液流电池产业如何“乘风而起”?

　　在经过约14年的技术示范、商业化起步时期后，液流电池产业正逐步迈入全面商业化时期，新型技术路线与应用新赛道集中爆发，行业产能与市场规模全面提速增长。而零碳园区、算电协同等落地推进，更如一阵东风，要将产业送上青云。

　　行业是否已经来到起飞的关口?近日，在由液流电池产业联盟主办的“液流电池在线”首期论坛上，专家提出，行业在成本、商业模式、标准等方面尚且面临阻碍，要想抓住机遇、乘风而起，还需聚焦关键环节，逐一攻破。

　　从“可选项”变成“必选项”　长时储能东风已至

　　过去数年，液流电池行业在产能规模、市场空间、交付能力等方面取得了长足进展。

　　四川伟力得能源有限公司副董事长、液流电池产业联盟轮值理事长陈继军介绍说，从规模来看，2025年，全钒液流储能已投运百兆瓦级项目达1吉瓦/4吉瓦时，同比增长180%；从产业链来看，当前液流储能产业交付能力已实现长足进展，电解液可达约30万立方米/年，电极材料可达300万平方/年，离子膜约200万平方/年，电堆及集成约为3吉瓦/年。

　　记者了解到，业内普遍认为，液流电池“东风已至”。一是来自“双碳”目标推进所带来的发展机遇，包括新型电力系统和零碳园区等。二是来自算力需求的高速增长。

　　从前者来看，浙江星辰新能科技有限公司解决方案副总监王浩指出，随着全球风光装机成为新能源增量的核心主体，长时储能已成为电力系统刚需。电力系统的核心矛盾已经从“有没有电”变成了“电在什么时候有、能不能跨时段转移”。“当风光的发电量占比突破20%后，我们整个电网的调峰成本会指数级增长。2至4小时的短时储能如锂电池，已无法解决跨天、跨周的电力缺口。”王浩说。

　　评价标准也在转变。“从只看初始投资，转向了全生命周期的度电成本，以及整个储能系统的循环寿命、安全性和衰减水平。”王浩说，“而这些正是全钒液流的核心优势。”

　　与此同时，“十五五”期间，国家明确提出力争建成100个左右国家级零碳园区，为行业打开了新的市场空间。国合能源研究院院长、新能源国际投资联盟副理事长、中国开发区协会零碳园区专委会主任王进指出，零碳园区要求清洁能源占比超过90%，然而风光发电天生具有间歇性和波动性，要支撑90%以上的绿电占比，必须有长时储能作为“电力缓冲”。

　　高速增长的算力需求更给产业“添了把火”。四元泰科(北京)科技有限公司新能源部总经理黄燕宁指出，全钒液流电池凭借本质安全、超长寿命、功率容量易扩容三大核心优势，成为离岸算力场景最优储能解决方案。“这一赛道独立于传统风光储能、电网储能，为液流产业打开了全新增长空间。”黄燕宁说。

　　产业起飞还缺啥?　“如何盈利”成首要问题

　　尽管站在风口上，但产业距离“飞”起来，还有一定距离。

　　多位专家将“如何盈利”提到首要位置。其中，成本是绕不开的硬骨头。黄燕宁指出，电堆、高纯电解液规模化不足，核心部件依赖进口，导致系统整体造价仍处于偏高水平，制约商业化推广速度。

　　“产业目前尚未实现根本性突破，电化学体系仍然以全钒为主，系统成本高度依赖于电解液和钒价。”王浩介绍说，目前全钒系统成本已从2021年的3.5元/瓦时降至1.95元/瓦时，但相较锂电仍有差距。

　　商业模式则是最大的短板。王浩指出，当前液流储能商业模式单一，绝大多数项目仍以峰谷价差为核心盈利来源。黄燕宁也表示，当前多元回报模型仍处于探索打磨阶段，缺乏标准化的投资测算模板与成熟的盈利路径，社会资本进入意愿有待提升。

　　“随着2025年136号文出台，参与电力市场已经成为电化学储能电站的主要收益模式。”大连理工大学电气工程学院研究院、大连市新型电力系统工程中心主任李爱魁谈道，液流电池储能电站要通过参与更多电力交易增加收益，需要解决三个关键问题。一是精细化核算调用经济性，二是提高运行可靠性和功率容量控制能力，三是实现智慧化市场调用辅助决策能力。此外，记者发现，长时储能面对的下游领域多为新兴产业、未来产业，这些领域的标准和体制机制等还有待完善。如在算力领域，黄燕宁指出，算力储能、离岸储能等新兴应用场景尚缺乏针对性的专项标准体系，行业准入和质量规范存在空白，监管依据不足；而在零碳园区建设方面，王进也指出，当前零碳园区的关键环节如绿电直连、虚拟电厂等，在体制机制层面尚未完全打通，难以实现盈利，液流储能的增长空间随之受限。

　　AI运维成破题关键　产业链协同过关斩将

　　AI不仅为液流储能带来了新的市场空间，更成为行业增加收益的关键点。

　　李爱魁认为，液流电池储能调用及控制，是高安全储能路线亟待突破的关键技术。据他介绍，其团队正在开发三维可视化加AI辅助决策系统，涵盖市场价格的预测、能力预测、多市场目标下的容量优化分配等功能，目标是实现液流电池储能电站一体多用、分时复用，有效提高储能站利用率和经济效益。

　　王浩也表示，储能行业的竞争正从单纯的硬件设备性能比拼，转向以AI算法为核心的“智慧运营+电力市场交易”的综合能力比拼。“谁能更聪明地预测市场、制定策略并高效调度资产，实现收益最大化，谁就能赢得未来的竞争。”王浩说。

　　针对商业模式，他给出了两套创新方案。一是电解液租赁模式，破解初期成本高企难题。将占系统成本约50%的电解液从固定资产剥离，转为运营成本，有效降低投资商初始资金压力。二是储能电站资产REITs化，破解回收周期漫长难题。他建议引入长期资本，将储能资产证券化，构建“建设—运营—REITs”的良性资金闭环。

　　黄燕宁提出三条建议：一是联合申报示范项目。整合“龙头企业+产业联盟+地方政府”三方资源，协同推动专项扶持政策精准落地，以示范项目为抓手，树立行业标杆，抢占政策红利先机。二是攻关核心技术与标准。联合高校院所开展产学研深度合作重点突破低成本电堆、长寿命电解液等关键核心技术瓶颈，同时牵头编制专项行业标准，掌握产业定义权与话语权。产学研协同攻关，补齐行业标准短板，特别是针对算力储能、离岸出海等新兴赛道编制专项行业标准。三是延伸合作开发解决方案。推动设备厂商与储能运营商联合，聚焦算力场景能源需求，联合开发适配性更强的专属EMS调度系统，实现能源利用效率与运营收益的双重提升。

　　产业新旧动能“共振”　2030年进入爆发增长期

　　“长时储能时代已全面开启，液流电池技术将在能源转型与数字经济的深度融合进程中，持续发挥关键支撑作用，引领行业迈向高质量发展新阶段。”黄燕宁说。

　　“预计2030年，国内全钒液流市场将进入爆发增长期。”王浩表示，在理想场景下，2030年国内全钒液流储能累计装机规模将达到9吉瓦/36吉瓦时；保守场景下，也将达到7.5吉瓦/30吉瓦时。

　　他进一步指出，目前液流电池还拥有充足的成本下降空间。电堆方面可通过提高电流密度及上游原材料创新实现降本30%；电解液方面可通过优化制备工艺、提高利用率、提高钒离子浓度实现降本45%；直流侧集成方面可通过提升储能系统模块单元功率等实现降本约25%。“到2030年，全钒系统成本有望跌破1元/瓦时。到时候，在6小时以上场景，全钒的全生命周期度电成本将全面超越锂电。”王浩说。

　　值得一提的是，他认为，未来混储电站将成为重要发展方向。王浩指出，混合储能项目在全钒项目中的占比，已从2023年的16.67%提升至2025年的60%。星辰新能已通过新华乌什构网型项目、乌兰察布智能混储项目、上海申能新型储能项目等证明了“锂电+液流+X”的混合储能模式在不同场景下的技术可行性和商业价值。

　　黄燕宁则强调，行业要“双向共振”，实现新旧动能双向驱动。在传统场景，深耕电力系统调峰、新能源配套并网等成熟领域，保障项目收益的稳定性与可持续性，为产业发展提供坚实的现金流与市场根基。在新兴赛道，积极布局数据中心备电、工商业储能及“东数西算”算力能源协同等蓝海市场，挖掘增量需求。

　　“在目前的情况下，大家要坚定行业发展的信心，分别做好各自区域的政策争取以及市场的拓展和培育。同时对于在手的项目，要保质保量努力完成项目的交付。”陈继军说，“‘十五五’是液流电池的重要发展时期，需要我们携起手来，共同进步。”

　　近日，钒电池产业又传来好消息。7月2日，云南省发布了多达1.5吉瓦/6吉瓦时的钒电池项目，并要求在2年内完成。专家指出，这将振产业信心和激活资本市场，推动钒电池产业“乘风而起”。