力系统中的系统价值。

（素材来自：Wood Mackenzie 全球储能网、新能源网综合）