跌破2元/Wh！全钒液流电池储能迎商业化提速关键之年

2025年，全钒液流电池储能技术在政策助力、成本攻坚与产业落地多重因素驱动下，迎来了“规模化应用”跨越的关键转折点。

从中标价格首次跌破2元/Wh，到GWh级项目落地，再到全产业链技术的协同升级，这项以长时安全为核心优势的储能技术，正加速重构储能市场的竞争格局。

政策：长时储能持续迎重磅政策信号

2025年以来，长时储能作为新型电力系统建设的关键支柱，持续迎来国家层面重磅政策信号。

2月，国家能源局正式印发《2025年能源工作指导意见》，将长时储能定位为新型电力系统建设的关键支柱，明确提出“强化长时储能技术创新攻关和前瞻性布局”。

这一政策导向意义深远，彰显出国家将长时储能定位为新型电力系统建设的关键支柱，置于构建新型能源体系中的核心地位。

另一方面，也意味着国家将把液流电池、压缩空气等长时储能技术作为重点研发方向，加大资源投入，力求实现技术突破。

同月，工业和信息化部等八部门印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》，文件提出，面向中短时、长时电能存储等多时间尺度、多应用场景需求，加快新型储能本体技术多元化发展，推动超级电容器、铅碳电池、钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关。

液流电池方面，政策要求，开展液流电池电堆、双极板、电解液、离子交换膜等关键材料技术攻关，提升液流电池能量效率、系统可靠性、全生命周期经济性。

9月，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，提出，2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。

其中明确，锂离子电池储能实现规模化应用，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、飞轮储能等进一步商业化发展，固态电池、重力储能、热储能、氢储能及其他创新技术示范应用。

此外，国家能源局等部门于近日印发《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》，明确要求推动建立高安全、高可靠电池储能装备体系，研制长寿命、宽温域、低衰减锂电池、钠电池、固态电池关键装备，构建低成本长时钒基、铁基、有机等液流电池装备体系。

成本：数年时间完成关键“一跃”

2025年9月18日，蒙能包头百灵100MW/400MWh电网侧储能电站项目公布中标结果，为全钒液流电池储能降本写下里程碑式的注脚。

大连融科储能以1958.02万元拿下2.5MW/10MWh全钒液流储能系统订单，折合单价约1.958元/ Wh，这是该技术路线首次以系统采购形式突破2元/Wh的关键关口，彻底打破了“长时储能必然高成本”的固有认知。

这一突破背后全产业链协同降本的必然结果。

长期以来，初始成本过高是制约全钒液流电池商业化的核心瓶颈，作为占系统成本50%的核心环节，电解液通过“资源+技术+规模”三轮驱动实现显著降价。

随着钢渣提钒技术成熟带来的原料供给增加，以及石煤提钒工艺升级推动的冶炼成本下降，电池级五氧化二钒价格稳步回落，为电解液成本控制奠定了基础。

更重要的是技术创新的突破，新宙邦、星辰新能等企业通过开发新型添加剂、应用专利活化技术，大幅提升电解液利用率和摩尔浓度，不仅降低了单瓦时电解液用量，更带动储液罐、管路等配套设备减量30%以上。

电堆与系统集成环节同样成效显著，超薄离子交换膜、自研石墨双极板等材料创新，配合新疆、常州等地GW级工厂的智能制造升级，让电堆成本持续下行；液流储能科技单模块功率从500kW提升至1MW的集成优化，更使部分部件用量减少30%-50%，多环节协同最终促成了价格破局。

从价格脉络上看，此次价格破局是全钒液流电池储能持续降价趋势的延续与加速。

2023年，同等规模全钒液流电池系统平均价格仍在2.5元/Wh左右；2024 年，随着三峡能源新疆吉木萨尔等大型项目落地，EPC中标价格已触及1.929元/ Wh 的低位，系统价格也降至2.1-2.3元/ Wh区间。

价格跌破2元/Wh的意义远超数字本身，对于电网侧储能而言，这意味着全钒液流电池在长时储能场景下的经济性显著增强，有望在4小时以上时长需求中与磷酸铁锂电池形成差异化竞争。

对于新能源场站，成本下降将加速“光伏+全钒液流储能”“风电+全钒液流储能”等一体化项目的落地，为可再生能源稳定并网提供更可靠的支撑。

有企业曾测算，按照当前降本节奏，到2027年行业将迈入“1.5 元时代”，2030年有望突破1元大关，最终向0.7元/Wh的终极目标迈进。

项目：GWh级工程全容量并网验证产业化能力

2025年以来，全钒液流电池的规模化应用加速，据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，截至8月底，液流电池储能并网规模达0.59GW/3.32GWh，一个明显特征是大型标杆项目的密集落地，凸显全钒液流电池储能支撑百兆瓦级规模应用的能力进一步夯实。

其中包括，3月，伟力得100MW/400MWh全钒液流电池储能电站项目在四川乐山开工，这一项目建成后将是中国西南地区规模最大的钒电池独立储能电站。

5月，新疆昌吉200MW/1GWh全钒液流新型储能电站并网发电，这是全球首个全容量并网的GWh级液流储能项目，标志着液流电池正式步入GWh时代！其中，新型储能电站的储能时长达到5小时，是新疆储能时间最长的液流新型储能电站，单次最大能储存100万度电，大约能满足390户三口之家的一年用电需求。

另外，哈密石城子光伏产业园100兆瓦/400兆瓦时的全钒液流储能电站、云南省禄丰市100MW/400MWh全钒液流独立储能电站、大唐中宁200MW/800MWh共享储能项目——100MW/400MWh 全钒液流电池储能等多个百兆瓦级项目项目验证了全钒液流电池产业化能力。

与此同时，全钒液流电池储能技术应用场景不断拓宽。

2025 年初，由大连化物所提供技术支持、大连融科储能参与建设的吉林松原乾安中卉玉字储能电站正式投产。这座装机容量 100MW/400MWh、总投资12.22亿元的百兆瓦级项目，是我国严寒地区首座全钒液流电池共享储能电站。

4月，国能大柴旦100万千瓦风光储项目全容量并网发电，项目总装机容量200兆瓦/800兆瓦时，包含集中式和高压直挂式磷酸铁锂电池、钠离子电池、半固态磷酸锂电池、钛酸锂电池、全钒液流、超级电容、磁悬浮真空飞轮储能等8种储能类型，为目前国内储能类型最多、涵盖主流电化学储能类型最全的储能电站。

8月，山西国润储能承建的徐州国纤铁矿集团全钒液流电池储能项目（1.25MW/6MWh）正式并网，成为徐州地区矿企绿色低碳转型的标杆案例。

此外，山西潞宝集团的千万瓦时系统3月成功出口美国矿山，实现了其钒电池产品在矿山领域的首次大规模应用，成为中国储能技术走出去的典型代表。

从电网侧调峰到新能源配储、再到矿山等用户侧，从国内严寒地区到海外工业场景，全钒液流电池的应用边界正快速扩张。

应用环节的提速也促使产业链产能扩张，据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年以来，截至9月5日，国内共新增39个液流电池储能生产制造项目，计划年产能59.7GWh，投资金额总计343.6亿元，达产后年产值460.5亿元。

技术：全链条创新构筑核心壁垒

2025 年，全钒液流电池的技术突破呈现全链条渗透的特征，为产业发展注入持续动力。

其中，中科院大连化物所的研发成果尤为亮眼，其自主研发开发出新一代70kW级高功率密度电堆，体积功率密度提高一倍至130kW/m³，成本降低40%。

液流储能科技突破传统技术瓶颈，推出的125kW高功率电堆实现三大核心技术创新，为大规模储能电站建设提供了高可靠支撑，并结合智能预测算法与运维体系创新，推动液流电池技术向高可靠性、低成本、智能化方向实现全链条升级。

这是液流电池领域第四台超百千瓦电堆，更大的单堆功率也意味着更强的技术突破。

另外，其ENERFLOW 800kW标准化储能系统采用模块化预制技术，在标准20尺集装箱内实现1000kW高功率密度，支持2-6小时储能时长灵活配置。

大连理工大学李爱魁教授团队基于高压电堆技术，开发了低功率成本的储能产品2MW全钒液流电池模块（20尺集装箱），是目前20尺集装箱可搭载的最大功率钒电池系统模块。

永泰能源完成电堆升级迭代，工作电流密度提升至180 mA/cm²，能量效率突破80%，功率提升至45kW，单堆功率成本降低28%，还完成500kW/2MWh集装箱式储能模块研发，集成自研BMS系统，为大规模储能项目提供模块化解决方案

全钒液流电池材料与工艺创新也在同步发力。

电解液领域，星辰新能等企业联合科研机构开发新体系电解液，预计2027 年可将利用率提升至85%、浓度提升至2mol/L以上，推动电解液成本降至0.7元 /Wh左右；电堆环节，超薄离子交换膜、新型碳基电极等材料的应用，使单堆电流密度向320mA/cm²目标迈进。

东方汽轮机公司通过持续优化材料选型、创新流场设计、提升工艺水平，先后完成10千瓦、20千瓦、40千瓦电堆样机迭代，尤其是在技术工艺革新上，其采用最新塑料激光焊接技术，完成组件一体化封装，这一突破直接带来“三重效益”：材料成本降低30%、装配效率提升20%、电堆一次性合格率超99%。

编后语：2025 年的全钒液流电池储能产业，以价格破局为起点，以技术升级为内核，以项目落地为支撑，完成了从 “潜力技术” 到 “现实选择” 的关键蜕变。当成本瓶颈逐步瓦解，性能优势充分显现，这项承载着能源转型使命的技术，正以更坚定的步伐迈向规模化应用的 “黄金时代”。