在世界大部分地区，风电和光伏已经是最便宜的新建电源。可它们是看天吃饭，天气允许时才发电，而不是在人们需要用电的时候发电。储能填补的就是这个缺口，时间尺度从毫秒级（调频）一直延伸到数月（季节性转移）。没有哪一种技术能以合理的成本覆盖所有这些时间尺度，所以真正要问的是：哪种技术适合哪种储能时长。这篇指南从每 kW 和每 kWh 成本、往返效率、持续时长、寿命和成熟度几个方面，对比主要的储能方案。
关键指标
- **功率容量（MW）：**系统能达到的最大充放电速率。
- **能量容量（MWh）：**系统一共能储存多少电。
- 持续时长（h）= 能量 / 功率，即满功率能放电多少小时。
- **往返效率（RTE）：**放出的能量 / 充入的能量，差额就是损耗。
- **循环寿命和日历寿命：**在容量明显衰减之前，能经历多少次充放电循环、能用多少年。
- **平准化储能成本（LCOS）：**在整个生命周期内，平均每放出 1 MWh 电的成本。
年放电量（MWh）= 能量容量 × 每年循环次数 × 放电深度 × (1 − 平均衰减)
对比总表
| 技术 | 典型时长 | 往返效率 | 寿命 | 参考安装成本（2024–25） | 成熟度 |
|---|---|---|---|---|---|
| 锂离子（LFP），电网级 | 1–4 h（最长 8 h） | 85–92% | 15–20 年 / 6,000–10,000 次循环 | 系统 $150–350/kWh（中国更低） | 大规模市场 |
| 锂离子（NMC） | 1–4 h | 85–90% | 10–15 年 / 3,000–5,000 次循环 | 相近；份额正逐步流向 LFP | 成熟 |
| 钠离子 | 1–4 h | 80–90% | 10–15 年（数据尚在积累） | 有望低于 LFP | 商业化初期 |
| 全钒液流 | 4–12 h | 65–80% | 20–25 年，循环次数不限 | $300–600/kWh | 已商用，小众 |
| 铁–空气 | ~100 h | 40–50% | 20 年以上 | 目标约 $20/kWh | 首批部署 |
| 抽水蓄能 | 6–24 h 以上 | 70–85% | 50–100 年 | $1,500–4,000/kW；$50–200/kWh | 非常成熟 |
| 压缩空气（CAES） | 8–24 h | 40–70%（绝热式更高） | 30–50 年 | $1,000–2,000/kW | 电站很少 |
| 液态空气（LAES） | 4–24 h | 50–60% | 30–40 年 | 与 CAES 相近 | 示范阶段 |
| 储热（熔盐，光热发电） | 6–15 h | 电到电约 40%；热约 95% | 30 年 | $20–40/kWh_th | 随光热发电成熟 |
| 储热（沙子、砖、水，用于供热） | 数小时到跨季 | 50–95%（热） | 20–40 年 | 每 kWh_th 成本低 | 供热领域已商用 |
| 氢（电解 + 盐穴 + 燃气轮机） | 数天到跨季 | 30–45% | 20–30 年 | 每 kW 高，每 kWh 储存成本极低 | 发电领域处于试点 |
| 飞轮 | 数秒到数分钟 | 85–95% | 20 年 | 每 kWh 成本高 | 小众 |
| 超级电容 | 数秒 | 90–95% | 100 万次循环 | 每 kWh 成本很高 | 小众 |
表中的成本区间仅供参考，会随项目规模和所在地区大幅波动。资料来源包括 NREL ATB、PNNL 和 BNEF。
锂离子电池：主力军
只用了十年左右，锂离子电池就从手机一路走进了电网。BloombergNEF 的年度调查发现，2024 年电池包的平均价格下降了约 20%，降到 $115/kWh 左右。固定式储能用的电池包还要更便宜，中国 LFP 电芯的成交价远低于 $60/kWh。一套完整的电网级系统（包括逆变器、集装箱、控制系统和并网接入）成本会更高，但在美国以外的市场，大型 4 小时项目的交钥匙价格现在普遍在 $150–250/kWh，中国还要更低。
部署量也在快速攀升。IEA 报告称，2023 年电力行业新增的电池储能装机大约翻了一番，而且每年新增的电池容量，都远远超过新建的抽水蓄能。领跑的地区是加州、德克萨斯州、中国、澳大利亚、英国和智利。
**LFP（磷酸铁锂）**现在主导着固定式储能市场。和 NMC 相比，它更便宜，不用钴和镍，循环次数更多，热稳定性也更好。它的能量密度要低一些，可对一个放在地面上的储能集装箱来说，这一点几乎无所谓。
电池在电网里做什么：
- 调频响应（亚秒级），这是电池最早进入、利润也最高的市场。
- **能量套利：**中午光伏发电过剩时充电，到傍晚用电高峰时放电。
- 容量 / 削峰，接替原来的燃气调峰电厂。
- 缓解输电阻塞，从而推迟昂贵的电网升级。
- **黑启动和构网服务。**新一代逆变器能帮助稳定比较薄弱的电网。
计算示例：100 MW / 400 MWh 电池
- 安装成本：$220/kWh → 8,800 万美元。寿命 20 年，WACC 7% → CRF 0.0944 → 每年 830 万美元；运维每年 250 万美元。
- 每天一次满循环，每年 330 天，放电深度 90%，平均容量保持率约 90%：400 × 330 × 0.9 × 0.9 ≈ 每年放电 107,000 MWh。
- 每 MWh 的资本 + 运维成本：1,080 万美元 / 107,000 ≈ $101/MWh。
- 充电电价 $30/MWh，往返效率 88%：$34/MWh。
- LCOS ≈ $135/MWh。只要放电和充电之间的平均价差加上辅助服务收入超过这个数，项目就能赚钱。
在加州、澳大利亚和西班牙这些光伏占比很高的市场，中午和晚上之间 $100–200/MWh 的价差越来越常见。这正是电池在这些地方大规模上马的原因。
家用储能电池
一套典型的家用储能电池容量为 5–15 kWh，输出功率为 3–10 kW。它能提高屋顶光伏的自发自用率，在部分配置下还能在停电时提供备用电源，也能利用分时电价套利。
示例：10 kWh 电池，每年 250 次有效循环 × 8 kWh = 2,000 kWh/年 ×（€0.30 − €0.07）= €460/年（扣除约 10% 往返损耗 ≈ €415）
安装成本 €5,000–7,000 时，这个例子的静态回收期约为 12–17 年。补贴、动态电价、较高的零售电价或较低的上网电价都能缩短回收期。用光伏储能电池计算器配合太阳能板计算器算算你自己的情况。
抽水蓄能：长寿的巨人
全球抽水蓄能（PSH）装机约 190 GW（IHA），至今仍储存着世界上大部分的电能。电价便宜时，把水从下水库抽到上水库；需要电时，让水流回来推动水轮机。
100 万 m³，水头 300 m，发电效率 90%： 1,000 × 9.81 × 10⁶ × 300 × 0.9 / 3.6×10⁶ ≈ 736 MWh
抽水蓄能需要合适的地形，建设周期要 5–10 年，投资动辄数十亿，但建成后一座电站能用上一百年。全球新增装机大部分在中国，已投运的超过 50 GW，在建的规模还要大得多。“闭式循环”的非河道站址对环境影响更小，澳大利亚国立大学的全球站址图集已经标出了大量这类站址。可以用抽水蓄能计算器估算一个项目的规模。
长时储能（8 小时以上）
可再生能源占比超过 60–70% 之后，电网就需要能撑过整个夜晚、无风的日子和天气锋面过境的储能。主要的候选技术有：
- 液流电池把功率（电堆）和能量（电解液储罐）分开设计，所以想多储几个小时，增加的成本很低。全钒液流最成熟，锌溴、铁基和有机体系仍在发展中。中国已经投运了几个 100 MWh 以上的全钒项目。
- 铁–空气电池靠让铁反复“生锈”和“去锈”来储能，一次能持续放电约 100 小时，材料成本极低。Form Energy 在 2024–2025 年开始在美国为电力公司做首批部署。
- 盐穴压缩空气储能：德国的 Huntorf（1978 年）和美国阿拉巴马州的 McIntosh（1991 年），中国和加拿大还有新建的绝热式电站。
- 利用重块或废弃矿井的重力储能，目前大多仍处在示范阶段。
- 用沙子、岩石或熔盐储热，可以直接供热（效率很高），也可以再转成电（效率较低）。
季节性储能：氢和热
想把夏天的光伏电挪到冬天用，就意味着要以很低的成本储存海量能量。这时候每 kWh 的储存成本说了算，效率反而退居其次。盐穴储氢每 kWh 储存容量的成本在 $1–2 量级甚至更低，远低于电池，但往返过程中要损失 55–70% 的能量。德国和荷兰目前正在开发盐穴储氢项目。季节性储热在集中供热里已经能赚回成本，比如丹麦 Vojens 等城镇的大型保温蓄水池，或者钻孔储热。参见绿氢详解和绿氢计算器。
按用途选技术
| 需求 | 目前最合适的技术 |
|---|---|
| 调频（秒级） | 电池、飞轮 |
| 把光伏挪到晚上（2–6 h） | LFP 电池 |
| 夜间 / 日循环（6–12 h） | 抽水蓄能、LFP（更长时长）、液流电池 |
| 多日低风低光（1–7 天） | 抽水蓄能、铁–空气、CAES、需求响应、跨区互联 |
| 季节性 | 氢、水库式水电、稳定电源、季节性储热 |
| 家庭光伏自发自用 | 5–15 kWh LFP 电池、热水箱、电动车 |
储能还要和电力系统里的其他灵活性来源竞争：需求响应、跨区互联、电动车智能充电和可灵活调节的电源。一台热水器，或者带缓冲水箱的热泵，就是一块便宜的“热电池”，一辆电动车的电池也能装下 50–100 kWh。
储能实践：大型电网的经验
- **加州。**据州电网运营商 CAISO 的数据，电网级电池容量从 2020 年的几百 MW 增长到 2024–2025 年的 10 GW 以上。很多夏日傍晚，电池在几个小时里成为最大的单一供电来源。它们把中午过剩的光伏电挪到晚高峰，减少了燃气发电。
- **德克萨斯州（ERCOT）。**这个市场没有容量电价，但电池靠剧烈波动的电价和辅助服务快速增长，不止一次帮助电网在夏季高峰避开紧急状态。
- **澳大利亚。**南澳大利亚州的 Hornsdale Power Reserve（2017 年以 100 MW 投运，后来扩容到 150 MW）展示了快速响应的电池能怎样压低调频成本。澳大利亚的屋顶光伏渗透率如今位居世界前列，还有大量 2–4 小时的电池项目在排队，用来替代退役的燃煤电厂。
- **英国。**电池最先在快速调频市场站稳了脚跟，等这个市场饱和之后，又转向电能交易。后来很多国家都走了同样的路。
- 中国现在是新增电网储能最大的市场。很多省份规定新建的光伏和风电场必须配套储能，独立的 LFP 储能项目也在快速增长。
同一个规律在各地反复出现：一个市场里最早建成的那批电池，靠辅助服务能赚得很多，但这些辅助服务市场规模小，很快就会饱和。从长期来看，电池的盈利模式要靠能量套利和容量价值，而这两项收益都会随着光伏和风电占比的上升而增长。
安全与可持续性
电池起火很少见，可一旦发生，后果很严重。LFP 比 NMC 更不容易热失控，现代储能集装箱都配有气体探测、灭火系统，并遵守间距标准（NFPA 855、IEC 62933）。随着 LFP 和钠离子电池普及，人们对锂、钴、镍、石墨等材料的担忧正在缓解，欧盟《电池法规》也在推动回收产能扩大。至于抽水蓄能，它对环境的影响主要来自占地和用水。
结论
储能已经不再是十年前那样的瓶颈。在日照充足的市场，锂离子电池已经便宜到足以把白天的光伏电挪到晚高峰去用，建设速度也超过了其他任何一种电网技术。抽水蓄能仍是长时储能的骨干，液流电池、铁–空气、压缩空气和储热则在争夺 8–100 小时的市场。季节性平衡大概要靠水电、跨区互联、氢能和稳定低碳电源的组合。在世界能源地图上看看储能在各国电网中的位置，用光伏储能电池计算器算算家庭的账。
本主题相关计算器
常见问题
最便宜的储能方式是什么？
储能电池的效率有多高？
电网储能电池能用多少年？
家用储能电池值得装吗？
储能里的功率（kW）和能量（kWh）有什么区别？
以可再生能源为主的电网需要多少储能？
资料来源与参考
- IEA (2024). Batteries and Secure Energy Transitions
- NREL — Annual Technology Baseline: Utility-scale battery storage
- BloombergNEF — Lithium-ion Battery Price Survey 2024（摘要）
- PNNL — Energy Storage Grand Challenge Cost and Performance Assessment
- International Hydropower Association — World Hydropower Outlook 2025（抽水蓄能）
本指南中的数据是根据上述来源整理的典型范围，你的实际数字取决于所在地、价格和设备。需要针对具体场地的估算，请使用文中链接的计算器。