长时储能技术路线（液流／压缩空气／熔盐）对比与投资判断研究

出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告编号：OGF-S-004 报告级别：S级旗舰报告 所属赛道：OG-F 新能源与能源转型 · 储能集群 报告日期：2026年6月 保密级别：对外交付（客户报告 · 咨询交付物） 版本号：V1.0

!图表0-1｜报告核心逻辑导览图 *图表0-1｜报告核心逻辑导览图*

执行摘要

长时储能（Long Duration Energy Storage, LDES）正从概念走向工程化落地，成为高比例可再生能源电力系统不可或缺的"压舱石"。当风电、光伏在电力系统中的渗透率突破60%–70%时，以小时为尺度的短时调节已无法平抑跨日、跨周乃至跨季的电力供需失衡，长时储能由此从"可选项"转变为"最低成本灵活性方案"。本报告聚焦三条已具备工程化条件的主流技术路线——全钒液流电池（VRFB）、压缩空气储能（CAES）、熔盐储热（TES）——并辅以铁基液流、液态空气储能、重力储能、绿氢等新兴路线作为对比补充，旨在为管理层、投资方与技术决策者提供一套可操作的技术选型与投资判断框架。

第一，三大主流路线已全部跨入工程化阶段，但功能分工日益清晰，并非相互替代关系。 全钒液流电池凭借本征安全、超长循环寿命（15,000–20,000次）与功率—容量解耦特性，主导4–10小时电化学长时储能场景，尤其适配电网侧与工商业侧；压缩空气储能在中国已实现300兆瓦级单机并网，非补燃绝热技术使系统效率突破70%，适配8小时以上的大容量日调节与周调节；熔盐储热依托光热（CSP）耦合，可实现11–14小时连续储热，循环效率高达93%以上，在西北"沙戈荒"大基地具备最长储能时长与最低度电热成本优势。三者之上，锂离子电池在4小时以内的短时调峰场景仍保持不可撼动的成本优势。

第二，经济性临界点是技术选型的核心判据。 据彭博新能源财经（BloombergNEF）2024年发布的首份长时储能成本调查，在8小时储能时长口径下，熔盐储热的全装资本开支约为232美元/千瓦时，压缩空气约293美元/千瓦时，液流电池约444美元/千瓦时，均高于锂电（4小时系统约304美元/千瓦时）。然而中国凭借规模效应与本土完整供应链，使本国压缩空气项目成本较海外低约68%、液流低约66%、熔盐低约54%，使中国成为当前全球唯一具备规模化长时储能经济性的市场。

第三，市场规模与结构性矛盾并存。 2024年中国新型储能新增投运43.7吉瓦/109.8吉瓦时，累计达78.3吉瓦/184.2吉瓦时，新增装机占据全球市场约六成份额；但4小时以上长时项目装机占比仅约12.5%，平均储能时长提升缓慢，"缺长时"的结构性问题突出，为长时储能技术留出了广阔的市场空间。

第四，投融资进入理性调整期。 2024年全球储能风险投资同比下降约60%至37亿美元，中国一级市场储能投融资金额同比下降约70%，行业从"卷价格"转向"卷价值"，洗牌加剧。这一调整对具备真实工程业绩与成本竞争力的长时储能企业反而是优胜劣汰的机遇窗口。

第五，投资判断的总体取向。 短期（4–8小时日调峰）优选全钒液流与压缩空气；中长期（8–100小时）压缩空气、熔盐储热、液态空气更具潜力；季节性（100小时以上）押注绿氢与铁空气电池。产业链上最确定的价值，集中在中国压缩空气核心装备国产化、钒电解液租赁与回收、以及熔盐光热大基地配套三大环节。

本报告的完整论证、数据支撑、技术拆解与最终选型矩阵将在后续各章逐层展开，核心结论与分场景投资建议集中呈现于第十二、十三章。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

全球能源系统正经历以可再生能源大规模并网为标志的深刻转型。风电、光伏发电的边际成本已在全球多数地区低于化石能源，但其出力的间歇性、波动性与反调峰特性，使电力系统的灵活性需求急剧上升。在风光渗透率较低的阶段，电网自身的调节能力与少量短时储能即可平抑波动；然而当可再生能源占比攀升至30%、50%乃至70%以上时，单纯依靠4小时以内的锂离子电池储能已难以应对连续多日的"无风无光"极端气象事件，也无法消纳光伏在午间集中出力造成的巨量盈余电量。

正是在这一背景下，"长时储能"概念在2020年前后开始进入产业与政策视野。长时储能的本质，是以更长的储能时长、更低的单位容量成本，将可再生能源在丰沛时段的电量"搬运"到匮乏时段，从而在跨小时、跨日、跨周乃至跨季的时间尺度上重塑电力供需平衡。与短时储能追求高功率、快响应不同，长时储能追求的是低度电成本与大容量,二者在电力系统中扮演互补而非竞争的角色。

然而，长时储能并非单一技术，而是涵盖电化学、机械、热能、化学等多种原理的庞大技术族群。其中，全钒液流电池、压缩空气储能、熔盐储热三条路线，因其技术成熟度相对领先、已具备工程化与规模化条件，成为当前产业关注与资本布局的焦点。三者原理迥异、特性各殊、适用场景不同，对于电力企业、投资机构与技术决策者而言，如何在三条路线乃至更广阔的新兴路线之间做出选型与投资判断，成为一个亟待厘清的现实命题。

从技术原理的维度对长时储能进行分类，有助于建立对这一技术族群的系统认知。第一类是电化学储能，通过化学反应实现电能的储存与释放，代表技术包括全钒液流电池、铁铬液流、铁液流、铁空气电池、锌溴液流等。这一类技术的共同特征是模块化、选址灵活、响应快，但受材料与化学反应特性的约束，在成本与寿命上各有差异。第二类是机械储能，通过将电能转化为机械能（势能或压力能）储存，代表技术包括压缩空气储能、液态空气储能、重力储能，以及最成熟的抽水蓄能。这一类技术的共同特征是适合大规模、长寿命应用，但往往受地理或地质条件约束。第三类是热储能，通过将电能或太阳能转化为热能储存，代表技术为熔盐储热。这一类技术的共同特征是大容量、长时长、低度电热成本，特别适合与光热发电耦合或工业供热场景。第四类是化学储能（以氢为载体），通过将电能转化为氢等化学能源储存，代表技术为绿氢储能，是少数能够经济地承担季节性储能的路线。

这四类技术构成了一个覆盖从小时级到季节性、从兆瓦级到吉瓦级的完整长时储能技术谱系。本报告聚焦的三大主流路线——全钒液流电池、压缩空气储能、熔盐储热——恰好分属电化学、机械、热三大类，是各自类别中技术成熟度最高、工程化进展最快的代表，因而具备最高的研究价值与投资关注度。同时，本报告对铁空气、液态空气、重力、绿氢等新兴路线的对比分析，则确保了对长时储能技术全景的完整把握，避免因聚焦主流而忽视潜在的颠覆性变革。

1.2 核心调研问题

本报告围绕以下核心问题展开系统性研究：

第一，长时储能的市场需求究竟有多大、增速如何，全球与中国分别处于怎样的发展阶段？长时储能的国际定义与口径如何界定，其在能源转型中的战略定位是什么？

第二，全钒液流、压缩空气、熔盐储热三条主流路线的技术原理、关键性能参数、工程化进展、成本结构与瓶颈分别是什么？三者在技术成熟度上各处于何种水平？

第三，铁基液流、液态空气、重力储能、绿氢等新兴长时储能路线的技术潜力与产业化前景如何，是否会改变现有竞争格局？

第四，从初始投资成本、度电成本（LCOS）、全生命周期经济性等维度横向对标，各技术路线在不同储能时长场景下的经济性临界点在哪里？

第五，全球与中国的竞争格局、政策环境、投融资动态呈现怎样的特征，哪些企业与项目构成行业标杆？

第六，面向不同应用场景与投资主体，应如何构建技术选型与投资判断的决策框架？产业链上最具确定性的投资机会分布在哪些环节？

1.3 调研范围界定

技术范围：以全钒液流电池、压缩空气储能、熔盐储热三条主流路线为核心，兼顾铁铬液流、铁液流、铁空气、锌溴液流、有机液流等电化学新兴路线，以及液态空气储能、重力储能、压缩二氧化碳储能、绿氢储能等机械与化学路线。抽水蓄能作为最成熟的长时储能技术，在本报告中作为经济性与技术成熟度的对标基准，但不作为主分析对象。

地域范围：采用全球视野，重点对标中国、美国、欧洲（英国、西班牙等）、日本、澳大利亚等长时储能技术与项目活跃的国家和地区，并突出中国市场的特殊性与成本竞争力。

时间范围：采用全时间轴视角，回溯各技术路线的发展历程与关键里程碑，剖析当前（2024–2026年）的产业现状，并对2030年、2035年乃至2040年的发展趋势进行前瞻性研判。

研究颗粒度：宏观、中观、微观三个层次结合。宏观层面分析市场规模、政策环境与总体格局；中观层面剖析各技术路线的产业链结构与竞争格局；微观层面深入解析代表性企业、标杆项目与具体技术参数。

1.4 调研方法说明

本报告综合运用多源信息工具与系统性研究方法，信息来源涵盖五个层级：第一层级为国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）、彭博新能源财经（BloombergNEF）、美国国家可再生能源实验室（NREL）、伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）、长时储能理事会（LDES Council）等权威机构的研究报告；第二层级为中国国家能源局、国家发展改革委、中关村储能产业技术联盟（CNESA）等官方与行业组织发布的政策文件与统计数据；第三层级为《自然·能源》《焦耳》《应用能源》等权威学术期刊论文；第四层级为各代表性企业的官方公告与投资者文件；第五层级为专业行业媒体报道。

报告对所有关键数据均进行交叉验证，并在附录中按"已核实／待核实／估算"三级标注数据可靠性。对于来自单一二次来源的市场规模数据，统一标注为"估算口径"；对于前瞻性预测与厂商目标值，明确区分于已实现的实际数据。

02 · 长时储能总体格局与定义界定

2.1 长时储能的定义与口径

长时储能（LDES）至今缺乏一个全球统一的标准定义，不同机构基于不同的研究目的采用了不同的时长门槛，这一口径差异是理解整个行业数据的前提。

当前主流存在三套界定口径。其一为广义口径，将储能时长达到或超过4小时的储能系统界定为长时储能，这一口径在产业实践与中国政策语境中较为常见，因为4小时正是锂离子电池储能开始面临成本与循环寿命压力的临界点。其二为中等口径，以储能时长达到或超过8小时作为门槛，长时储能理事会在部分场景分析中采用这一标准。其三为严格口径，美国先进能源研究计划署（ARPA-E）与长时储能理事会在技术攻关与净零路径研究中，将长时储能定义为储能时长达到或超过10小时，部分超长时与季节性储能的讨论甚至延伸至100小时以上。

这三套口径对应着截然不同的技术适用范围与应用场景。4小时口径下，磷酸铁锂电池与全钒液流电池均可纳入；8–10小时口径下，压缩空气储能、熔盐储热的优势开始凸显；而100小时以上的季节性储能，则基本只有绿氢、铁空气电池等极少数技术能够经济地承担。美国国家可再生能源实验室建议，在任何具体分析中都应明确标注所讨论的实际储能时长，以避免口径混淆导致的误判。本报告在涉及成本与性能对比时，将统一标注对应的储能时长口径。

口径差异不仅是学术概念问题，更直接影响投资与政策决策。例如，在中国政策语境中，"长时储能"常指4小时以上，因此4小时配储政策已被视为对长时储能的支持；而在美国DOE的攻关计划中，"长时储能"指10小时以上，其成本目标与技术路线选择都围绕这一更长时长展开。投资者在解读不同来源的长时储能市场数据、政策导向与技术评价时，必须首先厘清其所采用的时长口径，否则极易产生误判——一项在4小时口径下经济性良好的技术，在10小时口径下可能完全不具竞争力，反之亦然。这种口径敏感性，是长时储能领域信息解读的一个基础性陷阱，本报告对此保持高度警惕，并在所有关键数据处明确标注口径，以确保分析的准确性与可比性。

!图表2-1｜长时储能时长谱系与技术适配带状图 *图表2-1｜长时储能时长谱系与技术适配带状图*

2.2 长时储能在能源转型中的战略地位

长时储能的战略价值，根植于高比例可再生能源电力系统的内在矛盾。风电与光伏的出力具有显著的时间不均衡性：光伏在午间集中出力、夜间归零；风电出力则随天气系统呈现数小时至数日的剧烈波动，并存在连续多日的"无风期"。当这两类电源在电力系统中占据主导地位时，电力供需的失衡尺度从分钟、小时扩展到日、周乃至季节，单纯依靠电网调度与短时储能已无法维持系统平衡。

长时储能理事会与麦肯锡公司在2021年发布的首份联合报告《净零电力：面向可再生电网的长时储能》中，对长时储能的战略地位作出了系统性论证。该报告测算，要在2040年实现全球电网净零排放，全球需部署1.5至2.5太瓦、85至140太瓦时的长时储能（储电时长超过8小时），这一规模相当于届时全球年用电量的约10%，累计投资需求达1.5万亿至3万亿美元，可每年减少温室气体排放15至23亿吨二氧化碳当量。报告进一步指出一个关键的"催化阈值"：当可再生能源在某一电力系统中的占比达到60%至70%时，长时储能将作为系统中"最低成本的灵活性方案"被大规模催化部署。同时，报告也清醒地指出，长时储能的成本必须在2025至2040年间下降约60%，才能真正具备大规模经济可行性。

到2024年11月，长时储能理事会在第二十九届联合国气候变化大会（COP29）期间发布的首份年度报告中，进一步更新并细化了这一展望。新报告将部署目标更新为2030年达到1.5太瓦、2040年达到8太瓦，并明确指出至2040年建成最高8太瓦的长时储能解决方案，代表着约4万亿美元的投资机会，每年最多可带来5400亿美元的系统成本节约。报告同时发出警示：以2023年全球约115吉瓦的已装机量与当时约0.22太瓦的部署管线计算，长时储能的部署速度需要"加速约50倍"，才能匹配净零目标的需求。

这一战略定位决定了长时储能并非锂电储能的简单延伸或竞争对手，而是在更长时间尺度上承担电力系统平衡功能的差异化基础设施。理解这一点，是把握后续所有技术选型与投资判断的逻辑起点。

进一步看，长时储能与短时储能在电力系统中扮演着分工明确的互补角色，二者共同构成多时间尺度的灵活性资源体系。短时储能（以锂离子电池为代表，储能时长通常在4小时以内）追求高功率、快响应、高循环效率，主要承担分钟级到小时级的调频、平滑出力波动、应对负荷尖峰等功能，其价值在于"快"与"准"。而长时储能则追求低度电成本、大容量、长时长，主要承担跨小时、跨日、跨周乃至跨季的电量"搬运"与系统备用功能，其价值在于"久"与"廉"。

这一分工的物理基础在于成本结构的差异：短时储能的成本主要由功率单元（电芯）决定，适合高功率、短时长应用；长时储能的成本则可通过功率与容量解耦，使容量单元的边际成本随时长延长而下降，适合大容量、长时长应用。正因如此，在一个高比例可再生能源的电力系统中，最优的储能配置往往不是单一技术，而是短时储能与长时储能的组合——用锂电应对快速波动与日内尖峰，用长时储能应对跨日、跨周的电量盈缺，二者协同实现系统的全时间尺度平衡。这一互补逻辑，是理解长时储能市场空间的关键，也驳斥了"锂电降本将挤压长时储能空间"的误判——锂电再便宜，也无法经济地承担100小时的储能任务，长时储能的市场是锂电无法触及的结构性增量。

!图表2-2｜全球长时储能装机需求与缺口预测图 *图表2-2｜全球长时储能装机需求与缺口预测图*

2.3 全球市场规模与增长预测

全球储能市场正处于高速扩张通道。彭博新能源财经预计，全球储能市场（不含抽水蓄能）在未来十年将以约23%的年复合增长率扩张，到2035年累计装机规模将达到2太瓦／7.3太瓦时，约为2024年水平的12倍。这一增长主要由可再生能源并网需求、储能成本持续下降与各国支持政策共同驱动。

然而，在这一总体高增长的图景下，长时储能新技术的渗透节奏却相对审慎。彭博新能源财经判断，锂离子电池在2030年代之前仍将主导整个储能市场，长时储能新技术受限于较高的初始价格、尚不成熟的供应链以及有限的工程业绩记录，多数仍停留在试点与示范阶段。这一判断揭示了一个核心张力：长时储能在战略上不可或缺，但在商业化进程上仍需跨越成本与可靠性的"死亡之谷"。

值得特别警示的是，第三方市场研究机构对长时储能市场规模的估算差异极大。不同机构对2030年前后长时储能市场规模的预测，从约百亿美元到上百亿美元不等，且各家所采用的技术范围与时长门槛口径并不一致。这种口径混乱使得任何单一的市场规模数字都不应被作为投资决策的唯一依据，本报告将此类数据统一标注为"估算口径"，仅供参考。

尽管具体的市场规模数字存在不确定性，但长时储能市场增长的底层驱动力是清晰而确定的，可归纳为四重驱动。第一重是可再生能源渗透率的持续提升——随着风电、光伏在全球电力系统中的占比不断攀升，对跨小时、跨日灵活性资源的需求呈指数级增长，这是长时储能最根本的需求来源。第二重是储能成本的持续下降——各长时储能技术随着规模扩大与技术进步，成本持续下降，逐步逼近经济可行的临界点，不断打开新的应用市场。第三重是政策支持的强化——各国为实现碳中和目标，纷纷出台支持长时储能的政策（如美国DOE攻关计划、英国上下限机制、中国规模化建设方案），为产业发展注入确定性。第四重是电力系统可靠性需求的提升——随着极端天气频发与电力系统对可再生能源依赖度提高，保障连续多日供电可靠性的需求上升，催生了对超长时储能的刚性需求。

这四重驱动力的叠加，决定了长时储能市场的长期增长是确定的趋势，区别仅在于增长的节奏与具体技术路线的份额分布。对投资者而言，把握这一确定的长期趋势，比纠结于具体的市场规模预测数字更为重要——长时储能的投资逻辑，建立在能源转型不可逆的大趋势之上，而非建立在某个具体的市场规模数字之上。

2.4 中国市场：全球长时储能的核心战场

中国已成为全球新型储能发展最快、规模最大的市场。根据中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2025》，2024年中国新型储能新增投运规模达43.7吉瓦／109.8吉瓦时，功率与能量规模同比分别增长约103%与136%；累计装机规模达78.3吉瓦／184.2吉瓦时，首次在规模上超过抽水蓄能，成为中国电力系统中举足轻重的灵活性资源。国家能源局口径下，2024年底中国新型储能累计装机为7376万千瓦／1.68亿千瓦时（两套口径因统计范围不同而略有差异）。

从全球占比看，中国2024年新增新型储能装机占据全球市场约六成份额，累计装机约占全球的47%，是全球新型储能产业当之无愧的引擎。新疆、内蒙古两个可再生能源大省（区）分别位列能量与功率新增装机的第一位，反映出长时储能与西北大型风光基地的强耦合关系。

中国市场的特殊性还体现在其驱动机制上。与欧美主要依靠电力市场价格信号驱动储能投资不同，中国储能的快速扩张在相当程度上由政策驱动——可再生能源强制配储政策催生了大量储能需求，但这一行政化的需求与储能的实际经济价值之间尚存在错配，导致部分配储项目"建而不用"、利用率偏低。这一矛盾的化解，有赖于电力市场化改革的深化与储能价值实现机制的完善。正因如此，理解中国长时储能市场，既要看到其规模与增速的巨大优势，也要清醒认识其商业模式与市场机制尚不成熟的现实。这一双重性贯穿于本报告对中国市场的全部分析。

然而，中国储能市场存在显著的结构性矛盾。从技术构成看，截至2024年底，中国新型储能中锂离子电池占据约96.4%的绝对主导地位，压缩空气储能与液流电池各约占1.0%，其余为铅炭、飞轮等。从储能时长看，4小时以上的长时项目装机占比仅约12.5%，平均储能时长提升缓慢，"缺长时"的结构性问题日益突出。这一矛盾恰恰构成了长时储能技术的市场机遇：随着风光渗透率持续提升与配储政策对时长要求的提高，长时储能在中国市场的渗透率有望显著上升。

中关村储能产业技术联盟对中国市场作出了情景化预测：在保守情景下，2030年中国新型储能累计装机将达236.1吉瓦，2025至2030年的年复合增长率约为20.2%；在理想情景下，2030年累计装机将达291.2吉瓦，年复合增长率约24.5%。

!图表2-3｜中国新型储能装机规模与技术构成演进图 *图表2-3｜中国新型储能装机规模与技术构成演进图*

2.5 长时储能的应用场景图谱

长时储能的应用场景可归纳为五大类，每类场景对储能时长、循环频次与成本敏感度的要求各不相同，构成了技术选型的需求侧基础。

第一类是电网侧调峰与调频。这是长时储能最核心的应用场景，通过在负荷低谷时充电、高峰时放电，平抑电网的峰谷差，并提供系统备用容量。随着可再生能源渗透率提升，电网对4小时以上长时调峰能力的需求快速增长。

第二类是可再生能源配储。在中国"无储能不并网"的政策导向下，风电、光伏电站普遍需要配置一定比例的储能以平滑出力、提升消纳。这一场景对储能时长的要求随各省政策而异，部分省区已要求4小时配置。

第三类是离网与微网。在缺乏大电网支撑的偏远地区、海岛、矿区等场景，长时储能可与可再生能源构成自平衡的供电系统，保障多日连续供电。

第四类是工商业储能。通过峰谷电价套利、需量管理、备用电源等方式为工商业用户创造价值。本征安全、长寿命的全钒液流电池在这一场景具备独特优势。

第五类是输配电延迟投资。在电网局部阻塞或负荷快速增长的区域，部署长时储能可延缓昂贵的输配电扩容投资，作为"非线性替代方案"提供经济价值。

从2024年中国市场的实际应用结构看，源侧与网侧应用合计占比约92%，是绝对主流；而用户侧装机虽基数较小，但同比增长超过650%，呈现出强劲的增长动能，预示着工商业储能场景的快速崛起。

这五大应用场景对储能技术提出了差异化的需求，构成了技术选型的需求侧逻辑。电网侧调峰场景对储能时长（4小时以上）与大容量要求最高，是压缩空气储能、熔盐储热等大容量长时技术的主战场；可再生能源配储场景则需匹配各地配储政策对时长的要求，4小时配储趋势利好长时储能技术；离网与微网场景对多日连续供电与可靠性要求高，是铁空气等超长时技术的潜在应用；工商业储能场景对安全性要求高（多位于人员密集区域）、对循环寿命要求高（每日多次充放），全钒液流电池的本征安全与超长寿命在此场景具备独特优势；输配电延迟投资场景则要求储能能够灵活部署于电网阻塞节点，对选址灵活性要求高，全钒液流电池与液态空气储能更为适配。

这一需求侧的场景—技术匹配逻辑，与供给侧的技术—成本特性相结合，共同构成了长时储能技术选型的完整分析框架。任何脱离具体应用场景的"最优技术"论断都是片面的——长时储能的选型，本质上是将特定场景的需求特征（时长、容量、安全、选址、循环频次）与各技术的特性优势进行匹配的过程。这一框架将贯穿本报告后续各章的技术剖析，并在第十二章的选型框架中得到系统呈现。