2026年1月，新疆吉木萨尔戈壁深处，一座总投资超19亿元、规模达200MW/1GWh的全钒液流储能电站实现全容量投产运行。
这是目前全球规模最大的全钒液流电池储能电站，由中国科学院大连化学物理研究所提供技术支持，大连融科储能技术发展有限公司参与建设，储能时长达到5小时，相当于1.6万辆电动汽车的电量总和。
几乎同一时间，国家发改委、国家能源局联合发布114号文，首次将电网侧独立新型储能纳入发电侧容量电价机制，并以“放电时长”作为容量补偿的核心折算依据。政策的落点与产业的突破在2026年开年形成罕见共振。
这并非偶然。当大连融科的吉瓦级产能基地进入规模化释放期，中国长时储能正站在从“示范验证”迈向“主力电源”的历史门槛上。
01 全球坐标下的产能跃迁
吉木萨尔电站的全容量投产，首先是一个产业坐标的确立。
200MW/1GWh的装机规模、5小时的储能时长、19亿元的投资体量——三个数字共同定义了当前全球全钒液流电池工程能力的最高水位。电站配套100万千瓦光伏电站，预计年均发电量17.2亿千瓦时，每年可提升配套光伏电站利用率10%以上，最高增发清洁电能超2.3亿千瓦时。
但更具标志意义的，是产能侧的变化。北极星电力网信息显示，以大连融科、星辰新能、上海电气为代表的头部企业，已实现吉瓦级产线的部分投产与实际应用。这意味着全钒液流电池正式跨越“兆瓦级样品验证”阶段，进入“吉瓦级规模化供应”周期。
产能跃迁背后是供应链的深度绑定。钒钛股份2026年1月29日最新公告披露，2026年度公司与大连融科的钒储能原料框架协议供应量已锁定为折五氧化二钒20,000吨，较2025年实际供应量（14348吨）增长约39.4%。
双方2023—2025年累计交易额已达25.50亿元。上游资源端与制造端以“年度框架协议+主供渠道”形式锁定长期合作，且协议供应量连续两年大幅上调，标志全钒液流电池产业链已从松散配套走向稳定协同，并进入产能加速释放通道。
与此同时，应用端项目矩阵加速成型。新疆哈密国投石城子100MW/400MWh、国家电投攀枝花100MW/500MWh、中核汇能周口GWh级示范电站……大连融科近年来连续中标和投运多个大型项目，累计装机容量突破2.4GWh。
2026年1月25日，攀枝花电站顺利通过国网四川电力调度控制中心连续试运行考核，成为西南地区规模最大的全钒液流储能电站，也是国内首个采用钒电解液“收储+租赁”模式的商业化项目。
从新疆戈壁到四川攀西，从单点示范到网格化布局，吉瓦级产能不再是规划图纸上的数字，而是正在交付的现实。
02 成本曲线：从“购置包袱”到“运营资产
全钒液流电池始终绕不开一道考题：成本。
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年全钒液流电池储能系统平均价格2.28元/Wh，中标加权均价2.53元/Wh。同期磷酸铁锂电池储能系统投标均价已降至0.5356元/Wh，同比下降16.5%。两者价差仍在四倍左右。
但简单对比单位造价，正在成为过时的评判维度。114号文的出台，从根本上重构了储能的定价逻辑：储能的收益不再主要依赖电量套利，而是锚定其在电力系统高峰时段的“可靠容量”。
容量电价的折算公式明确——满功率放电时长除以当地全年最长净负荷高峰持续时长。这意味着，2小时储能项目在多数省份只能获得30%-50%的容量电价，而4小时及以上长时储能接近“满额”补偿。
政策用制度化的方式，为长时技术支付了“能力溢价”。
在此背景下，全钒液流电池的成本叙事正在发生关键转向：从“初始购置成本”的单点比较，转向“全生命周期可靠供电成本”的系统评估。
降本路径也随之清晰。
第一条路径是初始投资的结构性削减——电解液租赁模式已进入规模化验证期。
电解液占全钒液流电池系统总投资的30%-50%，放电时长越长，占比越高。电解液租赁的核心逻辑是“以租代购”：业主无需一次性买断电解液，而是由租赁公司出资采购，出租方负责运维、检测、再生与回收，租赁期满后电解液跨项目复用。
安徽枞阳海螺6MW/36MWh项目是国内首个电解液租赁落地项目，初始投资降低约50%，投资收益率提升1.5个百分点。江苏某大型氯碱化工厂70MW/448MWh项目中，租赁模式将内部收益率推高至15.63%，资本金回收期缩短至4.46年。
攀枝花电站更进一步，创新采用钒电解液“收储+租赁”模式，以20年融资租赁期限锁定电解液服务，由攀西融资租赁联合大连融科中标。这一模式将电解液从“固定资产”转化为“运营服务”，不仅大幅降低项目启动门槛，更构建了钒资源的闭环流转体系——金融属性被引入储能资产，钒价波动风险从业主转移至专业租赁方。
第二条路径是核心材料的性能突破。 北京绿钒近期宣布，通过对离子交换膜、石墨毡、双极板、电解液四大核心材料的系统优化，实现材料成本整体降低25%、关键性能指标提升30%以上。
大连融科与中科院大连化物所联合研发的复合多孔离子传导膜，实现钒离子与质子的高效“筛分传导”，循环寿命可达两万次以上。电堆功率密度提升直接降低单位瓦时的材料消耗，技术端与材料端形成降本合力。
第三条路径是中国钒资源的全产业链优势。 我国是全球钒资源第一生产大国，钒制品产能占全球72%。上游资源自主可控，为全钒液流电池提供了锂电所不具备的战略纵深。2026年钒钛股份将年度供应量提升至20000吨，正是这一优势从资源禀赋转化为供应链弹性的直接体现。
03 不可替代的角色：新型电力系统的“压舱石”
随着新能源装机占比持续攀升，中国电力系统的结构性缺口正在显现：现有储能项目中，2小时以内的短时配储占比过高，无法覆盖新能源大发过后的持续晚峰。中关村储能产业技术联盟数据显示，截至2025年底，中国新型储能累计装机规模已达144.7GW，是“十三五”时期末的45倍。
但内蒙古2025年新增储能项目平均时长3.9小时，4小时及以上长时储能占功率装机的88.2%；新疆平均时长3.86小时，长时占比78.3%。数据表明，电网侧的实际需求已从“调节电量”转向“支撑功率”。
正是在这一缺口上，全钒液流电池表现出不可替代性。
首先是时长刚性。 全钒液流电池的功率与容量解耦——增加储能时长仅需增加电解液储罐，而非叠加电堆。4小时、6小时、8小时……长时属性是物理结构决定的天然能力，而非电芯串联的工程堆叠。
其次是安全边界。 锂电池的热失控风险在规模化、室内化部署场景中始终是敏感变量。吉木萨尔电站地处戈壁，冬季零下30摄氏度、夏季零上40摄氏度，极端温差对电池热管理提出严苛考验。
三峡集团首次采用彩钢房全室内布置、钢结构厂房方案，将储能设备置于室内，通过建筑温控与设备热管理协同运行。全钒液流电池的水基体系、常温常压运行特性，使其在极端环境下的可靠性显著占优。
第三是容量价值的制度兑现。 114号文确立的核心原则是“同工同酬”——未来煤电、气电、抽蓄、新型储能将统一以“可靠容量”为基准获得补偿。这套机制终结了储能“唯规模论”的粗放发展阶段，将市场竞争焦点从“装机容量”转向“顶峰交付能力”。全钒液流电池的长时、高稳定性、可频繁深度充放等特性，从“技术优势”直接转化为“收益优势”。
中关村储能产业技术联盟预计，2030年中国新型储能累计装机有望达到3.7亿千瓦以上。而在新能源渗透率持续提升、煤电逐步向容量资产转型、电力现货市场全面运行的三重趋势叠加下，4小时以上长时储能的装机占比将迎来非线性跃升。
一个关键的时间窗口正在打开。2026年114号文的落地，标志着储能产业的价值锚点完成根本性转移：过去十年，储能的核心命题是“如何更便宜”；未来十年，核心命题是“如何在关键时刻顶得住”。
大连融科吉瓦级产能的落地，恰逢这一历史转折。它证明全钒液流电池已经具备大规模工程交付能力，而不再是实验室里的“未来技术”。
电解液租赁模式的成熟，将初始投资门槛砍去一半，让长时储能真正进入工商业项目IRR测算的可行区间。上游钒资源与制造产能的深度绑定——以2026年协议供应量大幅上调至20000吨为标志——为即将爆发的市场需求储备了充足的供应链弹性。
长时储能的爆发前夜，从来不是一个时间点的精准预测，而是一系列结构性条件累积后的临界状态。当政策端为“时长”定价，当技术端跨越“吉瓦级”门槛，当商业端跑通“租赁-运营”闭环——这个临界点，正在2026年早春抵达。
戈壁滩上的那座储能电站，白天吸纳光伏富余电力，夜晚稳定输出5小时清洁电能。它不只是技术的胜利，更是电力系统运行哲学转变的隐喻：从“有多少发多少”到“需要多少发多少”，储能终于从新能源的附庸，成长为系统的主人。
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