西北：长时储能“主战场”，全钒液流成优先选项

内蒙古将长时储能提升至能源战略核心位置。《内蒙古自治区能源局关于再次组织申报2026年独立新型储能建设项目清单的通知》明确提出，鼓励盟市谋划建设4至8小时放电时长的长时储能电站，并优先支持全钒液流等技术路线。2026年第一批独立储能建设清单已纳入31个项目，覆盖全钒液流、压缩空气、液态金属等多种技术路径。

甘肃将全钒液流电池、固态电池等纳入《甘肃省现代化产业体系建设“十五五”规划》重点发展范畴。在容量电价机制上，甘肃对电网侧独立储能执行统一标准——330元/（千瓦·年）。

新疆自2026年6月1日起施行《关于完善我区发电侧容量电价机制有关事宜的通知》，明确容量电价标准为165元/（千瓦·年）。首批新能源就近消纳项目清单已覆盖多晶硅、煤化工等高载能产业，为长时储能提供稳定消纳场景。

华北：长时储能“风向标”，4小时+成标配

河北将长时储能发展列为省级重点任务。《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》创新实施“存量改造+增量倾斜”双轨机制：一方面鼓励已批复的2小时储能项目增容升级至4小时及以上；另一方面对长时储能试点项目开辟绿色通道，优先纳入年度建设计划，且不受市级规模指标限制。年度容量电价定为100元/千瓦。

辽宁依托省内丰富的钒钛磁铁矿资源，聚焦全钒液流电池与压缩空气储能等优势路线，着力构建“资源—材料—电堆—系统—应用”全链条产业生态。《辽宁省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》明确由省级统筹设立12亿元专项资金，专项支持全钒液流电池产业化发展。其独立储能容量电价暂定为370元/（千瓦·年），为当前全国最高水平。

西南与华中：全钒液流规模化落地提速

四川在《四川省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》中单列条款，明确提出推进全钒液流电池规模化落地应用。独立储能调峰补偿标准明确为350元/兆瓦时，为技术经济性提供有力支撑。

湖北出台《关于建立新型储能价格机制的通知》，确立以10小时放电时长为容量补偿基准，年度容量电价暂按165元/千瓦执行；同步设定2030年新型储能装机目标为1700万千瓦，为长时储能预留充足发展空间。

云南发布2026年新型共享储能项目清单，共13个项目、总规模达1.9GW/7.6GWh。其中，全钒液流项目11个，规模达1.5GW/6GWh——这是国内首个省级储能项目清单中完全未纳入锂电项目的实践案例，释放出鲜明的技术路线导向信号。

河南对满足长寿命、深放电、高循环等特性的全钒液流项目，在项目纳规、行政审批、并网接入及中央预算内资金申报等环节给予优先支持，强化政策协同效应。

华东与华南：技术研发与场景落地并进

山东将液流电池等前沿技术列为新型储能示范重点，积极推动“数据中心+储能”“海上风电+长时储能”等创新融合场景落地，并写入省级专项行动方案。2026年新型储能装机目标为1400万千瓦。

安徽明确将液流电池与钠离子电池列为重点攻关方向，着力提升其能量密度、系统效率与成本竞争力。上海浦东新区对采用液流电池等先进技术的储能项目，给予固定资产投资额30%、最高500万元的建设补贴，强化地方激励。

容量电价：长时储能“耐力即收益”

2026年1月，国家层面首次将电网侧独立储能正式纳入容量电价体系。截至2026年7月，全国已有13个省份出台独立储能容量电价或补偿实施细则。

核心机制体现为：“容量电价按放电时长折算”——储能系统“撑得越久，收益越高”。湖北以10小时为基准线，青海为8小时，甘肃、陕西为6小时；2小时储能仅能获得部分补偿，唯有达到或超过基准时长方可足额获取容量收益。在此机制下，全钒液流电池等长时储能技术正由“加分项”加速转变为新型电力系统建设的必选项。

从西北广袤戈壁到华北能源枢纽，从西南水电富集区到华东负荷中心，22个省份的长时储能布局已全面铺开。全钒液流电池作为当前技术成熟度高、安全性优、寿命长、可循环性强的核心长时储能路线，正获得从国家顶层设计、省级规划纲要到电价机制、资金扶持、项目审批等全链条、全方位政策加持。一个属于长时储能的规模化发展时代，已然开启。

响应长时储能政策，全面发力“十五五”

全国长时储能部署正全面提速。液流储能科技将持续聚焦全钒液流电池核心技术攻关，以全产业链自主可控为基石，以“大功率电堆+高集成系统”为双轮驱动，深度拓展“源网荷储一体化、零碳园区、智能微电网、算电协同”等多元应用场景，为构建安全、低碳、高效、智能的新型电力系统提供坚实支撑，在全球能源绿色转型进程中贡献中国液流储能方案与力量。