电解液租赁模式走向规模化，成全钒液流电池储能降本有效路径

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（来源：储能网）

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年中国液流电池储能新增装机1.1GW/4.66GWh，同比增长36.7%（功率）/44.5%（容量）。

其中，全钒液流电池储能新增装机1.06GW/4.45GWh，占液流电池储能新增装机的96.3%（功率）/95.5%（容量）。

然而，电解液作为液流电池的 “能量心脏”，其成本占系统总投资的30%-50%，充放电时长越长，电解液的成本占比越高，且钒等核心原材料价格波动剧烈，成为制约液流电池规模化落地的主要瓶颈。

另一方面，随着锂电池储能向着长时化方向发展，系统价格持续下降，全钒液流电池储能的成本短板日益明显。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025全年全钒液流电池储能系统价格主要集中在1.946-2.76元/Wh，平均价格2.28元/Wh，中标加权均价2.53元/Wh。

而2025全年，磷酸铁锂电池储能系统投标报价主要集中在0.37-1.0487元/Wh区间内，平均价格0.5356元/Wh，中标加权均价0.4793元/Wh，同比下降了16.5%。

对比来讲，目前，全钒液流电池储能系统的价格是磷酸铁锂电池储能系统的4倍。

在此背景下，电解液租赁模式应运而生，通过“以租代购、专业运营、循环复用”的创新逻辑，破解初始投资高企、资源利用低效的行业痛点。

源网荷三侧多重赋能

液流电池电解液租赁并非简单的设备租赁，而是基于电解液 “物料守恒、可循环复用、残值高”的特性，构建的“金融+产业+运维”一体化商业模式。

其核心运作逻辑是，由专业租赁公司、电解液生产商或产业资本出资采购电解液，将其出。

租赁期内，出租方负责电解液的质量检测、维护、再生与回收，确保其性能稳定；租赁期满后，电解液可回收再生、跨项目复用，实现资源闭环利用。

这意味着用户只需要购买电池的基本结构和组件，而不必购买整个电池系统，由此，可大大降低钒电池储能系统的初期投资成本，解决了使用者后期的废液处理问题。

与传统购置模式相比，该模式实现了三大核心转变：一是投资结构优化，数据显示，在此模式下，业主初始投资可降低40%-50%，大幅缓解资金压力；二是风险转移，将钒价波动、电解液衰减、回收处置等风险转移至专业出租方；三是效率提升，依托出租方的专业运维能力，延长电解液使用寿命，提升储能系统整体效率。

以4小时储能项目为例，传统模式下电解液与功率单元各占成本约 50%，租赁模式可直接免去电解液的初始投入，让有限资金聚焦于电堆、系统集成等核心环节，加速项目落地。

有报告显示，电解液租赁模式能在不同应用场景中展现出全钒液流电池储能差异化的经济价值。

电网侧储能是全钒液流电池最主要的应用场景，主要用于调峰、调频、黑启动等功能，这类项目通常规模大、收益稳定，租赁模式的优势明显。

工商业储能领域，租赁模式通过峰谷套利和应急供电，成为企业降本增效的重要工具。特别是在电价峰谷差较大的地区，全钒液流电池的经济性优势明显。

新能源配储市场中，不仅可降低初始投资成本，还提供了更大的灵活性。新能源电站可以根据实际需求调整储能容量，避免了一次性投资过大的风险。

模式优势得到项目规模化验证

此前，液流电池电解液租赁模式已经在国外多个项目中成功落地，如美国德州48MWh项目、英国牛津能源枢纽项目。

而在国内，这种模式始于2022年，大连融科与海螺融华在行业内相继推出钒电池电解液租赁模式。

2022年12月，由海螺融华供应设备的安徽枞阳海螺6MW/36MWh全钒液流电池储能项目并网，该项目是国内首个电解液租赁项目。

2024年7月，由海螺融华供应设备的另一个项目安徽荻港海螺3MW/18MWh全钒液流电池储能项目也顺利并网。

值得一提是的，2024年1月，电解液租赁模式走进招投标市场，安徽芜湖荻港海螺3MW/18MWh全钒液流电池电解液租赁服务招标公告发布，这是电解液租赁的“第一标”，标志着该模式逐步走向规模化实践。

2024 年，攀西融资租赁联合大连融科，中标国家电投攀枝花 100MW/500MWh 全钒液流储能电站（一期 12MW/60MWh），以20年融资租赁期限提供电解液服务，成为行业首个大规模商业化租赁项目，为后续推广提供了可复制的经验。

也因此项目，全钒液流电池电解液租赁模式得到了进一步创新。

2026年1月25日，国家电投集团四川攀枝花100MW/500MWh全钒液流储能电站示范应用项目（一期实证12MW/60MWh）（调度命名“攀源储能电站”）顺利通过国家电网四川电力调度控制中心连续试运行考核，即将全面投入商业化运营，开启市场化运行新阶段。

攀源储能电站作为四川省首批新型储能示范项目，是四川省首个电网侧全钒液流独立储能电站，也是西南地区规模最大的全钒液流储能电站。

该电站也是国内首个采用钒电解液“收储+租赁”模式的储能电站，在全新金融和商业运作模式方面取得了实质性的突破。

项目顺利并网解决了钒电解液作为金融资产的供应保障、质量保证、价值认定、交易流动、运营维护及收回利用等一系列问题，在全新金融和商业运作模式取得了突破，为探索搭建钒电解液供应链体系、产品交易平台、质量检测和标准体系、钒制品收储基金，并逐步建立完善电解液运营维护和回收利用机制，为钒电解液融资租赁业务开展创造了良好的条件。

此外，山东、内蒙古、四川等地的多个电网侧、新能源配储项目也纷纷采用该模式，如科力远鄂尔多斯 300MW/1200MWh 独立储能电站、阳光电源台儿庄全钒液流储能项目等，通过电解液租赁优化投资结构，提升项目收益率。

这些实践表明，电解液租赁模式已成为液流储能项目的降本路径之一，而通过规模化项目的验证，这种模式的优势得以彰显。

以枞阳海螺6MW/36MWh项目为例，通过数据验证，充分证明其作为行业内规模最大的全钒液流电池用户侧储能电站，和首个采用全钒液流电池电解液租赁模式的落地项目，成功实现储能电站初始投资降本约50%，投资收益率提升1.5%左右。

项目采用6小时全钒液流电池储能系统，通过谷充峰放模式深度耦合电网调节需求，系统日均循环频次达1.19次，实现全生命周期度电成本最优，具备显著的经济效益，对用户侧市场拓展具有开辟意义。

在江苏某大型氯碱化工厂70MW/448MWh项目中，通过采用电解液租赁模式，将内部收益率提升至15.63%，资本金回收期缩短至4.46年。

模式推广面临现实挑战

尽管电解液融资租赁目前已得到行业租赁公司的广泛关注，且电解液租赁模式优势显著，但当前推广仍面临多重挑战。

综合业内观点来看，主要集中在四个方面，一是金融属性与估值难题，钒价波动导致电解液残值难以精准评估，租赁公司面临资产定价风险；二是标准体系缺失，电解液质量检测、性能衰减判定、回收再生标准尚未统一，易引发租赁双方纠纷；三是专业能力不足，具备电解液运维、再生能力的第三方机构较少，难以支撑大规模租赁业务；四是政策配套滞后，针对电解液租赁的税收优惠、资产认定、绿色金融支持等政策尚未完善。

中科院大连化学物理研究所研究员张华民在《全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》一文中指出，电解液租赁模式的价值主要在于降低项目的初始投资成本，同时可以委托租赁方对电解液进行专业管理与维护，降低运行风险，但从整个项目的寿命周期来看，整体并不能省下多少钱。

尤其是，随着锂离子电池储能技术的成本持续下降，这种前期成本的降低的优势正在被稀释。

针对上述挑战，笔者认为，电解液融资租赁未来的发展需从多维度破局：一是建立钒价对冲机制，依托大宗商品交易所搭建电解液交易与定价平台，稳定资产估值；二是加快标准制定，明确电解液质量、运维、回收的行业规范，保障租赁双方权益；三是培育专业运维企业，鼓励电解液生产商、储能企业布局，提升全链条服务能力；四是完善政策支持，将电解液租赁纳入绿色金融范畴，给予税收减免、贴息贷款等扶持，降低模式推广成本。

另外，笔者还认为，推动全钒液流电池储能系统降本还应从加速上游钒资源开发和共赢生态链建设、隔膜、电堆、调度控制等核心技术创新以及应用场景、商业模式等多维角度综合发力，推动全钒液流电池储能绿色化、智能化、融合化、规模化、国际化发展。

一审：刘亚珍

二审：裴丽娟

三审：潘 望