重磅||《2026中国液流电池产业发展报告》正式发布

《2026中国液流电池产业发展报告》作为中国化学与物理电源行业协会年度系列研究成果之一，已经连续3年发布，其内容和专业性受到业内广泛关注。本次发布报告得到南方科技大学与广发证券产业研究院大力支持。此次发布的《2026中国液流电池产业发展报告》对当前政策、市场、标准、技术、成本、安全、案例、企业等多个方面进行了系统分析总结，并对未来市场发展机遇及规模进行了预判。

液流电池作为重要的新型储能技术之一，享受国家对新型储能的相关政策支持。截至2025年，中国新型储能政策已形成一个“国家顶层设计为引领、行业管理规范为支撑、市场机制改革为驱动、地方细则为落地”的完整体系。

2025年，中国液流电池储能产业以价格破局为起点，以技术升级为内核，以项目落地为支撑，完成了从"潜力技术"到"用户选择"的关键蜕变。

2025年是中国液流电池走向规模化量产的元年。这一年，液流电池不仅在技术指标上实现了突破，更在电力市场的商业逻辑中找到了自己的坐标。

2025年，液流电池产业中各条路线均取得技术突破。全钒液流的能量效率稳定在75%-80%，电堆功率密度翻倍，能够满足兆瓦级/百兆瓦级电网侧调峰的技术要求；铁铬液流电池逐步解决析氢问题，极宽的工作温度范围使其在严寒地区项目大增，并在北方大型风光基地储能投入应用；锌溴/锌铁电池的能量密度进一步提升,成本控制更具想象力，已在工商业储能、微电网等领域进行试验。

根据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计， 截2025年底，中国液流电池储能累计装机约为2214MW/9139MWh，同比增长101.2%/107.5%。2025年，中国液流电池储能新增装机为 1114MW/4705MWh，同比增长37.5%/45.7%。

2025年新增液流电池装机中，全钒液流电池项目仍然占绝大多数，新增装机规模约1073MW，占比达到约 96.4%；铁铬/铁基液流电池项目新增装机规模约35MW，占比约3.14%；水系有机液流电池项目新增装机规模为5MW；锌基液流电池项目新增装机规模为0.3MW。

2025年新增液流电池储能项目中，电网侧新增装机规模约655MW，占比达到58.8%；电源侧新增装机规模约353MW，占比约31.7%；用户侧新增装机规模为106MW，占比约9.5%。西北和西南地区合计占新增装机的67.8%，新疆、云南成为项目落地最集中的省份。

2027年新型储能装机目标超180GW，液流电池加快由兆瓦级迈向吉瓦级

国家提出到2027年新型储能装机达到1.8亿千瓦以上，并推动液流电池在西北、华北等新能源基地由兆瓦级向吉瓦级产业化升级。随着现货市场、辅助服务和容量补偿机制不断完善，储能收益模式正由峰谷套利向“电能量＋辅助服务＋容量补偿”多元化转变。

八大标准板块加快构建，液流电池系统效率门槛明确至65%以上

我国新型储能标准体系已覆盖基础通用、规划设计、设备试验、施工验收、并网运行、检测监测、运行维护和安全应急八个方面。液流电池领域已形成涵盖通用技术、设计安装、性能测试、系统安全和回收利用的标准体系，其中全钒液流电池储能系统AC-AC效率要求不低于65%，为产业规模化发展提供技术依据。

全钒液流循环寿命超2万次，能量效率提升至70%—75%

液流电池具有功率与容量解耦、本征安全、电解液可回收等优势，循环寿命通常可达1.5万—2万次。全钒液流电池产业化成熟度最高，当前系统能量转换效率已提升至70%以上，部分项目达到75%左右；铁铬、锌基等路线则在低成本、宽温域和高能量密度等方向加快突破。

电解液与电堆成本占比超八成，全钒系统均价降至2.28元/Wh

全钒液流电池中，电解液约占系统成本的40%—60%，电堆约占35%—40%，两者合计构成主要成本来源。2025年全钒液流电池储能系统价格主要集中在1.946—2.76元/Wh，平均价格约2.28元/Wh。提升电解液利用率、提高电堆功率密度、推动膜材料国产化及规模化生产，是进一步降本的主要路径。

水系电解液降低燃爆风险，八项措施构建电站安全防线

液流电池多采用水系电解液，不涉及易燃易爆有机物，且热量能够随循环电解液导出，具有较高的本征安全性。但电解液腐蚀与泄漏、析氢、电气故障和回收处置等风险仍需重点防范。报告从防火、防爆、排烟、防泄漏、电气检测、定期检查、消防应急及运维培训八个方面提出安全防护要求。

2025年项目平均时长达4.2小时，百兆瓦级电站加快落地

2025年投运液流电池项目平均储能时长约4.2小时，多个100MW/400MWh级项目建成投运，并出现5小时、6小时和8小时项目。应用场景已覆盖新能源配储、独立共享储能、构网型混合储能、工业园区、微电网、充换电站及离网供电等领域。

已投产产能达15GW/62GWh，2025年新增生产项目51个

截至2025年底，中国液流电池已投产产能累计达到15GW/62GWh，覆盖电解液、电堆、电池制造和系统集成等环节，总投资超过300亿元。2025年国内新增液流电池生产项目51个，新增规模达到24GW/96.6GWh，产业竞争正由单一材料和部件研发转向系统集成、工程交付和全产业链协同能力。

2026年累计装机预计达3.6GW，2030年有望增至10.6GW

随着风光发电占比提高和电网调节需求增长，4—10小时长时储能将逐步由示范应用转向规模化刚性需求。报告预计，2026年中国液流电池储能新增装机将超过1.4GW，累计装机约3.6GW；到2030年底，累计装机规模有望达到约10.6GW，新能源基地和电网侧独立储能将成为主要增量市场。

系统成本仍为锂电的2—3倍，行业需向效率、价值和规模要空间

2025年液流电池实现由潜力技术向规模化应用的重要跨越，全钒液流系统价格由早期的3.5—4.5元/Wh下降至2元/Wh以下，循环寿命超过2万次，在4小时以上长时储能场景中的全生命周期经济性逐步显现。但目前全钒液流系统成本仍约为锂电池的2—3倍，项目内部收益率多数低于8%，投资回收期超过10年。未来需进一步提升效率和能量密度、完善标准体系、拓展收益来源，并推动行业由“卷价格”转向“卷价值”。

随着成本瓶颈逐步瓦解、容量电价政策落地,液流电池性能优势充分显现，在政策助力、成本攻坚与产业落地多重因素驱动下，迎来了规模化应用跨越的关键转折点。

未来液流电池产业竞争将不再局限于单一材料或单一部件性能,而是转向“电堆性能一电解液利用率一系统集成一运行控制一工程交付”的综合能力竞争。以低压降高均匀性流场设计、高功率密度电堆、智能BMS/EMS控制、模块化集成和标准化交付为代表的系统工程能力,将成为液流电池企业突破成本瓶颈、提升项目收益和实现规模化应用的关键。