混合储能已成业界趋势，液流电池赢在长时储能

在“一锂独大”的时代，液流电池为何能够走到台前？专家认为混合储能是未来趋势，其他技术可以作为补充。如锂电+液流这样的综合配储场景会越来越多，液流电池的安全、长时、低价等特点也会让它在2小时以上的储能市场占据优势。

值得注意的是，液流电池的理论优势还没有得到时间和大规模的验证。以国内发展得最快的全钒液流电池为例，最早建成的储能项目已经连续运行了11年，刚刚超过寻常液流电池使用寿命的一半。初始投资成本多在2.5元-4元/瓦，尚未实现超低成本。

在锂光环的对比下，过去几年液流电池并不引人注目，但这种情况正在发生变化。

液流电池是由美国科学家于1974年提出的一种电化学储能技术，是通过离子在电极上的氧化还原反应来实现充放电。区别于其他储能电池，液流电池的电解质溶液存储在电池外部的储罐中，可实现电化学反应与能量储存场所的分离，使得电池功率与储能容量设计相对独立。

电池系统的主要部分是电解液和电堆（离子交换膜、电极等零配件）。根据正负极电解质溶液种类的不同，液流电池主要可分为铁铬液流电池、锌溴液流电池与全钒液流电池。在众多储能技术中，液流电池储能具有安全可靠、生命周期内性价比高、环境友好、循环寿命长等优点。

数据显示，在1986-2000年的启动期里，澳大利亚新南威尔士大学首次申请了全钒液流电池的专利，中国工程物理研究院建成500瓦、1000瓦全钒液流电池样机，全钒电池逐步成为各国液流电池的主要研发方向。2008年之后，日本的技术流入国内，掀起全钒浪潮。如今我国发展最快、商业化进程最有名的也是全钒液流电池。

近两年，国内签约的液流电池项目明显变多，规模上也呈现出变大趋势。

资料显示，2018年至2021年，全球液流电池累计装机规模持续增长，由79.5兆瓦上涨至152.2兆瓦。中国液流电池累计装机规模由16.1兆瓦上涨至51.6兆瓦。2021年，中国液流电池装机规模增速达125.3%，远高于同期全球液流电池装机规模增速，原因在于中国逐步建立起较为完善的液流电池产业链，早期签订的多个液流电池装机项目于2021年正式落地投运生产。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示，目前储能技术可归为四个不同的梯队，第一梯队是可达1吉瓦规模的抽水蓄能；第二梯队规模在百兆瓦，包括锂电、压缩空气、液流、储冷储热，当前的格局是液流独大。第三梯队是在十兆瓦到百兆瓦的级别，飞轮、钠离子电池目前的规模示范已经进入到这个范畴；第四梯队还是在做兆瓦级的工程的研发示范，包括液态金属、金属离子、水系电池。

工信部装备一司一级巡视员苗长兴曾公开表示，2022年我国锂离子电池储能产业链的产值已接近2000亿元，2023年上半年，新投运新型储能装机规模达到863万千瓦，相当于此前历年累计装机规模总和。

在锂电池占据绝对地位的时势下，液流电池为何还能迈入高速发展期，在市场中占有一席之地？

报告显示，2018-2021年，液流电池的历史市场规模年均复合增长率为55.2%，2022年市场规模达10.6亿元，预计2027年将达到248.9亿元，2022-2027年市场规模年均复合增长率或达到87.9%。

液流电池发展加快与政策扶持有关。国家能源局《2022年能源工作指导意见》提出，要保障电力充足供应，发电量达到9.07万亿千瓦时左右，同比增长约9.15%。在保持该增长态势不变的情况下，2030 年的发电装机应超过18万亿千瓦时，其中约9万亿度电是新能源发电，即新能源出力占总发电量的 50%。

同时，储能需求也在不断发生变化，比如变化较大的储能时长。

业内专家学者表示，从过往实施的半小时、1小时项目，到现在储能时长要求都是在2小时。在西北新能源发展快速，装机量比较高的地区已经出了4个小时的需求。可以判断，随着新能源进一步演进，6个小时，8个小时，10个小时，甚至日级、周级、季度级这类长时储能的现实需求就会出现。

目前，行业常见的储能方式普遍存在着储能时间短、安全性差、度电成本高等缺陷，不利于支持新能源的应用推广。液流电池具备本征安全、超低成本、长时储能等特点，且液流电池已来到吉瓦时代，站到了产业化的窗口前。

因此，液流电池路线是锂电池技术的补充。

在2小时以内的储能市场中，锂电池的技术成熟，成本也低。2小时以后，锂电池的成本逐渐变高，在性价比上不如液流电池。据悉，新型储能的技术路径没有绝对竞争的关系，而是优势互补，百家争鸣，一个鼓励长时新型储能发展的国家政策也将发布。

此外，混合储能已成为业界趋势。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示，当前储能的商业模式相对比较简单，因为这一轮还是严重依赖风电、光伏强配的政策推动储能发展。接下来随着应用场景逐渐复杂，由新能源引发的短时高频，越来越多的调峰和电力消纳的需求，会衍生一个多场景、多技术路线、不同需求的未来。

据工信部《2023储能装备产业发展报告》，液流电池目前试点示范应用最大的规模已经达到了100兆瓦/400兆瓦时，建在山东台儿庄，是一个锂离子电池和全钒液流电池混用的电化学储能电站的示范，由29套储能磷酸铁锂电池系统加一套全钒液流电池储能系统构成。这个项目建成之后，每年可以减少限电6000万度，二氧化碳的碳排放能够降低8万吨。

值得注意的是，横亘在液流电池大规模发展面前的仍有经济性这一问题。即使在理论上拥有超低成本的特性，目前液流电池的初始投资成本还是有待下降。全钒液流电池储能的初始投资成本一般在2.5元-4元/瓦，其他发展更慢的液流电池技术价格又会更高一些。

厦门大学能源研究院院长林伯强表示，每一个技术路线都会有人去试，都会有人想以比较低的成本方式杀出来。如果从安全性、成本、充电时间等指标来看，应该还是比不上锂电池。但是目前它走的是规模化的效应，那么可能会降低一些成本。但最终考验的还是性价比的问题，还有它的安全性。

目前来看，投资门槛就是一个问题。要做大规模，在市场上站住，液流电池必须跟锂电池一样经过10年，甚至更长的时间来证明自己。单是安全性的话可能还不够，还得有成本的下降程度。比如说从过去到现在的成本下降了多少。

同时，液流电池使用寿命通常20年，如今国内还没有走完生命周期的项目。以国电龙源卧牛石全钒液流电池储能电站为例，这是全球范围内运行时间最长的全钒液流项目，已经运行了连续11年的时间，寿命刚刚过半。

液流电池能否实现安全、经济和绿色的能源“不可能三角”，或许还需要时间来回答。

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