七月上旬，云南省能源局的一则简短答复在储能行业激起千层浪：集中共享储能的新项目将首选全钒液流，压缩空气储能作为补充，原则上不再新建磷酸铁锂共享储能项目。这一消息，犹如给云南储能赛道按下了 “换挡键”，引发各界广泛关注与思考。​

云南，资源禀赋得天独厚，风电、光伏装机均位居全国前列。随着新能源装机规模的迅猛增长，“绿电消纳” 成为亟待解决的关键问题。储能电站，作为缓和风电、光伏等新能源对电网冲击的 “缓冲阀”，其重要性不言而喻。截至 2025 年 6 月底，云南已投运新型储能 498.7 万千瓦，技术路线全部为磷酸铁锂；在 455.5 万千瓦的集中共享项目中，磷酸铁锂同样独占鳌头。​

然而，单一的技术路线潜藏着诸多风险。云南作为 “西电东送” 的重要基地，可再生能源装机占比高达 74%，其中水电占比超 60%。但水电的特性让电力系统颇为头疼：来水集中在 6-10 月，丰水期水电发电量占全省总电量的 70% 以上；而到了 11 月至次年 4 月的枯水期，水电出力骤降，甚至可能出现 “有库无水” 的尴尬局面。更关键的是，水电的发电曲线呈 “陡涨陡落” 式，这就要求储能系统不仅要能快速响应短时波动（如应对光伏、风电的分钟级变化），更要具备在长达数小时甚至跨季节的时间跨度里存储电能的能力，将丰水期多余的水电 “存” 起来，供枯水期使用。​

而目前云南储能的主力军 —— 磷酸铁锂电池，在 “长时” 储能场景下却力不从心。尽管磷酸铁锂技术成熟、成本较低（当前系统成本约 1.2 元 / Wh），但其单次储能时长普遍在 2-4 小时，且循环寿命受充放电深度限制（频繁满充满放会大幅缩短寿命）。若让锂电池承担跨枯水期的储能任务，可能需要反复充放电数百次，不仅效率下降，成本也会飙升。​

面对储能需求与现有技术的矛盾，云南选择用政策杠杆倒逼长时储能崛起。今年年初印发的《云南省新型储能发展实施意见》中，“技术多元”“4 小时以上中长时储能比例不低于 30%” 被多次提及。随后在 2 月的昆明储能高峰论坛上，与会专家也普遍呼吁全钒液流、压缩空气等新路线要走出实验室，应用到大电网中。​

相较磷酸铁锂，全钒液流电池优势显著，其循环寿命可达 1.5 万次以上，容量与功率解耦，在 4 小时以上的长时储能场景中成本优势明显；压缩空气储能利用地下盐穴或人工硐室，同等规模造价约比磷酸铁锂低 20%。据统计，目前国内在建的全钒液流示范电站有 10 座，总装机 63 万千瓦，而云南尚无投运案例；压缩空气储能方面，山东肥城 300 兆瓦项目于 2024 年年底刚并网，云南仅在昭通启动资源摸排工作。​

从行业反馈来看，此次政策变动并非毫无征兆。在建的 11 个磷酸铁锂共享项目（装机 230 万千瓦）仍可继续推进，不受新规影响；面向未来，分布式储能、工商业侧配储、电源侧配套电站等领域，磷酸铁锂技术路线依旧适用，市场份额依然存在。多家券商研报将此次调整视为储能技术路线的 “校准”，而非对磷酸铁锂技术的全面否定。​

有业内人士测算，若云南省 “十五五” 期间新增新型储能 1500 万千瓦，全钒液流与压缩空气储能占比有望达到 35%-40%，与留存的磷酸铁锂项目形成互补。风电场、光伏电站业主的态度也在逐渐转变。曲靖某百万千瓦光伏基地负责人表示，原先按 10%、2 小时配置磷酸铁锂储能，如今正与厂商联合测算全钒液流方案，8 小时以上的储能时长能让光伏午后多余电量在 “晚高峰” 再次售卖，电价差带来的额外收益预期超过 8%。​

制造端也迅速做出产能调整。两家电池龙头已在楚雄、红河预留全钒液流中试线用地；一家压缩空气设备商与天冶化工达成盐穴勘察协议，预计 2026 年具备投运条件。有人担心全钒液流电池的核心材料 —— 钒的资源供应问题，实际上，云南本就是全国最大的钒资源产地之一，储量占全国四分之一，“资源 — 材料 — 装备 — 电站” 的产业闭环已初具雏形。​

从长远来看，这次对磷酸铁锂共享储能项目的限制，更像是云南打造 “新型储能样本省” 的关键一步：短期内解决新能源消纳难题，中期实现技术路线多元化，远期向四川、西藏等水光富集区域输出经验。对投资者而言，磷酸铁锂赛道并未被完全阻断，只是从 “共享” 领域部分转向 “分布式” 领域，真正需要警惕的是误判政策信号，盲目押注新项目，而忽视存量项目的改造升级。云南此次储能政策的调整，无疑为全国储能行业的健康、多元发展提供了宝贵的探索经验 。

碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20250805/50005487.html