作者 |  蒋波

编辑 |  韩成功

华夏能源网（公众号 hxny3060）获悉，近日，云南省能源局官网 " 互动交流 " 一栏披露了一则来信回复。来信提出问题：" 是否继续推进关于磷酸铁锂储能电站的开发投资建设 "。

云南省能源局回复称，截至 2025 年 6 月底，全省投产并网新型储能 498.7 万千瓦，技术路线全部为磷酸铁锂……技术路线较为单一。为考虑集中共享新型储能多元化，短时与长时结合发展，下一步集中共享储能项目鼓励以全钒液流、压缩空气储能等长时储能为主。

目前不仅是云南，全国各地的新型储能装机都以磷酸铁锂为主。今年 2 月，"136 号文 " 叫停强制配储后，储能电站开发备受冲击，但此后独立储能的快速发展又为锂电储能创造了新机遇。

云南省能源局的一纸公告，释放出政策方向调整的强烈信号，锂电储能电站开发开始 " 踩刹车 "，全钒液流、压缩空气储能等长时储能、混合储能正迎来难得的发展期。

铁锂储能受冲击

储能装机看电化学，电化学技术看铁锂。

数据显示，2021 年底，中国已投运的储能项目中，抽水蓄能装机占 86.3%，电化学储能装机占 12.5%，抽水蓄能是储能电站的主流。但到了 2024 年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达 73.76GW/168GWh，超过抽水蓄能成为主力。而在新型储能项目中，超九成是电化学储能。

电化学储能技术路线有多种，主要包括磷酸铁锂、钛酸锂、三元锂、锂硫、钠离子、液流等。据 EVTank 数据，2024 年各种储能应用中，磷酸铁锂电池占比高达 92.5%。可以说，储能电站已经全面铁锂化。

磷酸铁锂能够倍受青睐，主要在于其符合了储能技术的发展趋势——高安全性、长循环寿命、低成本、高能量密度。

从成本上说，钛酸锂电池、钠离子电池、液流电池成本都很高，而磷酸铁锂电芯的成本已经下探到了 0.3 元 /Wh 上下，优势尽显。同时，在能量密度上，磷酸铁锂电池仅次于钛酸锂、三元锂；在循环寿命上，磷酸铁锂电池仅次于液流电池。

磷酸铁锂电芯（来源：宁德时代）

另外，从产业规模上来说，钛酸锂、钠离子、液流等技术的产能都很小，难以支撑起大规模储能电站投建的需求。

今年以来，储能行业波折不断。对行业影响最大的，是 2 月 9 日国家能源局发布的 "136 号文 "，其中明确叫停了各地的强制配储政策。

强制配储政策是国内储能市场前两年快速发展的最重要驱动力，在 2024 年新能源配储装机规模占储能总装机的 40% 左右。"136 号文 " 叫停强制配储，磷酸铁锂储能产品的市场需求受到的打击最大。

值得注意的是，虽然叫停强制配储，但包括共享储能在内的独立储能迎来了快速发展期。数据显示，2024 年，国内独立储能新增装机占比首次过半。2025 年，独立储能投建迎来进一步爆发。据 CESA 储能应用分会不完全统计，2025 年 1-5 月，国内独立 / 共享储能共有 90 个并网项目，数量同比增长 95%，容量同比增长 107%。

在强制配储被叫停后，独立储能的爆发，为铁锂储能打开了新的一扇门。然而，如今云南省的一则公告，又为铁锂储能浇了一盆冷水。如果云南省的做法被其他省份广泛学习，铁锂储能的发展空间将被大幅压缩。

混合储能成趋势

云南省能源局的回复指出，" 考虑集中共享新型储能多元化，鼓励以全钒液流、压缩空气储能等长时储能为主。" 这点明了储能未来发展的潜力方向。

近年来，随着风光等新能源装机量的高速增长，尤其是风光大基地项目的推进，对储能时长的需求也越来越高。国家能源局数据显示，2024 年，4 小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比 15.4%，较 2023 年底提高约 3 个百分点；2 小时至 4 小时项目装机占比 71.2%，不足 2 小时项目装机占比 13.4%。

单就时长来说，抽水蓄能最具优势，但由于其受限于地理条件，且建设周期长，所以很难大规模应用。

在新型储能中，磷酸铁锂技术通过做大电芯容量，或通过在系统集成上优化设计，时长也能做到 8 小时甚至以上，但随之而来的问题是成本会大幅增高。

在时长方面最具优势的，还是钒液流电池和空气压缩储能技术。

全钒液流技术由于采用了能量储存与功率输出分离的设计，使得其可以在储能容量和功率上进行独立调整，具有长时存储电量的 " 基因 "；而空气压缩储能则是将电能存储在巨大的地下洞穴或储气罐内，也非常适合做长时储能。

全钒液流电池核心部件

——电堆（来源：毅富能源）

华夏能源网注意到，随着行业对长时储能需求的增长，全钒液流电池和空气储能开始高速发展。2024 年新增并网的 GWh 级项目高达 12 个，其中除了 10 个主流的锂电项目，还有两个空气压缩储能项目；2024 年，液流电池储能装机量达 1.81GWh，而 2023 年仅为 270MWh，增长了 570%。

长时储能电站建设，不仅要考虑技术路线本身，更要综合考虑当地经济、能源供需特性、电力系统运行需求等多重因素。在实践中，越来越多的新能源项目难以用单一的储能技术来满足。因此，混合储能项目正倍受关注。

混合储能项目就是利用不同的储能技术，通过技术间的优势互补来优化储能项目的整体功能。据不完全统计，2024 年，混合储能新增装机规模已经达到 3.39GW/9.386GWh，各地涉及混合储能的示范 / 纳规 / 入库的储能方案已近 20 种，最常见为 " 磷酸铁锂 +" 形式。

其中，" 磷酸铁锂 + 全钒液流电池 " 方案不仅数量最多，而且规模也最大。" 磷酸铁锂 + 飞轮储能 + 全钒液流电池 "、" 磷酸铁锂 + 空气压缩储能 " 等也比较常见。储能多元化发展，已是大势所趋。

混合储能面临 " 四道槛 "

虽然混合储能目前备受行业关注，但是其发展仍面临着很多阻碍。华夏能源网分析认为，主要有以下 " 四道槛 "：

一是不同储能技术之间的协作难题。

今年 3 月，在某储能行业活动上，国家能源局科技司原副司长刘亚芳在演讲中表示，" 复合储能 " 的说法要优于 " 混合储能 "。对此，她解释称，" 混合 " 意味着简单的你中有我、我中有你，而 " 复合 " 则强调不同储能技术之间的匹配与协同，通过互相补充来实现功能的优化。

刘亚芳的这种说法，准确反映了混合储能所面临的困境。

虽然电化学储能、空气压缩储能、飞轮储能都属于新型储能，但各自的材料构成、工作原理各不相同，即便是同属电化学储能的锂电池储能、液流电池储能、钠离子电池储能，设备也有很大的区别。所以，要想让不同的储能技术 " 混合 "，其运行方式、控制策略将颇为复杂，管理、调度起来相当困难。如何实现不同类型的储能设备之间完美地协作，是混合储能目前面临的一大挑战。

二是，混合储能中各类储能技术性能、寿命折损差异较大。

锂离子电池的寿命大约 8-10 年，液流电池的寿命至少在 20 年以上，而空气压缩储能的寿命会更久。如何准确评估混合储能系统的运行时间和内部状态，保持整体性能的稳定一致，是影响混合储能大规模应用的一大难点。

格力打造的

国内首个钛酸锂与磷酸铁锂混合储能项目

也因此，混合储能不是简单地将各种储能设备简单地拼凑，要想实现 1+1＞2 的效果，还需要更多的技术支撑和科学验证。

三是，盈利空间受限。目前，混合储能项目基本还处于示范阶段，主要应用场景为电源侧和电网侧，起到新能源消纳、辅助服务以及削峰填谷等作用，盈利点也主要来自辅助服务中的调频。

四是，由于混合储能的市场地位尚不明确。虽然国家在政策中明确提出要给予支持，但在实际工作中却无章可循，这严重影响了混合储能的快速发展。

综上，混合储能还处在 " 萌芽期 "，距离产业爆发尚远，还需要全行业精心培育，需要政策环境的呵护。

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