近日，云南省能源局宣布，截至今年7月底，该省新型储能累计装机达546.54万千瓦，装机规模跃升为南方电网区域第一，较2024年底增长超10倍。

高速发展同时，云南省对储能技术“换挡”决心很大。今年7月，云南省能源局明确表示：下一步集中共享储能项目以全钒液流为主，发展部分压缩空气储能，原则上不再新建磷酸铁锂共享储能项目。

首个“政策换挡”省份

云南省24个已经投运的集中共享储能项目，全部采用磷酸铁锂技术路线，总装机量超过455.5万千瓦，占比超过90%，但单一技术路线对云南电网稳定性提出了巨大挑战。

云南是“西电东送”核心基地，水电资源丰富，水电占可再生能源装机规模的大头，超过60%。

每年丰水期与枯水期，发电曲线“陡涨陡落”，对能量储存与释放，尤其在时间维度上的迁移要求高。截至目前，云南省水电装机超过 8300 万千瓦，居全国第二位，长时储能成为云南省能源转型的刚需。

这正是云南成为全国首个明确储能技术“换挡”的省份的原因。云南省能源局在7月表示：下一步集中共享储能项目以全钒液流为主，发展部分压缩空气储能，原则上不再新建磷酸铁锂共享储能项目。

但这一调整并非“一刀切”地淘汰锂电，在用户侧短时调节、工业园区峰谷套利等场景中，磷酸铁锂的灵活性与成本优势仍不可替代。据碳索储能网不完全统计，7月之后，云南省仍有11个储能项目正常推进，采用磷酸铁锂技术，总装机规模超过230万千瓦。

如近日，保山市隆阳区出保储200兆瓦/400兆瓦时新型储能电站项目EPC总承包工程正式发布招标公告，标志着该项目进入实质性建设阶段。该项目由保山市隆阳区发展和改革局以备案号(2503-530502-04-01-756085)完成备案。

长时储能加速落地

9月底，中能建中标昆明安宁350MW压缩空气储能示范项目EPC总承包工程，合同估算价15.88亿元。

该项目利用当地丰富的盐穴资源，采用非补燃式技术实现大规模储能，将度电成本降至0.35元/Wh，接近磷酸铁锂水平。投运后可提供“跨月调节”能力，有效承接丰水期富余水电。

全钒液流储能赛道同样动作频频。2025年2月开工的永仁县500MW/2GWh全钒液流储能系统生产线，配套建设300MW/1200MWh电站，将成为西南首个百兆瓦级长时储能示范项目；

麻栗坡共享储能项目更创新性采用“磷酸铁锂＋全钒液流”混合技术路线，应用国际领先的构网型技术，探索短时与长时储能的协同效应。

解密未来机遇

根据《中国长时储能产业蓝皮书》（南方科技大学碳中和能源研究院、广发证券产业研究院和中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合发布），预计至2030年累计装机量将超过400GWh，2050年超5000GWh。

云南省从“储能装机大省”向“技术示范大省”的转变，正为国内储能行业转型发展提供了重要参考。

首先是充分挖掘当地资源，云南钒储量占全国四分之一，为全钒液流电池提供稳定原料保障。项目推动下，“资源—材料—装备—电站”的产业链已具雏形；另一方面，盐穴、废弃矿井等地质资源，则为压缩空气储能提供天然储能载体。  

其次是政策的积极引导，在长时储能的发展初期，充分激活了市场活力。比如，当地采取储能电站差异化租赁全钒液流电池项目可按装机容量3倍计算租赁收益，较磷酸铁锂项目（1.8倍）收益高出68%。

麦肯锡预测，到2030年，我国长时储能装机规模将超过短时储能。目前限制其发展的主要为技术成熟度与成本平衡。此外，补偿政策的空白也一定程度上限制了长时储能项目的落地与规模化开展。不过随着云南等示范省份的技术验证、成本分摊模式探索，以及全国性储能市场机制的完善，这些限制将逐步被打破。

碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20251010/50009810.html