伍德麦肯兹 | 长时储能装机量于2025年激增49%，但行业面临严峻融资困境

根据伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）最新发布的最新研究报告Long Duration Energy Storage Trends（《长时储能趋势报告》），2025年全球长时储能（LDES）装机量超过15GWh，同比增长49%，然而，该行业正面临投资下降和锂离子电池竞争加剧带来的严峻挑战。

技术格局与市场主导地位

2025年，在长时储能装机总量中，压缩空气储能（CAES）占45%，热储能占33%，全钒液流电池（VRFB）占21%。中国继续主导全球市场，占累计装机量的93%，主要得益于强有力的政府政策支持，包括省级重点建设项目和《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》。

尽管去年装机增长亮眼，但长时储能技术正陷入战略困境。锂离子电池凭借成本和供应链优势，抢占了经济效益最佳的4-8小时储能市场，而长时储能项目，因缺乏足够的市场需求和定价机制，难以实现商业可行性。

净零目标的实现需要更长储能时长

基于伍德麦肯兹的净零排放预测情景，全球平均储能时长必须从2.5小时增加到约20小时。随着德国、澳大利亚和丹麦等国计划到2030年将可变可再生能源比例提升至50%以上，更广泛部署长时的储能对实现电网可靠性至关重要。

然而，长时储能仅占2025年全球储能装机量的6%。锂离子电池项目平均储能时长为2小时，全钒液流电池和压缩空气储能约为4小时，热储能约为8小时。

伍德麦肯兹研究数据显示，英国、意大利、美国和澳大利亚市场的长时储能项目的收入确定性最强，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。但其余多数市场缺乏容量机制，仅靠跨日套利无法支撑长时储能投资。

投资枯竭威胁行业生存

伍德麦肯兹追踪数据显示，2025年全球长时储能融资同比下降30%（不含美国能源部向Hydrostor承诺的17.6亿美元）。风险投资下降更为剧烈，跌幅达72%，给越来越多的长时储能初创企业带来巨大财务压力。

2021-2025年间，仅有3家公司（Hydrostor、EOS Energy和Form Energy）的融资各自超过10亿美元，合计融资超40亿美元。但即便是资金充裕的企业也持续面临重大财务挑战。

投资环境困难主要归因于以下三点：

• 持续高利率，导致回报周期较长的长时储能项目的吸引力下降；

• 来自快速扩张的AI数据中心和电网基础设施投资的资本竞争加剧；

• 锂离子电池价格下降，缩小了长时储能技术的经济优势。

成本差距依然显著

在中国，4小时锂离子电池项目成本为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%。这些成本差异限制了长时储能在短时储能市场的竞争力。

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%。但在4小时储能应用中，其项目成本仍将比磷酸铁锂电池项目高出约240%。我们认为，新兴长时储能技术很难复制锂离子电池于过去十年实现的大幅成本削减的形势。

市场展望

伍德麦肯兹预计，到2034年，锂离子电池将保持85%的市场份额，全钒液流电池和压缩空气储能分别仅占5%和3%。与此同时，该行业面临关键挑战：锂离子电池制造商已扩展至长时储能产品，凭借卓越的成本竞争力和超过1,000GWh的成熟供应链网络，有效主导了4-8小时储能市场。多日储能需求仍然有限，因为2-8小时系统已能满足90%的储能需求，而在大多数地区，多日放电事件于全年内少于10天。

全球领先制造商的多个大型长时储能项目正在开发中，包括Highview在英国的50MW/300MWh液态空气储能项目、Energy Dome在意大利的20MW/200MWh CO₂电池项目，以及中国多个GWh级压缩空气和热储能项目。但在缺乏关键市场设计改革的情况下，从示范到商业化规模部署仍将充满挑战。