在全球能源轉型加速推進的背景下，能夠實現跨時段、跨晝夜能量調度的長時儲能正從概念走向規模化落地。

2025年，全球長時儲能新增裝機容量達2.0GW/9.6GWh，截至年底，全球已投運的長時儲能裝機容量總計5.1GW/25.6GWh。

與此同時，彭博新能源財經追蹤的全球長時儲能儲備項目已達97GW/422GWh，約為現有裝機容量的19倍，行業正經歷從示范驗證向商業化邁進的關鍵轉折。

01

技術路線并行，市場增速顯著

從技術路線來看，當前長時儲能主要涵蓋壓縮空氣儲能、全釩液流電池、熔鹽熱儲能以及鐵空氣電池等新興技術方向。

根據伍德麥肯茲最新發布的《長時儲能趨勢報告》，2025年在長時儲能裝機總量中，壓縮空氣儲能占比45%，熱儲能占比33%，全釩液流電池占比21%。

中國憑借有力的政策支持，繼續主導全球市場，占累計裝機量的93%。2025年全球長時儲能裝機量超過15GWh，同比增長49%。

在應用場景方面，長時儲能主要服務于以下幾個方向。

一是風光大基地配套，解決新能源發電的晝夜間歇性問題；二是電網側調峰調頻，保障高比例可再生能源接入后的系統穩定性；三是獨立儲能電站參與電力市場交易，通過峰谷套利獲取收益。

此外，混合儲能模式也在加速推廣，鋰電池負責短時、高頻的快速響應，全釩液流電池則承擔4小時及以上的長時能量搬運，兩者協同配合，經測算較單一鋰電池方案容量利用率可提升15%，全生命周期度電成本降低20%以上。

隨著全球新能源占比持續提升，儲能平均時長需從當前的2.5小時大幅延長至約20小時，以應對更高比例可再生能源接入后的電網可靠性挑戰。

02

從老牌到創新，多路競相角逐

長時儲能賽道的企業格局呈現出兩條主線，一條是壓縮空氣儲能和全釩液流電池的規模化推進，另一條是新興技術的持續突破。

在壓縮空氣儲能領域，中國電力建設集團已成為行業重要力量，其山東肥城2×300MW/1800MWh沉渣空隙鹽穴壓縮空氣儲能電站示范項目入選國家發改委綠色低碳先進技術示范項目清單。

東方電氣集團旗下東方汽輪機在壓縮氣體儲能和全釩液流電池兩大方向全面布局，構建起“技術研發—設備制造—系統集成—綜合解決方案”的全鏈條服務能力，成為行業內唯一一家擁有雙投運業績的壓縮氣體儲能研制單位。

京能電力、信陽300MW壓縮空氣儲能項目等也紛紛加速推進，2025年1—5月全國已有14個壓縮空氣儲能項目啟動招標，規模同比增長33%。

在全釩液流電池領域，大連融科儲能是該賽道龍頭企業之一。

2025年，大連融科以1958萬元拿下2.5MW/10MWh全釩液流儲能系統訂單，折合單價約1.958元/Wh，首次突破2元/Wh的關鍵門檻。

其1.5GWh電解液生產線已投產，將釩電解液價格穩定在15萬元/噸左右。開封時代推出70kW高功率密度電堆，能量密度提升至40Wh/L，單位成本下降20%。

電解液租賃模式的推廣也讓全釩液流電池的初始投資成本降低了30%—40%。2025年全年，全釩液流電池儲能系統價格主要集中在1.946—2.76元/Wh，平均價格2.28元/Wh。

在鋰電長時儲能方向，海辰儲能于2025年12月推出全球首個原生8小時長時儲能解決方案∞Power? 6.9MW/55.2MWh，并同步發布1300Ah 8小時專用電芯，從電芯到系統均采用原生設計，適配獨立儲能電站、風光大基地配儲等場景。

該方案部署效率較上一代提升18%，占地面積減少23%，支持25年以上超長服役，度電成本優勢顯著。海辰儲能也是鋰電長時儲能賽道的早期布局者，已構建起從587Ah、1175Ah到1300Ah的大容量儲能電芯矩陣，在歐美等地與多家國際伙伴達成戰略合作。

03

政策驅動剛需，經濟拐點漸近

企業紛紛搶灘長時儲能，背后是多層因素共同驅動。

政策端持續加碼。在澳大利亞，新南威爾士州將長時儲能目標從最低28GWh提升至42GWh，并明確要求儲能系統持續放電至少8小時。

新南威爾士州已啟動第六輪長時儲能招標，計劃引入約1GW/8GWh項目，2030年前該州預計需要2GW/16GWh長時儲能容量。

維多利亞州也將8小時以上儲能納入州級儲能目標體系。英國、意大利、美國和澳大利亞等市場的長時儲能項目收入確定性最強，西班牙、愛爾蘭和德國等市場也開始出現針對特定技術的招標。

需求端新能源滲透加速。隨著風電、光伏在電力系統中的占比持續提升，光伏白天發電過剩、夜間無出力導致的“鴨子曲線”問題日益突出，僅靠2—4小時的短時儲能難以實現跨時段能量調度。

以德國、澳大利亞、丹麥為代表的多個國家計劃到2030年將可變可再生能源占比提升至50%以上，這要求大規模部署長時儲能系統，以保障電網全天候的可靠性。

經濟性拐點漸行漸近。盡管目前長時儲能的成本仍顯著高于鋰電，在中國4小時鋰離子電池項目成本約107USD/kWh，而成本最低的長時儲能方案（熱儲能和壓縮空氣儲能）分別為190USD/kWh和201USD/kWh，成本溢價分別為78%和88%，但降本趨勢明確。

伍德麥肯茲預計到2034年，全釩液流電池項目成本將下降超30%。協鑫集團董事長朱共山曾直言“新型電力系統呼喚長時儲能”，點明了產業剛需與現實差距之間的巨大潛力。

04

澳洲先行落地，經濟性逐步驗證

從市場應用端的反饋來看，長時儲能項目的經濟性正逐步得到驗證，澳大利亞成為全球長時儲能發展的先行市場。

就在近日，海辰儲能向澳洲市場首次發布∞Power 6.9MWh 8小時長時儲能系統，進一步展現公司對全球長時儲能發展趨勢的前瞻判斷，以及深耕澳洲市場、服務本地能源轉型的長期戰略布局。

來自Modo Energy公司澳大利亞區負責人也表示，隨著新能源占比持續提升，8小時長時儲能正逐漸成為未來電力系統的重要基礎設施，澳大利亞也正在成為全球長時儲能發展的重要實踐市場。

再觀國內市場，長時儲能項目的經濟性同樣正在改善。

云南首個全釩液流儲能項目投資12.37億元，建設100MW/400MWh系統，預計年充電量約2.4億千瓦時、放電量1.68億千瓦時，年產值可達1.08億元。

蒙西地區的新能源配儲項目通過鋰電與釩電池混合配置，峰谷價差套利、容量補償、輔助服務等多場景收益疊加，推動項目內部收益率從8%—10%提升至15%。

在市場機制方面，2025年新能源全面入市帶來電價波動加劇，疊加各市場加快建立容量補償機制，為長時儲能項目提供了更豐富的收益渠道。

盡管全球長時儲能融資在2025年同比下降30%，風險投資跌幅達72%，但在澳大利亞、英國、美國等具備明確收益保障機制的市場，長時儲能項目的投資吸引力仍在增強。

根據預測，到2030年全球長時儲能年新增裝機將突破10GW，隨著技術成熟和供應鏈規模化，增速有望進一步加快。

可以預見，隨著政策驅動與成本下降雙輪發力，長時儲能賽道將迎來更加激烈的技術競速與市場競爭，而率先實現經濟性突破的企業，有望在這一萬億級藍海中占據有利位置。