液流电池储能，不声张的进击

来源：市场资讯

（来源：世纪储能）

2026年过半行业的审视目光自然的掠过了各个细分赛道，欢喜忧愁、百感交集。

当目光停留至液流电池储能，所有的观察者都有些许迟疑，没有一夜爆发的奇迹，也没有骤然崩塌的泡沫。有的只是一批项目投运、一批电堆参数更新、一批融资落笔。谈不上轰轰烈烈，但变化确实在发生。

标杆的成色

5月21日，新疆吉木萨尔全钒液流电池储能电站全面投入商业运行，比预期提前了一个多月。这是目前国内规模最大的全钒液流电池储能电站，额定功率20万千瓦，储能规模100万千瓦时，配套240组储能单元，单组储电容量超过4000千瓦时。

来源三峡集团

这些数字听起来很漂亮，但更值得关注的是运营层面的实际效果。电站投运后，储能时长可达5小时，可使配套光伏电站弃光率降低10%以上，每年增发电量超过2.3亿千瓦时。

不过，作为冷静的旁观者我们也需看到，由三峡集团主导的项目特殊性，毕竟央企的资源调动能力和成本承受能力并非行业常态。该项目的成功商业运行，更多是验证了技术路线在百兆瓦级的工程可行性，而非证明了商业模式在市场化条件下的普适性。

一个项目的盈利和整个产业的盈利之间，的确还有不短的距离。

版图在扩张

吉木萨尔之外上半年还有一批项目在推进。

云南能投在7月初确认中选丽江市宁蒗县100MW/400MWh全钒液流独立共享储能项目。这个项目已列入2026年云南省新型共享储能项目清单，采用构网型全钒液流电池储能系统，开工后投产并网时间最长不超过2年。对云南能投来说这意味着在压缩空气储能之外，正式构建起了覆盖多技术路线的新型储能布局。

11.5MW/70MWh全钒液流储能项目

另一个值得关注的是华电哈密十三间房项目。这个项目总容量250MW/1000MWh，由磷酸铁锂、高压级联锂电、全钒液流三种技术路线组成，其中全钒液流部分为11.5MW/70MWh，按6小时放电时长设计。截至7月初，功率舱、储罐、PCS升压一体机等核心设备已全部吊装就位，进入现场安装与系统调试阶段。

在多技术路线混合储能项目中嵌入液流电池，本身就是一个值得观察的工程实践，不同技术如何协同、如何调度、各自的性价比如何，这些问题的答案比单一技术路线项目更有参考价值。

内蒙古方面，毅富能源的1MW/5MWh全钒液流电池储能系统已在磴口敖仑独立储能电站并网运行。规模不大但它的特殊之处在于采用了高功率密度电堆技术，额定电流密度达到400mA/cm²以上。这是一个技术验证项目为高功率密度路线的可行性提供了实际运行数据。

盘点上半年液流储能项目的进展呈现出了明显的梯度布局，有吉木萨尔这样的百兆瓦级标杆，有云南、新疆的百兆瓦级在建项目，也有毅富能源这样的兆瓦级技术验证。大中小各归其位，验证与量产同频共振，行业不再纠结能不能做的简单决策，而是试图厘清怎样做更划算的关键难题。

电堆在进化

如果说项目是液流电池的“面子”，电堆就是“里子”。上半年电堆领域的进展，某种程度上比项目投运更值得关注。

200kW全钒液流单体电堆

6月3日，山东液流储能科技在上海第十五届国际长时储能及液流电池展览会上发布了200kW全钒液流电池单体电堆号称全球最大功率。工作电流密度220mA/cm²，能量转换效率83%。宿迁时代储能则在3月宣布新一代80kW电堆下线，500kW功率模块通过客户现场验收，即将交付海外市场。

宿迁时代储能新一代80kW电堆

中科院大连化物所李先锋团队开发出70kW级高功率密度电堆，体积功率密度从70kW/m³提高至130kW/m³，翻了一倍，成本较30kW级电堆降低40%。

这些技术突破有一个共同指向：降本。高功率密度意味着同样体积能输出更多功率，同样功率需要更少的材料。大连化物所的数据很直接，成本降低40%。如果这个降幅能在产业化中复现，液流电池的经济性将发生质的变化。

但是，实验室数据到量产数据之间，往往也存在着令人沮丧的落差。电堆功率密度提升涉及膜材料、电极、流道设计等多个环节的系统性优化，任何一个环节的量产良率问题，都可能把理论上的成本优势吃掉大半。目前行业电堆产业化应用的电流密度一般集中在160至200mA/cm²之间。实验室能做到400、500，但产线上能做到多少、能稳定运行多少小时不衰减，还需要大家继续观望。

资本在躁动

融资方面，星辰新能无疑是上半年的融资冠军。累计完成5轮融资、总额超3亿元之后，7月初又完成近5亿元第三轮融资，投资方包括中信建投资本、工银资本等多家头部机构。在创投圈整体收缩的2026年，一家液流电池企业能在单轮融到近5亿元，说明硬科技赛道的头部标的依然享受显著的流动性溢价。

四川天府储能完成4500万元天使轮融资，志青博材完成千万元天使+轮融资。这些早期项目的估值逻辑更多押注于技术团队的工程化能力，在天府储能的案例中，投资方看中的是其独有的电堆密封工艺和电解液配方优化能力，这两项恰恰是液流电池走向长寿命低成本运行的关键瓶颈。

产业整合也在加速，6月3日上海电气储能与攀钢钒钛、置信电气、鞍钢资本签订四方战略合作协议。从上游钒矿资源、中游装备制造、电网工程配套到产业资本投融资，基本覆盖了全产业链。这种资源、制造、工程、资本的多维捆绑模式，在锂电行业已经非常成熟，在液流电池领域还算新鲜事。

资本的热情是好事但也需要警惕过热。据企查查最新数据显示，截至2026年7月初，国内现存储能相关企业已达49.17万家。这个数字本身就说明了很多问题：当一个行业涌入近50万家企业时，泡沫和淘汰几乎是必然的。液流电池作为储能的一个细分赛道，能容纳多少玩家？这个问题没有人能给出确切答案。

政策在定调

2026年初国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），提出分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。电网侧独立新型储能首次在国家层面明确了容量收益路径。

114号文的核心逻辑是容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长。这对液流电池是明确的制度红利。

毕竟液流电池的天然优势就是长时储能，以甘肃330元/千瓦·年的标准测算，6小时全钒液流电池项目的全投资IRR（内部收益率）可达约12.5%。对于基础设施属性的储能投资而言，这个回报率在当下低利率环境中已经具备相当的吸引力。

但IRR测算和实际回报是两回事。容量电价的具体执行细则、考核标准、各地差异，都还存在不确定性。114号文强调要加强容量电费考核，湖北省2026年1月出台的细则规定：月度实际最大放电功率或单次放电电量未达到申报值和计划值98%的，记一次考核，发生四次扣减当月全部容量电费。这种严格的考核机制，对液流电池系统的稳定性和可靠性提出了很高的要求，而这恰恰是液流电池需要在实际运行中持续验证的。

国家层面，最新指导意见明确要“构建低成本长时钒基等液流电池装备体系”。数据显示我国钒制品产能占全球总量的72%，储能领域钒应用占比从2023年的10.8%提升至16.3%，资源端有优势，政策端有支持，这是液流电池发展的有利条件。

但有利条件不等于必然成功。锂电在过去十年走过的路，成本下降、产能扩张、技术迭代、行业洗牌，液流电池恐怕一条也不会少。Guidehouse预测，到2031年全球钒液流电池年部署量可达约32.8GWh。这个数字放在整个储能市场里并不算大，但它意味着液流电池有机会成为一个百亿级的细分市场，前提是成本能降到足够低，可靠性经得起时间考验。

写在结尾

2026年上半年的液流电池行业，可以用一句话概括：方向明确，路径清晰，但距离大规模商业化还有距离。

吉木萨尔证明了液流电池可以在百兆瓦级规模上稳定运行；电堆技术的突破正在把成本往下拉；容量电价政策给出了明确的收益预期；资本和地方政府正在加速布局。这些都在往好的方向走。但也要看到近50万家储能相关企业意味着行业已经拥挤；电堆的实验室参数和量产表现之间还有落差；容量电价的具体落地效果尚需观察；液流电池的初始投资成本仍然高于锂电。

液流电池的故事讲了很多年，2026年上半年确实有一些实质性的进展，但距离故事变成现实，还需要更多的时间、更多的项目、更多的数据来验证。

保持关注，但不必过度乐观，这大概是看待这个行业最合适的审慎态度。