長時儲能爆發前夜：大連融科全釩液流電池吉瓦級產能落地

2026年1月，新疆吉木薩爾戈壁深處，一座總投資超19億元、規模達200MW/1GWh的全釩液流儲能電站實現全容量投產運行。

這是目前全球規模最大的全釩液流電池儲能電站，由中國科學院大連化學物理研究所提供技術支持，大連融科儲能技術發展有限公司參與建設，儲能時長達到5小時，相當于1.6萬輛電動汽車的電量總和。

幾乎同一時間，國家發改委、國家能源局聯合發布114號文，首次將電網側獨立新型儲能納入發電側容量電價機制，并以“放電時長”作為容量補償的核心折算依據。政策的落點與產業的突破在2026年開年形成罕見共振。

這并非偶然。當大連融科的吉瓦級產能基地進入規模化釋放期，中國長時儲能正站在從“示范驗證”邁向“主力電源”的歷史門檻上。

01 全球坐標下的產能躍遷

吉木薩爾電站的全容量投產，首先是一個產業坐標的確立。

200MW/1GWh的裝機規模、5小時的儲能時長、19億元的投資體量——三個數字共同定義了當前全球全釩液流電池工程能力的最高水位。電站配套100萬千瓦光伏電站，預計年均發電量17.2億千瓦時，每年可提升配套光伏電站利用率10%以上，最高增發清潔電能超2.3億千瓦時。

但更具標志意義的，是產能側的變化。北極星電力網信息顯示，以大連融科、星辰新能、上海電氣為代表的頭部企業，已實現吉瓦級產線的部分投產與實際應用。這意味著全釩液流電池正式跨越“兆瓦級樣品驗證”階段，進入“吉瓦級規模化供應”周期。

產能躍遷背后是供應鏈的深度綁定。釩鈦股份2026年1月29日最新公告披露，2026年度公司與大連融科的釩儲能原料框架協議供應量已鎖定為折五氧化二釩20,000噸，較2025年實際供應量（14348噸）增長約39.4%。

雙方2023—2025年累計交易額已達25.50億元。上游資源端與制造端以“年度框架協議+主供渠道”形式鎖定長期合作，且協議供應量連續兩年大幅上調，標志全釩液流電池產業鏈已從松散配套走向穩定協同，并進入產能加速釋放通道。

與此同時，應用端項目矩陣加速成型。新疆哈密國投石城子100MW/400MWh、國家電投攀枝花100MW/500MWh、中核匯能周口GWh級示范電站……大連融科近年來連續中標和投運多個大型項目，累計裝機容量突破2.4GWh。

2026年1月25日，攀枝花電站順利通過國網四川電力調度控制中心連續試運行考核，成為西南地區規模最大的全釩液流儲能電站，也是國內首個采用釩電解液“收儲+租賃”模式的商業化項目。

從新疆戈壁到四川攀西，從單點示范到網格化布局，吉瓦級產能不再是規劃圖紙上的數字，而是正在交付的現實。

02 成本曲線：從“購置包袱”到“運營資產

全釩液流電池始終繞不開一道考題：成本。

據CESA儲能應用分會產業數據庫不完全統計，2025年全釩液流電池儲能系統平均價格2.28元/Wh，中標加權均價2.53元/Wh。同期磷酸鐵鋰電池儲能系統投標均價已降至0.5356元/Wh，同比下降16.5%。兩者價差仍在四倍左右。

但簡單對比單位造價，正在成為過時的評判維度。114號文的出臺，從根本上重構了儲能的定價邏輯：儲能的收益不再主要依賴電量套利，而是錨定其在電力系統高峰時段的“可靠容量”。

容量電價的折算公式明確——滿功率放電時長除以當地全年最長凈負荷高峰持續時長。這意味著，2小時儲能項目在多數省份只能獲得30%-50%的容量電價，而4小時及以上長時儲能接近“滿額”補償。

政策用制度化的方式，為長時技術支付了“能力溢價”。

在此背景下，全釩液流電池的成本敘事正在發生關鍵轉向：從“初始購置成本”的單點比較，轉向“全生命周期可靠供電成本”的系統評估。

降本路徑也隨之清晰。

第一條路徑是初始投資的結構性削減——電解液租賃模式已進入規模化驗證期。

電解液占全釩液流電池系統總投資的30%-50%，放電時長越長，占比越高。電解液租賃的核心邏輯是“以租代購”：業主無需一次性買斷電解液，而是由租賃公司出資采購，出租方負責運維、檢測、再生與回收，租賃期滿后電解液跨項目復用。

安徽樅陽海螺6MW/36MWh項目是國內首個電解液租賃落地項目，初始投資降低約50%，投資收益率提升1.5個百分點。江蘇某大型氯堿化工廠70MW/448MWh項目中，租賃模式將內部收益率推高至15.63%，資本金回收期縮短至4.46年。

攀枝花電站更進一步，創新采用釩電解液“收儲+租賃”模式，以20年融資租賃期限鎖定電解液服務，由攀西融資租賃聯合大連融科中標。這一模式將電解液從“固定資產”轉化為“運營服務”，不僅大幅降低項目啟動門檻，更構建了釩資源的閉環流轉體系——金融屬性被引入儲能資產，釩價波動風險從業主轉移至專業租賃方。

第二條路徑是核心材料的性能突破。 北京綠釩近期宣布，通過對離子交換膜、石墨氈、雙極板、電解液四大核心材料的系統優化，實現材料成本整體降低25%、關鍵性能指標提升30%以上。

大連融科與中科院大連化物所聯合研發的復合多孔離子傳導膜，實現釩離子與質子的高效“篩分傳導”，循環壽命可達兩萬次以上。電堆功率密度提升直接降低單位瓦時的材料消耗，技術端與材料端形成降本合力。

第三條路徑是中國釩資源的全產業鏈優勢。 我國是全球釩資源第一生產大國，釩制品產能占全球72%。上游資源自主可控，為全釩液流電池提供了鋰電所不具備的戰略縱深。2026年釩鈦股份將年度供應量提升至20000噸，正是這一優勢從資源稟賦轉化為供應鏈彈性的直接體現。

03 不可替代的角色：新型電力系統的“壓艙石”

隨著新能源裝機占比持續攀升，中國電力系統的結構性缺口正在顯現：現有儲能項目中，2小時以內的短時配儲占比過高，無法覆蓋新能源大發過后的持續晚峰。中關村儲能產業技術聯盟數據顯示，截至2025年底，中國新型儲能累計裝機規模已達144.7GW，是“十三五”時期末的45倍。

但內蒙古2025年新增儲能項目平均時長3.9小時，4小時及以上長時儲能占功率裝機的88.2%；新疆平均時長3.86小時，長時占比78.3%。數據表明，電網側的實際需求已從“調節電量”轉向“支撐功率”。

正是在這一缺口上，全釩液流電池表現出不可替代性。

首先是時長剛性。 全釩液流電池的功率與容量解耦——增加儲能時長僅需增加電解液儲罐，而非疊加電堆。4小時、6小時、8小時……長時屬性是物理結構決定的天然能力，而非電芯串聯的工程堆疊。

其次是安全邊界。 鋰電池的熱失控風險在規模化、室內化部署場景中始終是敏感變量。吉木薩爾電站地處戈壁，冬季零下30攝氏度、夏季零上40攝氏度，極端溫差對電池熱管理提出嚴苛考驗。

三峽集團首次采用彩鋼房全室內布置、鋼結構廠房方案，將儲能設備置于室內，通過建筑溫控與設備熱管理協同運行。全釩液流電池的水基體系、常溫常壓運行特性，使其在極端環境下的可靠性顯著占優。

第三是容量價值的制度兌現。 114號文確立的核心原則是“同工同酬”——未來煤電、氣電、抽蓄、新型儲能將統一以“可靠容量”為基準獲得補償。這套機制終結了儲能“唯規模論”的粗放發展階段，將市場競爭焦點從“裝機容量”轉向“頂峰交付能力”。全釩液流電池的長時、高穩定性、可頻繁深度充放等特性，從“技術優勢”直接轉化為“收益優勢”。

中關村儲能產業技術聯盟預計，2030年中國新型儲能累計裝機有望達到3.7億千瓦以上。而在新能源滲透率持續提升、煤電逐步向容量資產轉型、電力現貨市場全面運行的三重趨勢疊加下，4小時以上長時儲能的裝機占比將迎來非線性躍升。

一個關鍵的時間窗口正在打開。2026年114號文的落地，標志著儲能產業的價值錨點完成根本性轉移：過去十年，儲能的核心命題是“如何更便宜”；未來十年，核心命題是“如何在關鍵時刻頂得住”。

大連融科吉瓦級產能的落地，恰逢這一歷史轉折。它證明全釩液流電池已經具備大規模工程交付能力，而不再是實驗室里的“未來技術”。

電解液租賃模式的成熟，將初始投資門檻砍去一半，讓長時儲能真正進入工商業項目IRR測算的可行區間。上游釩資源與制造產能的深度綁定——以2026年協議供應量大幅上調至20000噸為標志——為即將爆發的市場需求儲備了充足的供應鏈彈性。

長時儲能的爆發前夜，從來不是一個時間點的精準預測，而是一系列結構性條件累積后的臨界狀態。當政策端為“時長”定價，當技術端跨越“吉瓦級”門檻，當商業端跑通“租賃-運營”閉環——這個臨界點，正在2026年早春抵達。

戈壁灘上的那座儲能電站，白天吸納光伏富余電力，夜晚穩定輸出5小時清潔電能。它不只是技術的勝利，更是電力系統運行哲學轉變的隱喻：從“有多少發多少”到“需要多少發多少”，儲能終于從新能源的附庸，成長為系統的主人。