21世纪经济报道记者费心懿
2026年1月，新疆吉木萨尔戈壁深处的戈壁滩上，一排银色储罐在戈壁泛着冷光。罐体内，橙红色的钒电解液正缓慢循环。
这座规模达200MW/1000MWh的钒液流储能电站，由三峡集团投资建设，融科储能提供钒液流电池系统并参与建设，总投资超19亿元。
在中国，以液流电池技术为代表的非锂电路线正在储能领域加速崛起。
2025年，新增液流电池装机同比增长43%。截至2025年底，全国已累计投运液流电池项目86个，总规模1707.195MW/7036.87MWh。
其中，近半份额都由一家名为融科储能的液流电池企业完成。去年12月，大连融科储能完成科创板IPO上市辅导验收，正在向“全钒液流电池储能第一股”冲刺进入加速阶段。“长时”技术猜想
储能行业的本质，是解决电力电量的“时空错配”，而行业竞逐的两条主线分别是政策和技术路线。
过去十年，锂电凭借成熟的产业链定义了行业标准，96%的市场份额让其成为无可争议的霸主。但英国国家能源局早在两年前就发出预警：单一技术路线无法支撑电网安全与能源转型的双重需求。
特别是在4小时以上的长时储能需求出现时，锂电并不能完全契合这种需求。
被誉为国内“全钒液流电池第一人”的张华民是这一产业的奠基人之一，也是国内研究大规模储能电池的元老之一。早在2004年，时任中科院大连化学物理研究所教授张华民就建议有关主管部门重视储能技术。
“一旦可再生能源发电量达到电力系统60%至70%的市场份额，长时储能系统将会成为成本最低的灵活性解决方案。”张华民认为。
储能设备必须分担“短时波动调节”与“长时电量接管”两种完全不同的系统功能，而这背后其实藏着一场重要的技术分流：锂电池主导了短时储能，而钒电池正在成为长时储能候选项。
出现这一现象的背后，是系统结构设计的理念区别。
霍尼韦尔首席化学工程师撰文指出，锂电池在一颗封装完好的电芯里，既完成储能，也完成输出，还承担散热、安全、均衡管理等附加能力。用一套封装逻辑，把能量密度、电压稳定性、放电倍率、安全壳体全都绑定进一个微型电化学反应器里，高度集成的系统都意味着：每提升一分性能，必然牵动系统的全部代价。相当于蓄水池为了储放更多的水就要重新增加一套蓄水系统。锂电池的这套系统的设计用最复杂的前期工程设计，换取后期使用阶段的通用性和可控性；但短板也来自这套设计理念本身——天生不具备“功率与能量解耦”的能力。
业内专家强调，“在长时储能的场景要求下，储能时间拉长、系统功率要求不高、调度灵活性反而成为优先级的应用，如长时调度型储能电站、基础负荷移峰等场景里，这种“每多存一度电都要复制整套反应结构”的系统逻辑，就显得并不那么合理了。”
钒电池的设计理念则是在工程可行性范围内，尽量削弱“能量扩容”对结构复制的依赖。因此，当设备进行扩大时，仍需建设结构单元，但这些单元的单位能量成本曲线下降的更快，特别是在8小时以上的储能场景中，其单位储能成本相较于锂电池则呈现出明显优势。
与此同时，当储能电站从电网辅助设施升级为电网公共安全基础设施，系统性安全不容忽视。
锂电池模组在结构上是高度集成且封闭的体系——电芯之间紧密排列，电解液易燃，一旦局部过热则无法在结构层面“物理隔离风险”，只能依靠系统控制尝试限流、限温、限压，但热释放远超响应速度，最终演变成链式事故。所以锂电池的事故本质不是控制系统不够快，而是系统结构本身就不允许“延误判断”。
而在大尺度、长时、远程部署的电网侧储能，它的工程风险系数天然过高，一旦起火扑灭极难，甚至因电堆封装形态造成“热集中点”而反复复燃，这种工程性能上的特征使锂电系统在长时的场景下，已经远超工程容错能力。
钒电池的本质安全性，恰恰来自其结构上的开放式和反应物分离。钒电池使用的是水系电解液，具有不可燃性，主要成分本身不构成燃烧源、电堆为独立模块，电解液储存在常压液罐中，具有热容量高、换热界面大，具备天然的“事故缓冲”能力。即使发生反应异常，也只需切断循环泵、换热器停止输入，反应就会失活，不会蔓延到储液系统，也不会发生结构性爆炸。相对于靠冗余传感器与算法补救的“事后安全”这种本质安全可能是更做为电网公共设施所需要的。①回答“成本之问”
对内而言，持续不断地降本是钒电池逆袭的必经之路。
当大多数企业还在锂电的红海中东拼西杀时，融科储能的工程师们已经在钒电池领域默默耕耘了近二十年。
从业者回忆，这是一场艰苦卓绝的材料国产化战役。2018年，融科储能团队面临一个两难选择：进口离子膜单价高达600美元/平方米，占系统成本的17%；而国产产品尚处实验室阶段，性能不稳定。
要么被材料“卡脖子”，要么自己杀出一条血路。融科储能联合中科院启动攻坚，经过上千次试验，终于攻克全氟离子膜国产化技术，成本直接降至进口价的五分之一。
随后，另一关键材料，电极板厚度从6.35mm优化至2.52mm，进一步降低材料消耗。这两项突破，让钒电池系统成本从2019年的3.2元/Wh，降至2025年的1.95元/Wh，降幅超40%。
材料突破带来的不仅是成本下降，更是性能提升。全钒液流电池循环寿命可达20年以上，充放电深度100%，且不含重金属，报废后电解液可回收再利用。
尽管，钒电池系统已做到1.95元/Wh，特别是在长时储能的需求场景来说，液流电池的技术路线越长越便宜。在8小时以上的场景中，相比锂电池具有更低的成本。
张华民也曾明确指出，从全生命周期来看，全钒液流电池是目前经济性最好的电化学长时储能技术。
但这场实践并非一帆风顺，尽管具有长期回报率的优势，总体运营成本在长时场景下更有竞争力，但较高的初始投资还是让业主有所犹豫。场景与政策“再突破”
全钒液流电池真正的产业化转机来自产业政策的调整。
2025年，容量电价机制落地，165元/千瓦/年的基准补偿为长时储能提供了“底薪”保障。对于10小时级钒电池项目，其获得的容量补偿是4小时锂电项目的2.5倍，这让长期收益模型变得可行。
BCG预测，到2030年，液流电池在长时场景的LCOS将接近甚至反超锂电。
眼下，更具想象力的场景在高价值领域浮现。
例如，在核电配套储能中，钒电池的长时稳定特性能够匹配核电基荷电源。全球科技巨头也在对液流电池的技术路线虎视眈眈。微软在搭建全球最大算力中心时，就验证了钒电池系统的优势用于电力保障的安全系统。除了微软，石油巨头沙特阿美等企业也开始试点钒电池配储。得益于这些场景对成本敏感度较低，更看重安全性与稳定性，恰好成为钒电池的突围通道。
2025年，随着“136号文”取消强制配储，终结了建而不用的伪需周期，倒逼行业从政策依赖转向市场竞争。
对于钒电池而言，这既是挑战也是机遇——劣质锂电产能被淘汰，而具备真技术、真性能的企业得以脱颖而出。
但挑战依然严峻。当前国内4小时以上长时储能装机占比仅27.6%，10小时级场景仍然稀缺。此外，钒电池能量效率仍低于锂电，电堆结构优化、电解液浓度提升等技术难题仍需突破。
不过，行业趋势已悄然改变。“十五五”规划纲要明确提出，三北风光基地需配建4小时以上长时储能，1500万千瓦光热发电项目将与电化学储能形成互补。
站在行业变革的十字路口，融科储能正加速布局，其吉瓦级产能基地已投产，数百项核心专利构建起技术壁垒，国际标准主导权让其在全球竞争中占据有利位置。
从材料国产化到场景多元化，从政策适配到技术迭代，“张华民们”正在书写非锂电路线的商业化范本。
而更长远的挑战在于工程化经验的积累，张华民此前公开表示，“判断一个液流电池企业的技术水平不要看广告，而要看业绩，实施了多少项目，运行了多少年！”
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