长时储能趋势涌动！液流电池热度复萌

6月21日，湖北省能源局发布《关于发布2023年新型储能电站试点示范项目的通知》。通知显示，2023年全省共21个项目纳入新型储能电站 试点示范项目。而值得关注的是，这些项目中全钒、铁基、锌基三种技术路径的液流电池电站近五成。

据媒体报道：今年以来，液流电池由于循环寿命长、安全性高、应用场景广等优点，而成为长时储能市场中的一股关键力量，市占率不断攀升。据不完全统计，仅最近十个月内在建、新招标的液流电池规模，便已超过过去十余年装机总和的数倍。各招投标新建项目纷纷给出超 100 MW规模，林林总总，液流电池产业也已进入GW时代。

什么是液流电池

液流电池的概念由NASA LeRC(Lewis Research Center)科学家L.H.Thaller于 1974 年提出，其储能技术是利用正、负极储能活性物质价态的变化来实现电能的储存和释放。

在此引用中科院大连化物所研究员张华民 教授给出的解释：与传统电池不同的是，液流电池正、负极的储能活性物质电解液储存于电池外部的储罐中，通过电解液循环泵和管路输送到电堆内部并在电极上实现充放电反应。

简单来说，液流电池与普通锂电池最大的区别在于它更类似于“发动机”的角色而非一般视角所定义的储能机构。正、负电解液箱体不断向液流电池提供燃料，在薄膜发生氧化还原反应，从而产生电流。正因此，液流电池输出功率与储能容量可独立设计，电池电堆和电解液能够分离（即功率和容量单元能解耦），可扩展且配置灵活，扩容只需要简单的堆加便可实现。

根据液流电池正、负极电解质形态，我们对其作出以下简单分类：

其中铁铬液流技术路线是第一代液流电池技术路线，其原料价格低、供应稳定，但负极侧析氢反应 严重，铬离子的电解活性差，需配合催化剂使用，整体效率和功率密度难以提升。因而目前装机量较小，处于工程化示范阶段。

全钒液流电池以钒电解液作为正、负极电解液 ，循环寿命可达20000次以上；钒电解液避免了铁铬液流电池发生的析氢反应和铬离子电解活性不足的问题。目前其已成为商业化程度最高，装机规模占比最大的液流电池技术路线。2022 年2 月，全球最大的100 MW级全钒液流电池储能调峰电站在大连进入单体模块调试阶段，证明了液流电池在电网级别大规模、长时储能领域的实用性。

浙商证券预计到2025年中国钒液流电池储能将新增 14.2 GWh，装机功率 3.5 GW，渗透率20%，对应市场规模297亿元。此外也有锌溴等锌基液流电池 的商业化进程发展较好，碍于篇幅不作展开。

事实上液流电池并非新概念，但长期来看在储能领域的占比并不突出，当前全钒液流电池在我国新型储能累计装机规模中占比不足5%。为何2023年液流电池得以兴起？

长时储能——液流电池的突进

在6月底至7月初的深圳2023国际数字能源展 上，中国科学院院士 赵天寿提出，“新型电力系统需要大规模、高安全、不同时长的储能技术。”而当下，我国储能市场以储能时长在2~4小时之间的短时储能系统为主，市占率在92%以上。而中国化学与物理电源协会秘书长王泽深在5月举办的第十三届中国国际储能大会上也已指出，“短时储能不能满足电力系统跨天、跨月、乃至跨季、跨年的储能需要，难以解决峰谷时期供需匹配的经济性问题。这就需要建设储能时长在4小时以上的长时储能技术。”

在目前的产品技术水平下，锂离子电池储能市场以2小时居多，部分已经提升至3到4小时，但要突破6小时及以上则会面临成本与产品安全等诸多问题。而长时储能需求爆发下，液流电池的竞争优势得到凸显。

液流电池因燃爆风险为0，是最适合长时储能的技术之一。相较锂离子电池，其具有安全性高、循环寿命长、电解液可循环利用、生命周期性价比高、环境友好等诸多优势，在大规模储能领域具有很好的应用前景。

道阻且长——液流电池产业化仍需时日

在了解到液流电池特性后我们不禁发问，既然长时储能是如此理想的形态，且液流电池完美契合储能需求，为何在多年来始终未得到长足发展？答案很直观：目前成本问题仍是钒电池大规模商业应用面临的最大挑战，然而储能又恰恰为高度成本敏感产业。

完整液流电池的构成主要包括电堆和电解液两部分。此外，液流电池还需要加装控制系统。由于缺乏规模化商用，且受制于设备、产能以及前期投入，当前百兆瓦级的液流电池项目初装成本基本在 2.5 元/Wh左右。对比之下，锂电池的初装成本约为 1.2~2.4 元/Wh不等，而两小时储能系统的平均投标价格为 1.61 元/Wh，且还有下降趋势。叠加液流电池近期热潮影响，又驱动钒价进一步上涨。再对比目前不断下跌的锂矿价格与锂电储能成本，液流电池的初装成本劣势愈加明显。启动门槛高，已成为限制液流电池产业化发展的关键。

随着技术进步与产量扩展，液流电池的全生命周期成本在过去两年中已得到控制。上海电气集团中央研究院储能液流电池产品部部长杨霖霖 在媒体采访中表示，“按25年使用寿命、储能4小时计算，钒液流电池在结束生命周期后仍有至少30%以上的残值可以回收，度电成本已降至 0.2 元/KWh。”

然而二十余年周期才能凸显的长时储能性价比优势也过于“长时”，只能期望随着政策推进，钒电池形成规模化、集群化产业后，电池成本得到控制。

产业各方深化合作，积极开拓机会

在前文提及的第十三届中国国际储能大会上，长时储能论坛 首次以独立分论坛的形式出现在大会中。长时储能论坛首次以独立分论坛的形式出现在大会中。纬景储能 、巨安储能、液流储能科技、中科院金属研究所等众多液流电池企业、机构齐聚于此，积极实现长时储能趋势下行业竞争力的提升。

为进一步挖掘市场机会，液流电池企业活跃于与新能源巨头进行深度绑定，合作频现，据媒体介绍，巨安储能已与中广核集团、湖北省新能源有限公司 、国投十堰等企业合作。纬景储能承建了中国电建集团江西省电力建设有限公司的项目。除此外，液流电池产业企业也开始努力争取对上游矿产的话语权，并积极提高相关供应体系的产能：大连融科 正在攀枝花市建设年产能在2000立方米以上的钒电解液生产线。上海电气储能则正在江苏盐城扩建年产能 3 GWh的基地。北京普能世纪，则已开始规划GWh级液流电池。

据媒体统计，仅今年3~6月，国内在建及规划液流电池产线便超过9条，产能规划合计超过 8.2 GW，潜在年产值超过700亿元。（来源：奋兮科技）