长时储能的风口，液流电池接住了吗？

液流电池的拐点，可能来的比想象的更快。 

中国规模最大的全钒液流电池储能电站——新疆吉木萨尔200MW/1GWh项目在2025年底正式投运。这也是全球首个单体千兆瓦时规模的液流电池储能项目。 

新疆吉木萨尔全钒液流储能电站

同样在去年年底，由科力远、星辰新能等共同打造的鄂尔多斯谷山梁300MW/1200MWh独立储能电站，顺利完成“三充三放”全流程测试和验收，标志着这座容量GWh级的构网型混合储能电站已正式投运。

而就在2026年的首个工作日，星辰新能公示了其2026年度800MWh全钒液流电池储能项目框架协议采购中标候选人。

在众多液流电池技术路线中，全钒液流是最为主流、热度最高的一条。

市场热度究竟如何呢？

据亚化咨询不完全统计，2025年新增并网装机的全钒液流电池储能项目达989.98MW/4169.02MWh。

这一数据结合着2025年中国新型储能新增投运规模为 66.43GW/189.48GWh来看，可以计算出全钒液流大约占当年全国新型储能新增功率规模的 1.49%。

再看全球视角。Guidehouse给出预测：全球钒液流电池年度部署量到2031年可达约32.8GWh，其中亚太是核心市场；亚太钒液流电池年部署能量到2031年约14.5GWh，中国可能占其中60%—80%。

政策端同样提供了明确支撑。 

去年3月，国家发改委、能源局联合发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，提出“到2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，其中长时储能（4小时以上）占比不低于30%”。

方案特别强调，“液流电池储能因安全性高、寿命长、循环次数多，适合大规模长时储能场景，要重点推动其商业化应用”。

去年6月，工信部、能源局等八部门联合发布《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》，明确“研制低成本长时钒基、铁基、有机等液流电池装备体系”。

政策导向、时长需求、成本结构、供应链逻辑，正在通通向液流电池方向逐步靠拢。 

01 市场开始需要“更长的那几小时”

液流电池本轮被重新审视，首要原因是储能市场自身的结构性变化。

在中国，4小时项目的占比已经不是个位数。

国家能源局的最新口径显示，4小时及以上新型储能电站项目装机占比在2025年底达到27.6%。

CNESA2025白皮书中也提到，随着液流电池、压缩空气等长时储能技术推进，国内4小时及以上系统占比升至15%。

在全球，长时储能的重要性也在被不断抬高。

国际能源署在《Batteries and Secure Energy Transitions》里判断，为了在2030年前实现可再生能源装机“三倍增长”并维持电力安全，全球储能装机能力需要提升到1500GW，约为当前水平的6倍。

全球层面，LDES Council判断，到2030年长时储能需求至少要到 1TW，更宽口径的潜在部署规模可达1.5–2.5TW；到 2040年，需求上限可看至8TW。

这些数据透露出什么信息？

因为过去很多储能项目，本质上还是围着2小时产品打转，液流电池的优势并不明显；可一旦时长开始往上走，液流电池的空间就出来了。

Faraday Institution的报告中也明确提出：液流电池被定位为长时储能方案，多数企业瞄准的是4—12小时，有些路线甚至在冲更长时长；报告还明确把长时储能定义为至少4小时，并判断随着可再生能源占比继续提高，市场需求会被推向10小时、24小时甚至更长。

这其实也点明了液流电池真正的战场：它和锂电并非站在对立位，其主要想接住的是锂电在更长时长场景里越来越难兼顾的那部分需求。

这背后的底层逻辑其实是电力系统需求变了。

当风电、光伏装得越多，储能更急迫要解决的就成了午后到晚高峰、跨晚高峰、甚至连续阴天低风时段的调节问题。

Flow Batteries Europe在2025 年的报告里也反复强调，液流电池的意义不只是“储电”，主要是为电网提供更长时的灵活性，在容量机制和保供体系里承担更大角色。

市场正在逐步转向一个更明确的问题：“能顶多久”。在这个趋势下，液流电池开始被重新纳入主流选项。 

02 痛点依旧是成本

任何一种技术能否被规模化应用，绕不过两个字——成本。

液流电池之所以到今天还没大规模放量，核心也在于，和主流的锂电池储能相比，它太贵了。这就在算账的时候显得很尴尬。

我们简单来做个对比：

CNESA2025的年终盘点显示：

2小时磷酸铁锂储能系统年均中标价格为 553.94元/kWh；

4小时磷酸铁锂储能系统年均中标价格为 478.69元/kWh； 

而当前全钒液流储能系统价格大体则仍在每千瓦时1800—2400元区间。

这意味着，至少在前期，液流电池的初始投资成本要远高于锂电。但重点是，液流电池从来就不是一门该只比“首付”的生意。

Faraday Institution的报告指出，液流电池尤其是全钒液流的核心卖点在于寿命和时长，它的效率通常在70%—90%，低于锂电的90%+，能量密度也更低，这些都是短板；但报告同时强调，这些差距是否致命，取决于充电电价、使用场景和系统价值。

锂电子电池及液流电池LCOS对比 来源：BCG分析

可以理解为，液流电池赢在全生命周期。

真实项目的数据便足以说明一些问题。

ARENA公布的澳大利亚Spencer项目显示，一个2MW/8MWh全钒液流+6MW光伏项目，这个项目第一年里，液流电池已经证明可以显著改善项目经济性，靠白天充电、晚高峰放电去做套利，而且在电价波动大的时候捕获效率较高。

项目原计划年电池调度可达约2.9GWh，实际首年做到1.6GWh，虽然没跑满，但已经验证了商业逻辑不是空的。

报告中值得关注的是，其明确点出：液流电池具备高循环寿命、预计25年寿命、且本征不易燃；Flow Batteries Europe 的供应链简报也给出类似判断，认为液流电池可做到约 2 万次循环，并有较宽工作温区。

国内的一些企业也开始重点突破。

专注于全钒液流电池储能技术研发与制造的伟力得曾公开透露，公司通过持续的技术迭代与规模化生产摊薄效应，在4小时以上储能应用中全生命周期成本已较锂电储能低40%以上。

而据星辰新能测算，通过全产业链协同创新及规模效应带动，到2027年（中期目标）行业将迈入"1.5元时代"，2030年有望突破1元大关。随着储能时长增加，功率成本将进一步摊薄，最终实现0.7元/Wh的终极目标。

从这个角度看，液流电池的真正优势在于全生命周期的经济性。 

当然，这一逻辑的实现仍取决于系统稳定性、模块可靠性、运维质量等多重因素。液流电池正处于“重回饭桌”的初期阶段，成本账不能过度透支，但长期趋势已经显现。 

03 结语

时长要求持续上移，政策开始奖励顶峰能力，资本加速布局，制造端扩张提速，示范项目也已初步验证商业逻辑。这些变化叠加在一起，足以说明液流电池已不再是边缘技术选择。

但也需要清醒看到，2025年底锂电装机占比仍高达96.1%，液流电池距离大规模放量仍有不短的路要走。

工程成熟度、交付能力、项目经济性，是它必须逐一跨越的三道硬门槛。

拐点的到来，意味着液流电池完成了从“有没有价值”到“如何兑现价值”的跨越。

下一个阶段的关键，不再是证明这条技术路线走得通，而是看谁能率先跑通工程化、规模化与经济性兼顾的完整闭环。

本文来自微信公众号“新能源产业家”，作者：曾琼仪，36氪经授权发布。