液流电池乘风而起，2‑3年有望触碰1.5元 / Wh平价关口
2026-08-11 10:00 [储能] 来源于：新能源网 china-nengyuan.com 作者：新能源网 china-nengy
导读：在我国新能源大规模并网的大背景下，风电、光伏等间歇性能源装机占比持续攀升，电力系统对调峰、调频等灵活性调节资源的刚性需求持续释放，带动国内新型储能产业驶入高速发展通道，装机规模实现跨越式增长。《中国新型储能发展报告（2026）》披露统计数据显
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在我国新能源大规模并网的大背景下，风电、光伏等间歇性能源装机占比持续攀升，电力系统对调峰、调频等灵活性调节资源的刚性需求持续释放，带动国内新型储能产业驶入高速发展通道，装机规模实现跨越式增长。《中国新型储能发展报告（2026）》披露统计数据显示，截至2025年底，全国新型储能累计装机规模达13593万千瓦/35112万千瓦时，同比大幅增长84.3%，产业扩张势头强劲。
从技术结构上看，锂离子电池储能依旧牢牢占据市场主导地位，占比高达96.1%，是当前新型储能的主力技术路线。与此同时，以液流电池为代表的长时储能技术产业化进程不断提速，随着项目规模化落地、产业链配套逐步完善，系统成本持续下行，在长周期调峰场景下的应用价值不断凸显。
作为长时储能赛道的重点技术方向，液流电池十分适配4小时及以上中长时储能应用场景。该技术具备功率、容量解耦的核心特性，功率由电堆决定，储能容量仅通过增加电解液的体量即可实现扩容，非常适合建设大规模、大容量电网侧储能电站。统计数据表明，截至2025年末，国内液流电池储能累计装机规模达到123.5万千瓦/514.1万千瓦时，在全部新型储能中占比0.9%，装机规模仅次于锂离子电池，略高于压缩空气储能，已经成长为长时储能赛道重要的技术分支。
大批十万千瓦级大型项目落地，成为驱动液流电池成本下行的核心动力。近年国内多个百兆瓦级全钒液流储能项目相继建成投产，产业规模化效应逐步显现。2026年6月，新疆吉木萨尔全钒液流电池储能电站正式投入商业运行，项目额定功率20万千瓦、储能规模100万千瓦时，是当前国内建成规模最大的全钒液流电池储能项目，为国内大型液流电池工程化实施积累宝贵实践经验。
现阶段，全钒液流电池系统成本仍处于高位，2026年系统造价约2元/瓦时，约为锂离子电池储能系统的4倍，但下降趋势十分明确。行业普遍预判，未来2 3年内，随着产业链成熟度提升，全钒液流电池系统成本有望下探至1.5元/瓦时，抵达产业平价关键临界点。
电解液与电堆是液流电池系统最主要的成本构成，技术降本也主要围绕两大核心部件开展，重点提升电堆电流密度与电解液利用效率。当前行业液流电池电堆电流密度约180毫安/平方厘米，电解液利用率仅65%。业内认为，若能够突破材料与工艺瓶颈，进一步抬升上述两项核心指标，液流电池系统仍具备可观的降本空间。
国内多地也在通过容量电价政策机制创新，为长时储能技术创造友好的市场环境。部分省份在容量电价核算规则中将放电时长纳入考量，储能电站满功率放电时间越长，可获取的容量电费收益越高。以陕西省为例，电网侧独立新型储能容量电价按顶峰能力折算，折算系数为电站满功率连续放电时长除以陕西电网全年最长净负荷高峰持续时长（暂定为6小时），折算比例上限为1。除此之外，甘肃、青海等地同样将储能容量收益与满功率放电时长挂钩，政策红利持续向液流电池这类长时储能技术倾斜。
区域维度上，长时储能呈现明显的地域分化特征。据《报告》统计，西北地区4小时及以上时长储能装机占比已经超过五成，规模高于2 4小时储能；而全国其余大部分区域，2 4小时储能依旧是市场主流配置。
放眼全国，新型储能平均放电时长正在持续抬升。2025年国内新型储能平均储能时长达到2.58小时，相较2024年提升0.3小时，储能向更长时长演进的趋势十分清晰。分时长结构来看，截至2025年底，2 4小时储能电站装机占比65.6%，同比回落5.5个百分点；4小时及以上新型储能装机占比27.5%，同比大幅提升12.1个百分点。可以看出，伴随新能源消纳压力加大以及长时储能配套政策不断完善，4小时以上长时储能正在加速抢占市场份额，液流电池等长时技术迎来难得的发展机遇。
（编辑：韩语） |
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