The following article is from 24 潮 Author 李典

作者 |  24 潮

来源 |  24 潮

不可否认，在全球 " 碳中和 " 共识下，全球能源大变局已经势不可挡。

从过去十年风电、光伏装机量及趋势变化看，全球风光累计装机从 2015 年 645GW，已增长至 2024 年的 3383GW，增幅达 424.50%；全球风光合计装机占比从 2015 年 10.3% 增长至 2023 年 31%。

到 2025 年全球风光装机规模还在保持持续增长趋势，总装机规模突破 4000GW 已是大概率事件。其中根据彭博新能源财经的预测，2025 年全球风电新增装机容量或将增长 17%，达到创纪录的 143GW；另据欧洲光伏产业协会 SolarPower Europe 预测：在高展望情景下，预计 2025 年光伏新增装机容量将高达 774GW；在中等展望情景下预计将新增 655GW（也是该报告认为最有可能的发展轨迹）；而在低展望情景下，预计新增装机仅为 548GW。

如今光伏、风电度电成本较煤电、气电有了明显经济性优势，这是近年来可再生能源能够大规模替代传统化石能源的主要驱动力。

但在风光等新能源强势崛起的同时，却也有一些问题一直未得到解决，尤其是消纳问题正在成为产业化进程最严峻的挑战，而产业新的共识是，储能很可能成为全球能源大变局的决胜关键。

尤其，在政策与市场强力影响与驱动下，24 潮产业研究院 ( TTIR ) 分析认为，未来储能很有可能将进入长时储能争霸新时代。

当前业内普遍认为，当新能源发电量在一个国家 / 地区能源结构中的占比超过 20%，4 小时以上长时储能成为刚需；装机占比达到 50-80% 时，储能时长需要达到 10 小时以上。

而根据国家能源局数据，2024 年内地可再生能源发电量达 3.46 万亿 kWh，约占全部发电量的 35%，其中风电太阳能发电量合计达 1.83 万亿 kWh。我国新能源发电量占比已经远超 20%，但截至 2024 年底新型储能项目平均储能时长仅为 2.3 小时，4 小时及以上新型储能装机占比仅为 15.4%，2-4 小时项目装机占比却高达 71.2%。

协鑫集团董事长朱共山此前提到，现有的储能技术尤其是长时储能技术仍然不足，严重影响新能源产业的协同发展，中国新型储能的平均储能时长仅为 2.2 小时，短时储能无法单独应对电网稳定和电力需求波动的挑战。

为了破局，目前内地已出台多项政策，促进长时储能和新型储能技术的发展与应用。比如早在 2021 年 8 月，国家发改委、能源局已发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中要求超过电网企业保障性并网以外的新增可再生能源发电项目，需配建 4 小时以上的调峰能力；2023 年 12 月，国家发改委发布《产业结构调整指导目录（2024 年本）》，在十四五 " 新型电力系统技术及装备 " 中，明确要发展长时储能技术。2024 年 3 月，新型储能首次被纳入政府工作报告中。

2 月 27 日，国家能源局印发《2025 年能源工作指导意见》。规划建设新型能源体系、指导意见能源安全保障能力、能源绿色低碳转型等将指导整体 2025 年的能源工作。其中提到，强化新型储能等技术，特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局。

9 月 12 日，国家发展改革委、国家能源局又印发了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025 — 2027 年）》（以下简称《方案》）的通知，行动方案主要涉及总体目标、应用场景、利用水平、创新融合、标准体系、市场机制等方面。行动方案指出，2027 年，全国新型储能装机规模达到 1.8 亿千瓦以上，带动项目直接投资约 2500 亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。

不过，新型储能是构建新型电力系统的 " 刚需 "，当前仍面临 " 成本高、寿命短、场景适配性差、安全隐忧 " 四大痛点。《方案》针对这些痛点，明确要求 " 以技术突破驱动规模化应用 "，重点聚焦长时储能技术，解决风光电 " 间歇性 " 难题，将长时储能≥ 8 小时技术列为攻关重点，涵盖新型液流电池、压缩空气储能、重力储能等。

据 24 潮产业研究院 ( TTIR ) 此前了解，在 2024 年，河南、西藏、内蒙古、新疆、宁夏、上海等地明确提出配置 4 小时以上长时储能，推动 4 小时以上储能技术规模化应用。

虽然 2025 年 2 月 9 日国家发改委和国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，提出不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。引发市场担心，在发电侧，强制配储政策的取消使新能源项目摆脱了政策负担，短期内储能项目装机需求或承压。

然而持续增长的风光发电项目导致的弃风弃光、电量消纳问题依然存在，因此我们认为储能的长期需求不变，储能需求可能转移到电网侧和用户侧。

" 中国的资源禀赋决定光伏每天的有效发电时间是 4 至 5 个小时，这意味需要配套长时储能。" 按照纬景储能董事长葛群的估算，2025 年，中国用电量预计超过 10 万亿度，2030 年，用电量预计超过 12 万亿度。鉴于新能源装机量仍在上升，预计需要 200GW-300GW 储能配套。

根据交银国际分析，预计 2025 年起国内长时储能市场将快速增长，到 2025/2030 年，4 小时以上储能占比分别提升至 21%/50%，2025-2030 年 4 小时以上储能新增装机规模合计超 100GW。

而根据 CNESA 预计，我国在 2030 年长时储能装机规模约 2300 万千瓦，约占同期新型储能装机总规模的 20%；2060 年超长时储能装机规模约 1.5 亿千瓦。

事实上，发展长时储能也正在成为全球共识。

美国加州案例显示，光伏午间过剩，电力需存储至晚间高峰使用时，4 小时系统可覆盖 80% 的峰谷调节需求。

现阶段美国加州是全球唯一连续 3 年（即将 4 年）大规模采用长时储能 ( ≥ 4H ) 的地区。8 月 26 日，美国加州公用事业委员会 CPUC 就曾表示，加州将征集高达 2GW 的长时储能资源，作为 2031 年至 2037 年期间部署 10.6GW 新兴清洁能源技术集中采购的一部分。他们要求其中 1GW 为多日 / 周持续时间储能 ( 36~160h ) ，另外 1GW 为日间长持续时间储能 ( 12~36h ) 。

实际上，随着欧洲新能源并网比例的增加，电力系统对灵活调节能力的需求不断上升，凸显长时储能需求，欧洲大储项目的配储时长自 2022 年以来逐步延长。根据 BloombergNEF 预测，到 2030 年，意大利的配储时长将达约 5.1 小时，相比 2024 年的 2.3 小时增长一倍以上。较长的配储时长使储能系统能够更有效地应对电力需求高峰和低谷，提升系统的盈利潜力。

从实际应用来看，全球储能市场长时趋势明显，但不同地区发展阶段亦不相同，美国平均储能时长为 3.3h，中国平均储能时长为 2.1h，欧洲及亚非拉新兴市场国家平均储能时长为 2h。

国际长时储能理事会在 2021 年《联合国气候变化框架公约》第 26 次年度峰会上宣布，当可再生能源发电量占比达到 60% 至 70%，长时储能将成为 " 成本最低的灵活性解决方案 "，并且预测到 2030 年，全球长时储能的累计装机将达到 150-400GW，到 2040 年，长时储能的累计装机进一步提升到 1.5-2.5TW。

国际长时储能委员会和麦肯锡此前的一份合作评估则显示，预期到 2030 年时长 8 小时的储能在功率上占比 30%，容量上占比 50%，24 小时以上的储能将在 2030 年以后迅速得到提升。

而回到产业可持续发展与竞争层面，不同的储能技术适用的应用场景也不同。根据储能技术在功率、时间维度分布及应用，氢储能、抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热以及液流电池，是适合长时大容量储能的五大技术。

" 寻找一项技术，最重要的是手中的 ‘尺子’，也就是标准要清晰。" 葛群认为长时储能技术需要满足八方面要求，首先是安全，这是一切的基石，其次是成本，关乎项目的经济可行性，再者是具备足够的储能时长，第四是量产能力，确保技术能够大规模落地应用，第五是环保，契合可持续发展理念，第六是选址灵活，摆脱地理条件的严苛束缚，第七是建设周期短，能快速响应能源市场需求，第八是储能的使用寿命能匹配风电、光伏电站的使用年限。

综合考虑技术成熟度和成本等因素，交银国际分析认为：

1.在日调节场景下：抽水蓄能凭借技术成熟以及成本低等优势成为当前主流的储能技术，压缩空气、液流电池等仍处于商业化初期。

2.在周调节场景下：液流电池、压缩空气储能和熔盐储热技术成熟度相对较高，将成为长时储能的主要方式。

3.在季调节场景下：氢储能是最适用的大规模、长周期储能方式，但由于转化效率较低，且技术成熟度不高，预计商业化应用尚早。

所以，交银证券判断 " 在中短期内，锂离子电池、压缩空气、液流电池三者将直接参与长时储能的竞争。"

事实也确实如此。根据 ESPLAZA 长时储能数据库统计，截至 2024 年底，内地新型长时储能累计装机达 2.3GW ，2024 年实现新增新型长时储能并网 / 投运装机规模约 1.3GW/8.1GWh。其中，压缩气体储能新增装机规模同比增长超 70 倍至 711MW，容量占比约 53%；液流电池增长超 10 倍至 368MW，容量占比约 28%；熔盐储能增长 250% 至 250MW，容量占比约 19%。

根据高工产研储能研究所 ( GGII ) 预计，2024 年中国内地液流电池储能装机量达 1.81GWh，其中全钒液流电池占比超 80%。

我们认为当前投资储能，初始投资成本是重要考量因素。

根据交银国际对锂离子电池、压缩空气、液流电池三种储能技术的初始投资成本测算：在碳酸锂价格下降后，锂离子储能系统的初始投资成本已经降至 500 元 /kWh，初始投资成本最低；其次是压缩空气储能的 1250 元 /kWh；而液流电池的初始投资成本最高，约为 2000 元 /kWh。

同时，交银国际还对三种储能技术的 LCOE（度电成本）进行了测算，锂离子电池的 LCOE 已经和压缩空气储能接近（0.26 元 /kWh VS 0.24 元 /kWh）。

若是从技术成熟度看，锂离子电池在产业配套上大幅领先其他新型储能。技术方面，314Ah 大容量锂电池储能电芯的渗透率已超 40%，各家锂电企业正在研发更大容量的储能系统，未来将向着 600Ah，甚至 700+Ah 迈进，配套储能系统能量达到 6MWh 以上。循环寿命方面，最新发布的锂离子储能产品理论上可以做到 10000 次以上循环。因此我们预计短期内锂电储能主流市场地位仍是不可撼动的。

但从中长期角度观察，随着新能源发电占比逐步提升，4 小时储能无法满足储能要求，交银国际分析认为液流电池和压缩空气储能在长时储能的优势将更为显著。

这一阶段，压缩空气储能和液流电池的竞争更为直接。从 LCOE 角度来看，当前压缩空气储能也更具优势（0.24 元 /kWh VS 0.67 元 /kWh）。随着储能时长的增加，交银国际分析预测全钒液流电池和压缩空气储能的成本均有望继续下降，未来初始投资成本和 LCOE 的变化是两者比拼的核心。

根据 GGII 数据，2024 年液流电池招投标超 3GW，其中混合储能占比超过 71.8%。全钒液流电池 + 磷酸铁锂电池 ( LFP ) 混合储能项目占比近六成，两者结合后，既发挥液流电池长时储能和高功率的特性，又借助磷酸铁锂电池提升整体能量密度，弥补了单一储能技术在不同应用场景下的缺陷。

据全国电力设备管理网 ( CPEM ) 不完全统计，截至 2024 年 9 月，内地投运并网 / 在建 / 拟建的压缩空气储能项目共有 105 个，已投运的压缩空气储能项目共 11 个，在建压缩空气储能项目共计 18 个，拟建 / 待建压缩空气储能项目共计 76 个。

当然，无论是压缩空气储能与液流电池目前都存在产业化痛点。比如系统效率低是压缩空气储能的最大缺点。2022 年以前，压缩空气储能的效率为 40-60%，远低于电池的 90% 以上。近年来压缩空气储能的系统效率提升至 75%，未来压缩空气储能要实现大规模储能应用，系统效率需要进一步提升。

时下，储能产业已进入新一轮的技术迭代期，又到了决定下一个 5 年产业新格局的历史关键节点。可以预见，未来谁能解决行业痛点，谁就拥有改变或重塑产业新格局的力量与历史机遇。

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