2025 年 1-9 月，国内液流电池储能产业交出了一份亮眼的 “产能答卷”：41 个新增生产制造项目、61.736GWh 计划年产能、349.14 亿元总投资，数据背后是产业从 “单点布局” 向 “全链条协同” 的深度转型。不同于传统产能扩张的 “盲目跟风”，此次液流电池的产能建设呈现出鲜明的 “梯次逻辑”——24% 的项目已完全投产，大连融科、上海电气等龙头企业凭借成熟技术快速填补当前百兆瓦级示范项目的设备需求；24% 的项目处于在建或部分投产阶段，瞄准短期内激增的长时储能订单；剩余 52% 的储备项目则为 2026 年后的市场增长预留空间，有效规避了 “产能过剩” 与 “供应短缺” 的双重风险。
更值得关注的是，产能扩张已突破 “分散化” 瓶颈，形成 “技术主导 + 区域集群” 的双重特征。技术路线上，全钒液流电池以 63% 的项目占比（26 个项目）牢牢占据主导地位，覆盖从钒电解液、电堆到系统集成的完整产业链，大连融科在黑龙江双鸭山、辽宁庄河的全产业链布局，更是将其全球钒电解液市场份额稳定在 90% 以上。而铁铬、锌溴等替代路线也加速突围，朗雄能源 32.15 千瓦铁 - 铬液流电池堆的投产，以及 2026 年 300-400 兆瓦全自动生产线的规划，为产业技术多元化注入新活力。
区域布局上，“资源导向” 与 “市场导向” 的协同效应凸显。辽宁依托钒矿资源打造全钒产业集群，江苏凭借化工、装备制造优势聚焦电解液与系统集成，新疆、内蒙古则结合风光大基地需求布局 GWh 级产能 —— 志喜科技 1GW/4GWh 智慧工厂、新兆能超 4GWh 项目的落地，让液流电池产能与新能源消纳需求实现 “就近匹配”，大幅降低了运输与运维成本。
长期以来，“高成本” 是制约液流电池大规模应用的核心瓶颈，而 2025 年成为这一局面的 “破局之年”。9 月，蒙能包头百灵储能电站项目中，大连融科以 1.958 元 / Wh 的系统单价中标，首次将全钒液流电池系统采购价格压降至 2 元 / Wh 以下，这一突破不仅是数字的跨越，更是经济性的 “质变”—— 在 4 小时以上长时储能场景中，全钒液流电池首次具备与磷酸铁锂电池 “同台竞争” 的实力。
成本下降的背后，是 “技术降本” 与 “模式创新” 的双重驱动。技术层面，大连融科 1.5GWh 钒电解液生产线通过浓度优化提升电解液利用率，上海电气 500MW 电堆自动化产线以 “全流程无人作业” 降低人工成本，核心材料的国产化替代也在加速推进，电极材料国产化率已接近 70%。模式层面，“电解液租赁” 成为降本利器，湖南银峰等企业将电解液从 “一次性采购资产” 转化为 “长期租赁服务”，直接帮助用户降低 60% 初始投资，有效缓解了 “前期投入高” 的市场顾虑。
按照当前降本节奏，行业已形成清晰的成本路线图：2027 年迈入 1.5 元 / Wh 时代，2030 年突破 1 元 / Wh 关口，最终向 0.7 元 / Wh 的终极目标迈进。这意味着，未来 5-10 年，液流电池将在电网侧、新能源场站侧等场景实现 “经济性达标”，成为长时储能的主流选择之一。
2025 年，液流电池的应用不再局限于 “试点项目”，而是进入 “规模化落地 + 多元化渗透” 的新阶段。在国家发改委第二批绿色低碳先进技术示范项目中，5 个液流电池储能项目规模超 3.7GWh，新疆昌吉 200MW/1GWh 电站更是全球首个全容量并网的 GWh 级液流储能项目，标志着产业正式告别 “百兆瓦级试错”，进入 “GWh 级量产” 时代。
应用场景的拓宽，进一步释放了液流电池的 “技术优势”。在吉林松原，100MW/400MWh 全钒液流电池共享储能电站攻克严寒地区储能难题，验证了其宽温域适应性；在国能大柴旦风光储项目中，液流电池与锂电、飞轮等 7 种储能技术协同运行，展现了其 “兼容互补” 的系统集成能力；在山西徐州，1.25MW/6MWh 矿用储能项目的并网，为矿山绿色转型提供了新方案；更值得关注的是，山西潞宝集团千万瓦时钒电池系统出口美国矿山，实现了中国液流电池技术 “走出去” 的突破。
这些场景的探索，不仅验证了液流电池在 “长时储能、安全稳定、极端环境适应” 等方面的优势，更构建了与锂电池的 “错位竞争” 格局 —— 在核电应急电源、老龄化电网改造、偏远微电网等锂电池受限场景，液流电池凭借 “本质安全” 特性快速占领市场；在电网调频领域，其百毫秒级响应能力则补位了锂电的 “高频调节缺口”。
尽管液流电池产业势头强劲，但仍面临 “技术、成本、标准、产能匹配” 四重挑战。技术上，能量密度较低、高端离子交换膜依赖进口、系统集成需定制化，制约了其在移动储能等场景的应用；成本上，初始度电成本仍是锂电的 1.5-2 倍，钒价波动更是加剧了成本不确定性；标准上，全球缺乏统一的设计、测试、安全规范，企业需应对各国差异化认证，推高了出海成本；产能上，部分规划项目存在 “技术转化风险”，高端隔膜等核心部件进口依赖度仍高，可能导致 “产能闲置” 与 “供应短缺” 并存。
针对这些挑战，行业已形成多维度破局路径。技术攻坚方面，全钒液流电池聚焦 “低钒电解液、无膜电堆” 等关键技术，同时加速锌溴、硫铁等替代体系研发，降低对钒资源的依赖；政策支持方面，需建立 “长时储能容量电价补贴”，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；生态协同方面，推动 “钒矿 - 电解液 - 储能装备” 全链条整合，如新疆志喜科技 40 亿元智慧工厂实现 “资源 - 产品 - 应用” 闭环，降低产业链综合成本；标准建设方面，加快制定电解液回收、系统能效等国标，推动全球标准协同，为企业出海扫清障碍。
2025 年，液流电池储能正站在 “产业化拐点” 上。随着政策持续赋能、技术不断突破、成本稳步下降，它不仅将在长时储能领域坐稳核心地位，更将重塑储能产业的技术格局与市场生态，为新型电力系统建设注入 “稳定器” 与 “加速器”，推动能源转型迈向新阶段。
