在全球能源转型加速推进的背景下，能够实现跨时段、跨昼夜能量调度的长时储能正从概念走向规模化落地。
2025年，全球长时储能新增装机容量达2.0GW/9.6GWh，截至年底，全球已投运的长时储能装机容量总计5.1GW/25.6GWh。
与此同时，彭博新能源财经追踪的全球长时储能储备项目已达97GW/422GWh，约为现有装机容量的19倍，行业正经历从示范验证向商业化迈进的关键转折。
01
技术路线并行，市场增速显著
从技术路线来看，当前长时储能主要涵盖压缩空气储能、全钒液流电池、熔盐热储能以及铁空气电池等新兴技术方向。
根据伍德麦肯兹最新发布的《长时储能趋势报告》，2025年在长时储能装机总量中，压缩空气储能占比45%，热储能占比33%，全钒液流电池占比21%。
中国凭借有力的政策支持，继续主导全球市场，占累计装机量的93%。2025年全球长时储能装机量超过15GWh，同比增长49%。
在应用场景方面，长时储能主要服务于以下几个方向。
一是风光大基地配套，解决新能源发电的昼夜间歇性问题；二是电网侧调峰调频，保障高比例可再生能源接入后的系统稳定性；三是独立储能电站参与电力市场交易，通过峰谷套利获取收益。
此外，混合储能模式也在加速推广，锂电池负责短时、高频的快速响应，全钒液流电池则承担4小时及以上的长时能量搬运，两者协同配合，经测算较单一锂电池方案容量利用率可提升15%，全生命周期度电成本降低20%以上。
随着全球新能源占比持续提升，储能平均时长需从当前的2.5小时大幅延长至约20小时，以应对更高比例可再生能源接入后的电网可靠性挑战。
02
从老牌到创新，多路竞相角逐
长时储能赛道的企业格局呈现出两条主线，一条是压缩空气储能和全钒液流电池的规模化推进，另一条是新兴技术的持续突破。
在压缩空气储能领域，中国电力建设集团已成为行业重要力量，其山东肥城2×300MW/1800MWh沉渣空隙盐穴压缩空气储能电站示范项目入选国家发改委绿色低碳先进技术示范项目清单。
东方电气集团旗下东方汽轮机在压缩气体储能和全钒液流电池两大方向全面布局，构建起“技术研发—设备制造—系统集成—综合解决方案”的全链条服务能力，成为行业内唯一一家拥有双投运业绩的压缩气体储能研制单位。
京能电力、信阳300MW压缩空气储能项目等也纷纷加速推进，2025年1—5月全国已有14个压缩空气储能项目启动招标，规模同比增长33%。
在全钒液流电池领域，大连融科储能是该赛道龙头企业之一。
2025年，大连融科以1958万元拿下2.5MW/10MWh全钒液流储能系统订单，折合单价约1.958元/Wh，首次突破2元/Wh的关键门槛。
其1.5GWh电解液生产线已投产，将钒电解液价格稳定在15万元/吨左右。开封时代推出70kW高功率密度电堆，能量密度提升至40Wh/L，单位成本下降20%。
电解液租赁模式的推广也让全钒液流电池的初始投资成本降低了30%—40%。2025年全年，全钒液流电池储能系统价格主要集中在1.946—2.76元/Wh，平均价格2.28元/Wh。
在锂电长时储能方向，海辰储能于2025年12月推出全球首个原生8小时长时储能解决方案∞Power⁸ 6.9MW/55.2MWh，并同步发布1300Ah 8小时专用电芯，从电芯到系统均采用原生设计，适配独立储能电站、风光大基地配储等场景。
该方案部署效率较上一代提升18%，占地面积减少23%，支持25年以上超长服役，度电成本优势显著。海辰储能也是锂电长时储能赛道的早期布局者，已构建起从587Ah、1175Ah到1300Ah的大容量储能电芯矩阵，在欧美等地与多家国际伙伴达成战略合作。
03
政策驱动刚需，经济拐点渐近
企业纷纷抢滩长时储能，背后是多层因素共同驱动。
政策端持续加码。在澳大利亚，新南威尔士州将长时储能目标从最低28GWh提升至42GWh，并明确要求储能系统持续放电至少8小时。
新南威尔士州已启动第六轮长时储能招标，计划引入约1GW/8GWh项目，2030年前该州预计需要2GW/16GWh长时储能容量。
维多利亚州也将8小时以上储能纳入州级储能目标体系。英国、意大利、美国和澳大利亚等市场的长时储能项目收入确定性最强，西班牙、爱尔兰和德国等市场也开始出现针对特定技术的招标。
需求端新能源渗透加速。随着风电、光伏在电力系统中的占比持续提升，光伏白天发电过剩、夜间无出力导致的“鸭子曲线”问题日益突出，仅靠2—4小时的短时储能难以实现跨时段能量调度。
以德国、澳大利亚、丹麦为代表的多个国家计划到2030年将可变可再生能源占比提升至50%以上，这要求大规模部署长时储能系统，以保障电网全天候的可靠性。
经济性拐点渐行渐近。尽管目前长时储能的成本仍显著高于锂电，在中国4小时锂离子电池项目成本约107USD/kWh，而成本最低的长时储能方案（热储能和压缩空气储能）分别为190USD/kWh和201USD/kWh，成本溢价分别为78%和88%，但降本趋势明确。
伍德麦肯兹预计到2034年，全钒液流电池项目成本将下降超30%。协鑫集团董事长朱共山曾直言“新型电力系统呼唤长时储能”，点明了产业刚需与现实差距之间的巨大潜力。
04
澳洲先行落地，经济性逐步验证
从市场应用端的反馈来看，长时储能项目的经济性正逐步得到验证，澳大利亚成为全球长时储能发展的先行市场。
就在近日，海辰储能向澳洲市场首次发布∞Power 6.9MWh 8小时长时储能系统，进一步展现公司对全球长时储能发展趋势的前瞻判断，以及深耕澳洲市场、服务本地能源转型的长期战略布局。
来自Modo Energy公司澳大利亚区负责人也表示，随着新能源占比持续提升，8小时长时储能正逐渐成为未来电力系统的重要基础设施，澳大利亚也正在成为全球长时储能发展的重要实践市场。
再观国内市场，长时储能项目的经济性同样正在改善。
云南首个全钒液流储能项目投资12.37亿元，建设100MW/400MWh系统，预计年充电量约2.4亿千瓦时、放电量1.68亿千瓦时，年产值可达1.08亿元。
蒙西地区的新能源配储项目通过锂电与钒电池混合配置，峰谷价差套利、容量补偿、辅助服务等多场景收益叠加，推动项目内部收益率从8%—10%提升至15%。
在市场机制方面，2025年新能源全面入市带来电价波动加剧，叠加各市场加快建立容量补偿机制，为长时储能项目提供了更丰富的收益渠道。
尽管全球长时储能融资在2025年同比下降30%，风险投资跌幅达72%，但在澳大利亚、英国、美国等具备明确收益保障机制的市场，长时储能项目的投资吸引力仍在增强。
根据预测，到2030年全球长时储能年新增装机将突破10GW，随着技术成熟和供应链规模化，增速有望进一步加快。
可以预见，随着政策驱动与成本下降双轮发力，长时储能赛道将迎来更加激烈的技术竞速与市场竞争，而率先实现经济性突破的企业，有望在这一万亿级蓝海中占据有利位置。
免责声明：本平台仅供信息发布交流之途，请谨慎判断信息真伪。如遇虚假诈骗信息，请立即举报
举报