点击蓝字 关注我们
NAESIC
近日，戈壁滩上的“巨型充电宝”真的转起来了。
图源 | 科普中国
新疆昌吉州吉木萨尔县，一座额定功率20万千瓦、储能规模100万千瓦时的全钒液流电池储能电站全面转入商业运行——240组储能单元，单组储电超4000千瓦时，是目前全国规模最大的全钒液流电池储能电站。
这是一个“风光配储”的老故事吗？
把镜头推到行业视角，它显然是一个令人兴奋的新信号。2025年全钒液流电池新增装机1.06GW/4.45GWh，占液流电池总装机的96%以上——在液流这条赛道里，钒电几乎是“独家选手”。去年9月，国家能源局等四部门联合印发《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》（国能发科技〔2025〕78号），点名要“构建低成本长时钒基、铁基、有机等液流电池装备体系”，钒基被打头阵。
但在储能圈，每当一种新技术高呼“我更行”时，市场总是半信半疑。从钠电池到固态电池，概念炒了一轮又一轮。全钒液流电池，究竟是资本炒作的又一波涟漪，还是中国长时储能可以期待的“最优解”？
与锂电的正面交锋
全钒液流凭“本征安全”和“超长寿命”亮剑
锂离子电池凭借超过二十年的产业化积累和成熟的产业链体系，长期占据储能市场的绝对主导地位。也顺利成为衡量其他技术路线的“唯一”标尺。
那么全钒液流电池用什么“底牌”与之“抗衡”呢？
它的核心优势在于“体质”与“寿命”。与锂电池封闭的固体结构不同，全钒液流电池的电极反应过程无相变发生，电堆仅提供化学反应场所，正负极活性物质则溶解于电解液中，通过循环泵输送发生氧化还原反应。这种结构使其能耐受大电流冲击，且具备锂电池难以企及的功率与容量完全解耦特性——增加储能时长仅需线性扩大电解液储罐，边际成本递增平缓。
图源 | 新能源产业家
而在循环寿命这一关键指标上，全钒液流电池是完胜的。即便是目前循环寿命最长的磷酸铁锂电池，通常也只能维持在2000～5000次之间；而全钒液流电池的设计循环次数在15000次以上，甚至可达20000次以上，且随着材料进步仍有提升空间。
然而，全钒液流电池的最大制约也同样突出：初装成本过高。
据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年全钒液流电池储能系统中标加权均价为2.53元/Wh。相比之下，磷酸铁锂电池同期的加权均价仅为0.4793元/Wh。全钒液流电池的系统价格约为锂电池的4倍。
除此之外，液流电池能量密度低导致占地面积过大，系统效率（65%至85%）远低于锂电池（96%），且响应速度为百毫秒级，较锂电的毫秒级响应略慢。
在全钒液流电池真正实现“降本增效”之前，其推广性、经济性以及场景适配性，仍将受到极大的制约。
政策锁死30%长时储能占比
产业链上下游合力击穿1.5元/Wh平价临界点
政策端已经划好了路线图。国家发改委、能源局联合发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》明确提出，到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，其中4小时以上长时储能占比不低于30%，并重点推动液流电池储能商业化应用。工信部等八部门的配套指导意见，进一步锁定了“低成本长时钒基液流电池装备体系”的技术方向。
图源 | 新型储能标准
产业端的动作比文件来得更直接，且已产生连锁效应。
上游材料端已经开始通过长协锁定未来。今年1月，钒钛股份与大连融科签订年度框架协议，锁定全年2万吨五氧化二钒供应，双方共建的6万m³/年电解液产线也将在年内达产，满产可支撑12GWh系统。这组动作直接回应了当下的供需矛盾，2026年一季度钒电池新增装机同比增速高达586%，据行业测算到2028年，储能领域钒消耗量将占全球总产量10%-15%，缺口正在扩大。
产能绑定不仅保障了下游电池产能的释放，更让材料商在需求放量中直接兑现了业绩增量。
降本的传导机制已经跑通。
鉴于电解液成本占全钒液流电池系统总成本50%-60%，是商业化的最大瓶颈，此次产能落地具有明确的连锁效应。按当前市场价格（约2000-3000元/m³）测算，该产线年产值可达12-18亿元，规模化生产将进一步摊薄单位成本，推动电解液价格下行，并最终传导至储能系统端实现降本。
图源 | 储能与电力市场
中游集成商的优势扩张，则是信心的另一面。
今年5月，星辰新能“一口气”完成三场重磅战略合作签约，累计锁定30GWh合作规模。
与南瑞继保签署10GWh电力电子及直流侧集成战略合作协议，借助南瑞继保在电网控制与保护领域的技术优势，强化钒液流储能系统的电网适配能力。
与比亚迪、楚能新能源合作，使"钒液流+锂电"从概念正式走向落地，为后续混合储能项目降本增效提供了产业化样板。
头部企业敢于在此时大规模锁定产能，折射出对2026-2027年市场需求的强烈信心。
按照目前的降本斜率，业内普遍预期，未来2-3年内全钒液流电池系统成本跌破1.5元/Wh的平价临界点并非空谈。
这一预期的底气，不仅来自制造端的规模化降本，更源于商业模式的实质性破局。“电解液租赁”模式的出现，直接击中了初始投资过高的痛点。叠加各地容量电价政策的持续倾斜，全钒液流电池在长时放电场景下的收益加成正变得显著。特别是在6小时以上的储能场景中，其超长的循环寿命和电解液残值优势，将全面压倒锂电池。
一旦越过1.5元/Wh这道坎，全钒液流电池将不再是政策扶植下的“备选项”，而是在经济性上具备绝对竞争力的“必选项”。
终局已定：“锂电调频+液流长时”混储模式成主流
随着新能源发电渗透率持续攀升，电力系统的负荷平衡逻辑已经发生质变。过去我们只需要解决几小时的“日内调峰”，而现在面对跨昼夜、跨季节的电力平移需求，单一技术路线已显疲态。锂电池虽强，但受制于安全焦虑和4小时以上的边际成本飙升；全钒液流虽稳，却输在初装成本和响应速度。“单一技术通吃全场景”已经被证明是一条走不通的死胡同。
正如星辰新能联手比亚迪、楚能新能源所推进的“钒液流+锂电”战略协同，行业正在达成共识：“混储”已是必然常态。
锂电池凭借毫秒级响应，负责高频次、短时间的“调频”，平抑新能源的瞬时波动；
全钒液流凭借超长寿命和高安全，负责4小时以上的“能量时移”，将正午的光伏电力转移至晚间用电高峰。
数据更加坐实了这一趋势。含全钒液流的混合储能项目占比，已从2023年的16.67%飙升至2025年的60%。
一个覆盖毫秒级至跨季节的多时间尺度储能体系，正在成为未来新能源配储的主流选择。
结语
回到开篇的疑问，新疆吉木萨尔的“巨型充电宝”已给出答案。
全钒液流电池的价值早已不再局限于“替代”，而在于“补位”与“融合”。随着“十五五”时期1.5元/Wh成本临界点的到来，以及“锂电+液流”混储模式的全面普及，长时储能将彻底告别“成本高企、利用率低”的尴尬期。
在能源革命的这场马拉松里，“耐力王”全钒液流电池的时代，才刚刚开始。
相关阅读
Related Reading
国家新型储能创新中心于2024年12月获工信部批复组建，总部位于广州市白云区白云新城，是新型储能领域全国唯一的国家制造业创新中心，是第一家由产业应用侧企业牵头组建的创新中心，按照“公司+联盟”模式运作。
新型储能产业技术创新联盟以科技创新与制度创新“双轮驱动”为核心引擎，深化产学研用协同发展，肩负国标制定、全国攻关、跨区域协同重任，锻造全球竞争力，构建产业新生态，矢志引领中国，影响世界。
在技术与应用布局上，国创中心聚焦大容量、高安全、长寿命、高效率的规模化储能技术与装备，重点攻克电化学、机械、超导、储热、氢储能等“五大领域本体技术”，以及全过程安全、能量精准管控、智慧协同调控“三大规模化支撑技术”。同时，国创中心正加速跨界融合应用，深度培育算电协同、车网互动（V2G）、零碳园区等新兴生态，全力推动科技创新和产业创新深度融合，打造能源新质生产力标杆，为建设能源强国贡献更大力量。
