云南省级储能清单为何告别锂电？长时储能走到商业化关口

2026-08-11 10:10 [储能] 来源于：新能源网 china-nengyuan.com 作者：新能源网 china-nengy

导读：近日，云南省发改委、能源局联合印发《2026年云南省新型共享储能项目清单》，共纳入13个共享储能项目，总规模1.9GW/7.6GWh。其中全钒液流储能项目11个，规模1.5GW/6GWh；钠离子电池项目2个，规模400MW/1.6GWh。值得关注的是，这份省级储能重点清单中，并未纳

　　近日，云南省发改委、能源局联合印发《2026年云南省新型共享储能项目清单》，共纳入13个共享储能项目，总规模1.9GW/7.6GWh。其中全钒液流储能项目11个，规模1.5GW/6GWh；钠离子电池项目2个，规模400MW/1.6GWh。值得关注的是，这份省级储能重点清单中，并未纳入磷酸铁锂储能项目，这在全国尚属首次。在磷酸铁锂储能占据市场主流的当下，云南大力布局全钒液流储能，释放出长时储能加速落地的重要信号。

　　纳入省级清单的共享储能项目，可获得容量租赁政策认定及对应的市场收益资格，是地方引导储能产业发展的重要政策工具。云南选择全钒液流为主力路线，根源在于本省独特的电力系统现实矛盾。截至2025年末，云南电力总装机突破1.7亿千瓦，绿色能源装机超1.55亿千瓦，占比超九成。水电作为第一大电源，带来丰水期弃水、枯水期供电紧张的固有矛盾，历史上曾多次出现电力缺口。作为西电东送核心枢纽，本地电力供需还直接影响两广等南方区域供电保障。

　　伴随滇西新能源大基地加快建设，电网对跨昼夜、跨时段调节的长时储能资源需求持续攀升，4小时及以上长时储能成为刚需，全钒液流电池的技术价值进一步凸显。从资源禀赋来看，云南及邻近的四川攀西地区钒钛资源富集，能够就近保障电解液原料供应，降低供应链风险。同时项目选址多处于地震多发、森林覆盖率高的区域，全钒液流水系电解液本征安全的特性，也高度适配本地复杂的建设环境。

　　政策端早已做好铺垫。云南省此前出台的储能实施方案实施差异化容量激励，全钒液流储能可按投产装机3倍核算共享服务规模，远高于磷酸铁锂的1.8倍。官方也曾明确表态，后续集中共享储能鼓励优先发展全钒液流、压缩空气等长时储能技术。

　　当前国内储能市场依旧由锂离子电池主导，液流电池累计投运占比仅1.03%。技术层面，全钒液流具备水系电解液无热失控风险、循环寿命超2万次、系统寿命20年以上、容量几乎无衰减的突出优势；功率容量解耦的特性，让长时长放电场景下边际成本持续走低，电解液还可回收循环，全生命周期价值突出。云南已经落地楚雄禄丰、永仁等百兆瓦级全钒液流标杆电站，验证了大型项目工程实施能力。针对行业“占地大”的固有印象，业内表示，百兆瓦级规模化建设后，得益于更低的消防防护要求，全钒液流电站占地并不高于同规模锂电项目。行业普遍认为，全钒液流已经走出示范阶段，迈入规模化商业应用初期。

　　但产业发展仍存短板。较高的初始投资仍是最大制约，电解液成本占系统总成本一半以上，受钒价波动影响显著；双极板、质子交换膜等核心材料还有国产化降本空间，吉瓦级产能、配套运维人才均有待补齐，同时该技术无法实现毫秒级调频，场景上存在边界。

　　业内测算，云南本次清单6GWh全钒液流项目落地后，将拉动产业链产能释放，系统造价有望下探至1.5元/Wh。依托超长循环寿命、低衰减、电解液残值，在4小时以上场景，全生命周期度电成本具备竞争优势。不止云南，四川、河南等省份也相继出台扶持政策，助推全钒液流产业发展。

　　展望未来，储能行业正告别单一技术路线依赖，走向多元化布局。磷酸铁锂适配短时调频、日内套利，更适合中东部人口密集区域；全钒液流将主攻风光大基地配套、跨天跨周调峰等4小时以上长时场景，二者形成场景化差异化分工。随着更多资源富集省份推动项目落地，配套容量电价、长时辅助服务机制不断完善，长时储能有望逐步摆脱政策依赖，实现市场化可持续发展。

（编辑：韩语）

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