数字储能网讯：云南省发改委与能源局日前联合印发《2026年云南省新型共享储能项目清单》，13个项目总规划规模1.9吉瓦/7.6吉瓦时，其中全钒液流储能项目11个、规模1.5吉瓦/6吉瓦时，钠离子电池项目2个、规模400兆瓦/1.6吉瓦时。这是国内首次在省级储能项目清单中完全绕开锂电项目。在磷酸铁锂占据主导地位的行业版图中，云南为何押注全钒液流？面对长时储能需求的爆发，全钒液流是否已经准备好走向舞台中央？

系统亟须长时储能

省级共享储能清单是指省级发改委与能源局联合发布、纳入重点支持与管理范围的独立共享储能项目名录，旨在通过集约化建设推动新能源消纳与电网调节能力提升，未入列项目通常无法享受容量租赁政策认定及相应市场收益资格。

云南加码全钒液流储能的原因，或许就藏在电力结构里。作为绿色能源大省，截至2025年年底，云南电力总装机突破1.7亿千瓦，绿色能源装机超1.55亿千瓦，占比超过九成。其中，水电是云南第一大电源，全国排名前十的水电站中，云南有6座。丰水期弃水、枯水期电力紧缺的矛盾长期困扰云南。2021至2023年，云南连续3年陷入“缺电”困扰。作为我国“西电东送”核心送电省份，云南电力供需格局直接影响广东、广西等南方区域用电保障。

随着滇西新能源大基地加快建设，电网对长周期调节资源的需求显著高于中东部地区。电力系统需要的不再局限于短时快速充放电能力，而是能够跨昼夜、跨时段平抑新能源波动的长时储能资源。全钒液流电池正是4小时以上长时储能的理想技术路线。

上海电气储能科技有限公司总经理杨霖霖向《中国能源报》记者介绍，云南拥有天然资源优势。钒是电解液的核心成本项，云南境内滇中、滇西分布钒钛磁铁矿，具备就地开发钒资源、保障电解液原料供给的潜力。同时毗邻四川攀西钒钛资源富集区域，原材料运输半径短，能够有效降低供应链波动风险。

“13个项目选址集中在临沧、普洱、大理、丽江、楚雄，是我国地震最活跃的区域之一，也是高森林覆盖区。液流电池的安全性是重点考量因素。”储能领跑者联盟创始人杜笑天向《中国能源报》记者进一步指出，这套方案是产业、技术、安全、实际需求、增量与存量项目之间利益平衡的结果，有多维度的考量。

政策路线引导早有端倪。《云南省新型储能发展实施方案（2024—2025年）》明确建立差异化价格机制，全钒液流储能按投产装机容量的3倍提供共享服务，磷酸铁锂仅为1.8倍。参考价格为每年220元/千瓦，上下浮动30%执行。收益模型上已向长时液流技术倾斜。2025年7月15日，云南省能源局针对“云南省是否继续推进关于磷酸铁锂储能电站的开发投资建设”的问题进行回复：“截至2025年6月底，全省投产并网新型储能498.7万千瓦，技术路线全部为磷酸铁锂。为考虑集中共享新型储能多元化，短时与长时结合发展，下一步集中共享储能项目鼓励以全钒液流、压缩空气储能等长时储能为主。”

步入规模化商业应用

截至今年6月，国内累计投运的锂离子电池项目总量达329.63吉瓦时，其中液流电池占比仅为1.03%，共享储能清单全力托举，它准备好了吗？

从技术禀赋看，本征安全与超长寿命是全钒液流最硬核的底牌。杨霖霖指出，全钒液流采用水系电解液，无热失控起火爆炸风险，整体循环寿命超两万次、系统寿命逾二十年且运行期间容量几乎无衰减，对比磷酸铁锂寿命延长数倍，长周期使用价值差距显著。同时，功率与容量解耦设计，使得延长放电时长只需增加电解液，边际成本递减，而锂电却必须等比例增配电芯，成本随时长线性攀升。此外，其电解液可循环利用、残值率高，日常运维以检测为主，大修频率极低，全生命周期整体价值胜于锂电。

云南已实打实地推进项目落地。2025年11月正式投产的楚雄禄丰100兆瓦/400兆瓦时全钒液流储能电站，是云南省首个全钒液流长时储能项目，能够有效解决光伏和风电等可再生能源发电的“时间+空间”错配问题，提升消纳能力并降低电力系统运行成本。2025年12月，由上海电气储能参建的全国规模最大全钒液流储能项目——云南永仁300兆瓦/1200兆瓦时一期正式建成并网，百兆瓦级工程能力已得到验证。

业内长期存在的“全钒液流占地更大、建设周期更长”的认知，实际情况已有所纠偏。“小规模兆瓦级项目确因配套设施完善占地超锂电，但进入百兆瓦级规模化阶段后，全钒液流可大幅压缩集装箱整体间距，其消防间距、防火分区要求远低于锂电，整体占地面积反而小于同规模磷酸铁锂电站，土地开发并无突出挑战。”业内人士称。

杨霖霖认为，目前，全钒液流已从技术示范阶段跨入规模化商业初期，从上游钒资源到中游电堆、电解液、系统集成的供应链体系初步成型，已进入大规模商业化应用。

成本逐步下行

初始投资高仍是全钒液流推广的最大“拦路虎”。整体来看，在4小时系统中，磷酸铁锂储能系统报价约0.5—0.6元/瓦时，全钒液流储能系统报价约1.9—2.0元/瓦时。

杨霖霖指出，全钒液流储能系统成本中，电解液占比一半以上，直接受国际钒价及上游供给波动影响；电堆核心材料（双极板、质子交换膜）国产化率仍有提升空间，系统集成与配套设备尚未释放规模效应，核心部件降本空间较大；产业链中游电堆、膜材料的吉瓦级批量交付产能仍需加强；目前各地长时储能收益机制尚不统一，专业运维人才储备亦有缺口。此外，全钒液流技术为秒级响应，无法支撑毫秒级高频调频，与锂电整体产业链成熟度仍有差距。

云南规模化项目集中落地或直接带动液流电池成本下行。杨霖霖指出，本次清单全钒液流电池项目规模合计6吉瓦时，相当于此前全国累计液流装机的数倍，将直接提升中游电堆、电解液、系统集成的产能利用率，摊薄固定成本。短期内全钒液流系统成本稳步下降，单位造价有望降至1.5元/瓦时。叠加数倍的循环寿命，极低的容量衰减，可回收的电解液残值和更低的长维成本，在4小时和以上的场景中，全生命周期度电成本低于磷酸铁锂电池，辅以区域政策补贴和容量电价机制，长时储能的经济性可观。

除了云南，多省出台同类技术导向政策。比如，四川对百兆瓦级钒液流储能项目按总投资15%给予最高2000万元补助；河南对满足长寿命、深放电要求的全钒液流项目，在项目纳规、审批、并网、中央预算内资金等方面给予优先支持。

杨霖霖判断，全钒液流电池投资占比将显著提升，拥有钒资源、新能源资源与政策支持的省份将吸引液流上下游产能落地，形成液流产业规模集群。项目规模化落地，将进一步推动容量电价、长时辅助服务、绿色电力证书等配套机制的出台，让长时储能价值充分变现，逐步摆脱对政策补贴的依赖，进入市场化可持续发展阶段。

因地制宜布局

《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出“因地制宜多元化发展，优化新型储能建设布局”，旨在鼓励地方根据自身能源结构与电网特征开展差异化探索，而非“一刀切”追逐单一热点。

随着多省陆续出台技术路线引导政策，储能投资逻辑正经历从“单一押注磷酸铁锂”向“多种新兴技术并行发展”的转变。这一转变不仅分散上游锂资源供应紧张带来的供应链风险，也将有效降低单一技术路线可能引发的系统脆弱性与安全隐患，使储能产业整体向更加稳健、多元的方向演进。

杜笑天指出，磷酸铁锂技术路线能量密度、综合效率高，响应速度快，能够兼顾调峰与调频功能；液流电池主要针对调峰场景，能量密度、综合效率相对较低，生命周期长。长期来看，技术特性与场景需求匹配，将推动全钒液流与锂电形成差异化分工。

杨霖霖认为，传统锂电的优势区间在0—4小时短时调频、日内峰谷套利，在人口密集、土地昂贵的中东部沿海地区，主导服务工商业用户侧储能、电网侧调频辅助服务、户用储能、移动式储能等场景；而涉及4小时以上的长时储能，包括跨天、跨周调峰和季节性新能源消纳的环节，全钒液流的长寿命优势与低运维成本得以充分释放，广泛应用于风光大基地集中的西南、“三北”地区，主导区域电网侧共享储能、大型风光基地配套长时储能、退役火电厂改造储能等场景，此外锂电所适配的中东部沿海小规模配储依然是全钒液流技术路线的舒适区间，适合联合开展。