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项目于2025年底正式投运，这是全球首个单体千兆瓦时规模的液流电池储能项目。同年年底，鄂尔多斯谷山梁300MW/1200MWh独立储能电站完成“三充三放”全流程测试和验收并正式投运。

2026年首个工作日，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，全钒液流电池热度最高。据不完全统计，2025年新增并网装机的全钒液流电池储能项目达989.98MW/4169.02MWh。结合当年中国新型储能新增投运规模66.43GW/189.48GWh来看，全钒液流大约占当年全国新型储能新增功率规模的1.49%。从全球视角看，Guidehouse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，中国可能占亚太钒液流电池年部署能量的60%—80%。

政策端也为液流电池发展提供了明确支撑。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，长时储能（4小时以上）占比不低于30%，并强调重点推动液流电池储能商业化应用。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、供应链逻辑正逐步向液流电池靠拢。

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白皮书也提到国内4小时及以上系统占比升至15%。全球层面，国际能源署判断，为在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提升到1500GW，约为当前水平的6倍。LDES Council判断，到2030年长时储能需求至少到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。

过去很多储能项目围绕2小时产品，液流电池优势不明显，但时长增加后，其空间就显现出来。Faraday Institution报告明确提出，液流电池被定位为长时储能方案，多数企业瞄准4—12小时，有些路线甚至冲更长时长。液流电池主要想接住锂电在更长时长场景里难以兼顾的需求，其意义不只是“储电”，更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。

任何技术能否规模化应用，成本是关键。目前，液流电池初始投资成本远高于锂电。CNESA2025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在每千瓦时1800—2400元区间。

不过，液流电池核心卖点在于寿命和时长。Faraday Institution报告指出，液流电池效率通常在70%—90%，低于锂电的90%+，能量密度也更低，但这些差距是否致命取决于充电电价、使用场景和系统价值。真实项目数据表明，澳大利亚Spencer项目显示液流电池可显著改善项目经济性，靠白天充电、晚高峰放电套利，且电价波动大时捕获效率较高。国内企业也在重点突破，伟力得在4小时以上储能应用中全生命周期成本较锂电储能低40%以上，星辰新能测算到2027年行业将迈入“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。

时长要求持续上移，政策支持力度加大，资本加速布局，制造端扩张提速，示范项目初步验证商业逻辑，这些变化表明液流电池已不再是边缘技术选择。但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距离，工程成熟度、交付能力、项目经济性是其必须跨越的三道硬门槛。

液流电池正处于从“有没有价值”到“如何兑现价值”的关键跨越阶段，下一个阶段的关键在于跑通工程化、规模化与经济性兼顾的完整闭环。

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本次大会以“技术突围、生态协同”为主题，旨在搭建一个集政策研讨、技术展示、商业对接和资本对话于一体的高端平台。

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