摘要：政策持续加码、资本密集入局、技术路线多元突破与产业链协同深化形成合力，推动着液流电池储能产能高质量跃升，同时呈现出鲜明的结构性特征，为长时储能规模化发展奠定基础。
中国储能网讯：在新型电力系统加速构建与长时储能需求爆发的双重催化下，2025 年液流电池储能产能持续扩张。
政策持续加码、资本密集入局、技术路线多元突破与产业链协同深化形成合力，推动着液流电池储能产能高质量跃升，同时呈现出鲜明的结构性特征，为长时储能规模化发展奠定基础。
1-9月产能扩张61GWh，全钒主导
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年1-9月国内共新增41个液流电池储能生产制造项目，计划年产能61.736GWh，其中31个项目披露了投资金额，总计349.14亿元。
从趋势上看，2025年以来，液流电池领域的产能扩张呈现4大特征。
首先是梯次推进，产能建设呈现“投产-在建-储备”梯次推进的节奏，有效平衡当前供应与未来需求。
1-9月新增41个液流电池储能生产制造项目中，24%的项目完全投产，主要涉及大连融科、上海电气等龙头企业；24%的项目处于部分投产或在建状态，加紧补足产能缺口；剩余52%为开工、签约、规划储备项目，为后续增长蓄力。
这种梯度布局既避免了产能过剩风险，又确保了当下百兆瓦级示范项目增多带来的设备供应问题。
其次是，扩张呈现“全钒主导、多元技术路线追赶”的技术格局。
41个液流电池储能生产制造项目中，全钒路线共26个，占比达63%，覆盖从钒电解液、电堆到电池、系统集成的完整产业链，大连融科、上海电气储能、中钠储能、普能世纪等头部企业的扩充动作，使得全钒液流电池的主导地位进一步巩固。
另外，铁铬等其他路线加速追赶，今年8月，朗雄能源全球单体功率最大的32.15千瓦铁-铬液流电池堆在江苏吴中的朗雄储能产业园正式投产，2026年底，全自动生产线投产后，总计将达到300~400兆瓦的年产能，朗雄能源将建成国内规模最大、自动化程度最高的铁-铬液流电池生产基地。
还有，GWh级产能扩张成常态，集群效应凸显。
41个液流电池储能生产制造项目中，GWh扩产项目共28个，占比达70%，覆盖电解液、电堆、电池、系统等全产业链，大连融科、上海电气储能等头部企业均有4个扩产项目，布局区域涉及东北三省、河南、山东、云南等地。
区域产能呈现集群化特征，形成资源与市场双导向布局，如辽宁依托资源禀赋打造全钒产业集群，江苏凭借产业配套优势发展电解液与系统集成产能。
其中，今年4月，投资10亿元的星辰新能绍兴总部基地主体结构全面封顶，作为本基地核心的绍兴“星G智造基地”，致力于打造国内首个全钒液流电池“黑灯工厂”，采用全自动化生产线，达产后可年产2GW/8GWh钒星V-star电堆及储能系统。
另外，志喜科技在新疆签约的全钒液流储能电池项目、恒久安泰在辽宁在建的全钒液流电池产业项目、新兆能在内蒙古拟建的全钒液流电池项目设计年产能均超过4GWh。
还有一个明显的趋势是，关键材料领域发力，推动产能扩张从单点突破转向全产业链协同。
钒电解液、电堆作为液流电池的关键环节，2025以来，迎来了产能端的持续发力，涉及的扩产项目共5个。
其中，大连融科4月在黑龙江省双鸭山市全钒液流电池储能全产业链示范基地项目正式开工；6月，大连融科全钒液流电池电解液生产线项目（一期）在辽宁省庄河县投产，总投资4亿元，建设年产1.5GWh钒电解液、钒电解液晶体生产线。
目前，融科储能已成功建立起全球规模最大的钒电池储能材料与装备制造基地，在建与已投运的钒电池储能装机规模已占据全球市场的60%以上，而其钒电解液材料更是独占全球90%的市场份额。
另外，上海电气储能今年以来在云南、辽宁等地有两个电堆和一个电池产能项目迎进展，设计产能达3GWh.
6月，其自主设计开发500MW全钒液流电池电堆自动化产线投产，深度融合了国际顶尖自动化设备与智能化管理系统，真正实现了从电堆物料到成品的全自动化作业。
值得一提的是，液流产能建设还迎来产业资本与金融资本的双重加持，如蚂蚁集团领投中海储能超亿元融资，红杉中国、源码资本等头部机构密集布局，资金重点流向技术研发与产能建设。
随着应用环节规模扩张，产业链垂直整合成为降本关键，新疆塔城志喜科技投资40亿元建设1GW/4GWh全钒液流储能智慧工厂项目实现“钒矿 - 电解液 - 储能装备”全链条覆盖；星辰新能在哈密布局电解液基地，配套西北风光大基地实现本地化供应，通过上下游联动降低综合成本。
多重因素共振，行业拐点将至
2025年来，液流电池储能的产能快速扩张，是政策、市场与成本等多重因素共振的结果。
政策端，红利精准释放，从顶层设计到地方落地的全链条赋能。其中，国家层面，液流储能等持续迎强政策信号。
其中《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；《新型储能制造业高质量发展行动方案》要求推动超级电容器、铅碳电池、钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关；《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》明确，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；《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》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。
地方政策则形成差异化支撑格局，如北京市延续 15% 的企业所得税减免政策，覆盖普能世纪等核心企业；四川省作为钒资源第一大省，出台全国首个钒电池专项政策，推动2025年储能领域渗透率提升至15%-20%，政策红利正加速转化为产能落地动能。
成本端，发展最快的液流技术路线全钒液流储能系统中标价格数年时间完成关键“一跃”。
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,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。
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。
应用端，示范项目规模化落地成为产能释放的直接动力。
今年4月，国家发改委发布《绿色低碳先进技术示范项目清单（第二批）》，纳入的101个项目中，储能项目数量超过50个，规模超过5.4GW/24GWh，其中包括新华（阿克 苏）能源投资的500MW/2000MWh构网型混合储能示范等5个液流电池储能，规模超3.7GWh。
从并网情况看，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，2025年1-9月，液流电池新增装机0.61GW/2.52GWh，功率占比2.09%，排名第二，百兆瓦级规模应用进一步渗透。
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。
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。
2025年，液流电池正迎来决定性拐点正在成为业界的共识。
欧洲液流电池协会（FBE）主席Kees van de Kerk今年8月在专题讨论中指出，行业历经多年波动后已抵达临界点,市场需求真实存在，现在需要全产业链协同实现成本优化与产能扩张。
图 2025年1-8月新型储能各技术路线新增装机功率占比
四重挑战与破局路径
尽管政策加持、资本涌入、成本下降推动液流电池产能扩张从政策驱动向市场驱动转型，行业迎来规模化临界点，但液流电池产业化仍面临四重关键挑战。技术上，能量密度较低、核心材料（如离子交换膜）被少数国家垄断，且系统集成需定制化，增加输出难度；成本上，初始度电成本是锂离子电池的1.5-2 倍，钒电解液占成本 40%-50%，钒价波动进一步加剧不确定性，对成本敏感市场不友好；标准上，全球缺乏统一的设计、测试、安全标准，各国规范差异大，导致企业认证成本高，限制规模化推进。
此外，行业仍面临产能释放节奏与技术成熟度匹配的挑战，部分规划产能存在技术转化风险，电极材料国产化率虽目标提升至70%，但高端隔膜等核心部件仍依赖进口。
因此，液流电池真正走向规模化应用需从技术攻坚、模式创新、 政策创新、生态协同等多个维度持续突破。
技术层面，以精准创新打破技术桎梏，在主流技术路线上，全钒液流电池需持续突破成本与性能平衡难题，攻关低钒电解液、无膜电堆等降本技术。
通过电解液浓度优化与电堆结构革新，使得电解液利用率进一步提升，同时依托钒价理性回落的市场窗口，进一步压缩核心成本。
同时，推进锌溴、铁铬、硫铁等替代体系研发，推进液流电池技术多元化布局。
模式方面，针对液流电池初始投资高的核心痛点，需通过商业模式创新重构成本回收逻辑,电解液租赁模式已展现显著成效，湖南银峰等企业通过该模式将用户初始成本降低 60%，将一次性资产投入转化为长期服务付费，有效缓解市场接受门槛。
结合共享储能理念，可在风光大基地、化工园区等集中场景构建共享储能电站，通过多主体分摊成本实现效益最大化。
场景精准定位是打开市场的关键,聚焦“高价值 + 高需求”细分市场,依托本质安全优势，在核电、石化、煤矿应急电源、老龄化电网改造、偏远微电网等锂电池受限场景建立利基市场，同时发挥百毫秒级调频响应能力，补位电网高频调节需求。
针对不同场景需求，开发4-12小时级长时储能系统，匹配新能源消纳、跨时段电力平移等多元化需求，形成与锂电的错位竞争格局。
政策方面，需需从普惠性补贴"转向精准化赋能，助力产业跨越经济性拐点。可建立容量电价分档补贴机制，对8小时以上长时储能给予政策激励，同时将液流电池纳入电网辅助服务市场，通过调频补偿对冲成本压力。
另外，参考《全钒液流电池安全要求》国标落地经验，加快电解液回收、系统能效等关键标准制定，为规模化应用提供规范依据。
未来，随着产能从规模扩张向质量提升转型，液流电池储能将在长时储能领域坐稳核心地位，为新型电力系统建设提供坚实支撑。
来源：新浪财经