维度网讯，2026年下半年，国内全钒液流储能产业进入规模化商用阶段，多个百兆瓦级项目相继并网投运，省级层面开始集中配置长时储能，海外市场同步出现大型项目落地与产能建设。政策端对长时储能的收益机制逐步完善，产业链降本路径趋于清晰。

6月下旬，三峡新疆吉木萨尔200MW/1000MWh全钒液流储能电站投入商业运行。该项目是目前国内规模最大的全钒液流储能项目，配套百万千瓦级光伏基地，按5小时时长配置。项目在大型风光储一体化场景中完成了新能源消纳、电网调频调峰、稳定出力支撑等功能的实战验证，构网型液流储能技术获得电网体系认可。

西南地区储能布局同步加快。7月初，云南省集中发布11个百兆瓦级全钒液流共享储能项目，总规模1.5GW/6GWh。这是国内首个省级层面大规模、定向化布局钒液流长时储能的举措，所有项目须在两年内建成投产。同期，四川乐山百兆瓦级全钒液流独立储能项目并网，依托川渝地区的新能源资源与钒产业配套，服务区域风光出力平滑与电网调压保供。

政策层面，国家能源局《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028）》将长时新型储能列为能源转型重点发展方向。全国多省已落地容量电价与放电时长挂钩机制，4小时以上长时储能获得明确的制度支持。在6至10小时超长时储能场景下，全钒液流电池安全稳定、寿命长，且无热失控、可全生命周期循环利用，综合优势相对明显。

产业链方面，国内液流储能本土化进程加快，电堆性能升级、高端隔膜国产化、电解液回收等环节均在推进。国产隔膜大规模替代、高功率电堆量产、电解液租赁模式普及，三项措施合计可降低项目初始投资约30%至50%。业内机构预测，未来2至3年，全钒液流储能系统成本有望降至1.5元/Wh以内。

海外市场方面，7月下旬，印度国家火电公司（NTPC）落地100MWh全钒液流储能项目，这是印度首个公用事业级百兆瓦时钒液流储能项目，配套当地30GW新能源园区。7月中旬，保加利亚一座全自动钒液流电池工厂奠基，投资额超过2000万欧元，用于补充欧洲本土液流储能装备产能。此外，瑞士规划了800MW/1.6GWh液流储能项目，将电网调峰、算力中心供能和区域供热相结合。

从当前行业情况看，液流储能的优势场景集中在6小时以上超长时储能，相比磷酸铁锂电池，其初始投资成本仍然偏高。各省份在容量电价、并网调度、收益核算细则上尚未完全统一，区域项目投资回报存在差异。钒资源统筹供给和电解液循环回收的商业化体系也仍在完善过程中。