历经数年蛰伏，我国长时储能产业在2024年迎来了爆发式增长。

三大主流长时储能技术路线中，液流电池的新增交付装机同比增长约10倍，压缩气体储能新增并网/调试/投运装机规模同比增长约70倍，熔盐储能在光热和非光热领域的建成项目数量大幅增加10个。

据国家能源局最新数据，2024年，中国新型储能累计装机首次超过百吉瓦时，达到73.76GW/168GWh，同比大增135.0%/151.2%；中国新增新型储能投运装机规模42.37GW/101.13GWh，同比大增87.5%/107.7%。

其中，4h+为代表的长时储能项目开始成为新型储能市场的增长主力，2023年4h及以上新型储能装机约为3.8GW，2024年约为11.4GW，装机规模同比大幅增长200%。

在经历了2024年的爆发式增长后，2025年，中国的长时储能产业又将如何发展？ESPLAZA长时储能网预测，将呈现九大发展趋势。

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长时储能新增装机将翻倍增长

据ESPLAZA统计，2024年，压缩气体储能实现新增并网/调试/投运的项目共5个，总规模711MW/4344MWh；共有19个液流电池储能项目完成交付，累计新增交付装机达613MW/2440MWh。熔盐储能在光热发电领域实现新增并网项目3个，在非光热领域，共有7个项目建成投产。

2024年，上述三大主流长时储能技术均实现了新增装机的大幅增长。根据更多在建项目的建设周期预计，2025年，液流电池新增交付装机将突破1GW，压缩气体储能新增装机将达到2.5GW，熔盐储能的新增装机将继续大幅增长（由于熔盐储热（非光热）项目的应用场景多元，装机单位不统一，难以给出准确的装机量统计）。

ESPLAZA预计，相较2024年，2025年我国长时储能新增总装机将实现至少200%以上的增长，预计增幅在200%~400%区间内。

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4h+长时储能将成为市场主流

2024年，新增项目（含运行、规划、在建）中，2-4小时的项目数量最多，其次是4h+项目，同比增长约45%，4h+为代表的长时储能项目开始成为新型储能市场的增长主力。

ESPLAZA预计，到2025年，4h+长时储能将成为新型储能市场的主流。排除锂电池技术之外，以上述三大主流长时储能技术路线统计，预测到2025年底，我国长时储能建成项目的平均储能时长将达到5h以上。

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锂电池将大举侵占4h储能市场

当前，市场上出现越来越多的4h锂电池系统采购，增势超过液流电池，领先的锂电企业相继推出了长时储能专用电芯和储能电池系统，这是锂电的内卷，也是向传统长时储能技术发起的挑战。

初装成本上，从2024年部分月份的4h锂电池储能系统报价来看，最低报价已经低至0.439元/Wh，最高报价为1.45元/Wh，平均报价在0.62元/Wh左右，这一价格已大幅低于全钒液流电池的2元/Wh。（详情参看：）。

对于液流电池主打的安全和长寿命优势，锂电池企业也针对性地作出回应，他们对安全和寿命问题都信誓旦旦，一致宣称“没有问题”。如海辰储能宣称，其系统实现了大电芯的本征安全，寿命与光伏齐平。

锂电池杀入4h储能市场将在2025年愈演愈烈，这将挤压同属电化学储能、且应用场景几乎一致的液流电池的市场空间。两者将会在2025年产生更多竞争，液流电池需为此做出应对。

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构网型储能渗透率将显著提升

利于长时储能发展

自2023年以来，从国家到地方，均出台了相应政策推动构网型储能的发展。

《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》中明确提出，在西北网架结构薄弱的区域，应用构网型新能源，可为电力系统提供转动惯量，提升新能源的瞬间功率支撑能力，提升系统的短路比，从而允许电网接入更多新能源。

据统计，2024年有27个构网型储能项目并网，总规模达2624.5MW/8529MWh，同比大幅增长。在政策鼓励和市场需求下，2025年构网型储能的渗透率将会进一步大幅增长。

长时储能将凭借其技术特性站上构网型储能发展的风口，长时储能通常具备较大的存储容量和深度充放电能力，具备稳定的功率输出特性，可以提供转动惯量支持，是构网型储能的优选技术。

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混合储能应用将持续扩大

2024年，长时+短时混合储能技术应用显著加速。据《2024中国长时储能产业发展蓝皮书》的统计，截至2024年9月，采用“长时+短时混合储能技术”的项目已达20个，增长势头迅猛。2025年，这一增势仍将持续。

国家能源局发布的《电力系统新型储能电站规划设计技术导则》指出，宜根据系统需求采用混合储能技术，综合发挥多种类型储能的优势，协同参与系统优化运行。

与传统单一储能技术相比，混合储能技术结合了多种不同储能方式，综合利用了多种技术的优势，弥补了单一储能技术的缺陷，同时也克服了储能系统运行效率不高等问题。长时+短时，混合储能充分利用了不同储能技术的长处，通过能量型和功率型的结合、长时和短时储能的互补，提升系统性能，实现了“1+1＞2”的效果。

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液流电池：产能将加速落地

2025年开年，液流电池产线建设迎来“开门红”。

1月1日，云南省禄丰市100MW/400MWh全钒液流独立储能电站项目、全钒液流电池产业化项目、禄丰市全域综合交通和能源融合建设试点项目等三个项目开工，总投资约13.54亿元。1月5日，河南省周口市正式启动了一项全钒液流电池全产业链综合基地建设，项目总投资规模为80.8亿元，建设500MW/2GWh全钒液流电池储能新质造等多个项目。

据ESPLAZA统计，目前投产、在建、规划中的液流电池生产制造项目共计75个，分属45家液流电池相关制造商，技术路线涉及全钒液流电池、锌铁液流电池、铁铬液流电池、硫铁液流电池等。

目前，处于产线扩建、在建、签约的项目共计59个，2025年，液流电池产能将加速落地，预计将至少有包括昌图融科储能装备制造项目在内的7个液流电池装备制造项目进入投产状态。

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液流电池：4h项目平均价格

将跌破2元/Wh

2024年3月11日公布中标结果的三峡能源新疆吉木萨尔光储项目——200MW/1000MWh全钒液流储能设计施工总承包项目，投标报价在1.866~1.929元/Wh之间，平均价格低至1.89元/Wh。上海勘测设计研究院有限公司、中建三局集团有限公司、大连融科储能技术发展有限公司联合体以192901.953347万元的价格中标，折合单价1.929元/Wh。

这是首个进入2元/Wh价格以内的GWh大规模商业化项目，标志着全钒液流电池的商业化项目报价开始进入到2元/Wh时代。

上述项目为5h储能项目，若以典型的4h储能项目进行测算，根据《交付装机同比增长约10倍，2024年液流电池储能行业观察》一文的数据，2023年4h钒电池储能项目最低报价为2.198元/Wh，最高报价为3.745元/Wh，平均报价为3.048元/Wh；2024年4h钒电池储能项目最低报价为2.0198元/Wh，最高报价为2.685元/Wh，平均报价为2.3372元/Wh，较2023年下降23%。

2025年，常见的4h全钒液流电池项目的平均投标单价预计将进入2元/Wh以下，进一步提升其经济性。

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压气储能：向超越300MW单机迈进

2024年4月份，湖北应城和山东肥城两个300MW压缩空气储能电站相继并网。压缩气体储能正式迈入300MW单机新时代。

目前国内在建的压气储能电站中，包括华能金坛盐穴压缩空气储能发电二期项目等多个项目，已将单机功率扩容至350MW。

2024年7月，湖北潜江360MW压缩空气储能电站项目进行可研评审，该项目将单机功率扩容至360MW级。2024年年中，中能建数科与中储国能相继签约660MW压缩空气储能项目。中能建数科发布《世界首台（套）中国能建660MW压缩空气储能系统解决方案》，该方案将应用于甘肃酒泉敦煌660MW压气储能电站示范工程和山东菏泽660MW压气储能电站示范工程，目前这两个项目均处于可研设计阶段。

2025年，压气储能项目单机将跨越300MW级，向更高单机装机更进一步。

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熔盐储能：光热及多元化应用市场将持续火热

2024年，熔盐储能在光热和非光热领域均实现了项目数量和装机量的大幅增长，市场形势一片大好。

在光热市场，2024年三大光热项目投运，贡献了250MW的新增装机量。当前，更多光热项目正在推进建设中，总装机约3GW，2025年，熔盐储热在光热发电领域的新增装机将继续大幅增加。

在非光热领域，2024年，熔盐储热技术在多个领域的商业化发展显著加速，共有7个项目建成投产，应用场景覆盖火电灵活性改造、余热利用、综合能源等细分市场。同时，目前处于推进阶段和建设中的非光热熔盐储热项目多达37个，应用场景也进一步扩展到压气储能等领域，2025年，熔盐储热在非光热领域的应用亦将大幅增长。

碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20250127/50000113.html