前言
在新能源领域，中国已经成为了太阳能、风能发电强国，关键零部件出口占据了全球贸易的主要份额。如今，新型储能作为新能源未来发展的关键支撑技术，备受行业头部企业、产业资本以及创投机构的追捧。
新型储能是指除传统抽水储能技术之外，以输出电力为主要形式的的储能技术项目，通常具有建设周期短、选址相对灵活、调节能力强，与新能源开发更加匹配等优势。
国家能源局科技司副司长刘亚芳分析指出，新型储能有物理储能与化学储能两大类别。物理储能主要包括抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、重力储能、相变储能等；化学储能主要包括锂离子电池、钒液流电池、铁铬液流电池、钠离子电池以及氢（氨）储能等多种技术路线。
2020年，伴随“十三五”规划的完成，中国新型储能技术实现由研发示范向商业化初期的过渡，而在随后的短短三年间，中国储能行业进入爆发期。
2023年上半年，中国新增新型储能项目数量（含规划、建设中和运行项目）已达850个，是2022年同期的2倍多。
当下，种种“疯狂”行业现状不由让人思考：储能技术到底价值何在，新型储能技术的发展为何能够吸引如此多的关注？市场对于新型储能技术的需求，到底是什么？“钠电”“锂电”等热门技术路线，未来又将走向何方？
储能严究院将为您逐篇解析，揭开新型储能技术的面纱，共同探讨新型储能技术的未来趋势。
本期为储能戈尔迪之结系列第二篇，聚焦长时液流储能。
文/马沙沙
编辑/杨倩
来源/储能严究院
随着中国石油入局星辰新能，液流储能再次引起世人瞩目。
事实上，2023年下半年，液流储能板块融资十分活跃，成为百花齐放的储能路线中最为夺目的支流。
据「储能严究院」不完全统计，2023年全年，纬景储能、大连融科、上海电气储能、液流储能Enerflow、星辰新能等行业新星融资总额超过25亿元。在这一投资领域，中石油昆仑资本、国家电投、高瓴创投、红杉资本、上海电气、君联资本、松禾资本、高榕资本、金鼎资本等资本身影活跃。
产能方面，仅11-12月，液流储能投建项目总规划产能超过13GWh。
▲数据来源|企查查；制图|储能严究院
▲数据来源|公开资料；制图|储能严究院
值得注意的是，12月27日，国家能源局对56个新型储能试点示范项目进行公示，总规模约8.2吉瓦/29.8吉瓦时，覆盖了几乎全部电化学储能技术路线，其中液流电池项目达到8个，显著超过钠离子电池、飞轮储能等。
可再生能源配套储能，主要是为了平抑供电的不稳定性、波动性和间歇性。
据国际能源署（简称IEA）预测：2025年，可再生能源在全球发电结构中的份额占比将超过三分之一，从2022年占比29%上升到占比35%。随着可再生能源占比飞速提升，电力市场对适配的储能技术提出了终极需求——长时、长效、安全，液流储能恰恰完美匹配上述需求。
一名头部液流储能公司创始人对「储能严究院」表示，“只有液流才能满足大规模长时储能的需求，抽蓄、压缩空气和锂电都无法做到，因此液流会变成大储的刚需。但行业的痛点也很多，至少要在现有成本基础上降一半才有大规模应用的机会。液流电池技术壁垒非常高，需要长期深耕，光靠资本堆不出未来。”
根据长时储能委员会（LDES）与麦肯锡2021年底联合发布的报告，预计2030年全球长时储能的装机规模将达到4-8TWh，2040年则将达到85-140TWh。
但现实远不如理想诱人。据CNESA全球储能项目库统计，截至2022年底，液流电池在新型储能中装机总量中占比仅为1.6%，与锂离子电池的94.5%差距悬殊。
不过，这一数据成功突破了1%的临界点，相比2021年的0.9%已经有了显著的提升。不容忽视的是，今年以来，4小时以上长时储能招标日益频密，鼓励政策也频现报端，液流电池装机量比重料将进一步提升。
“长期比较看好，短期成本下降有限。”一名资深观察人士对「储能严究院」表示，今年国内液流储能装机总量将超过100MWh。
毫无疑问，液流储能的前景是光明的，但其产业化发展的黎明，似乎仍在成本的拷问之下并不明朗。
01.
液流电池：长时储能的优选技术
在2023年5月召开的第十三届中国国际储能大会上，中国科学院院士赵天寿曾表示：“长时储能在新型电力系统中非常重要，是目前我们最大的缺口。”
如今有关长时储能的各种技术路线中，最广为人知的就是“抽水蓄能”这种古老又成熟的储能技术，配套水力发电工程，在全球储能项目中也占据着较大的比重。
但是，基于重力的抽水蓄能储能项目对建设环境的要求较高：一是需要靠近水资源所在地，二是需要关注建设所在地河流的泥沙、地质和地形条件，极易受到地域限制，难以充分适配太阳能、风能等可再生能源为主导的新型电力工程。
而在适配太阳能、风能发电的各种新型储能技术中，当下“爆火”的锂离子储能电池、钠离子储能电池，又属于能效在4小时以下的短时储能技术路线。
面对可再生能源电力工程面临的挑战和需要大规模长时、长效储能设施参与电力调配的实际需求，电化学储能技术领域的液流电池，在沉寂了近半个世纪之后，终于被市场看到，正在成为配套可再生能源电力项目极具竞争优势的储能技术之一。
它安全性高，不易自燃、不易爆炸；适合建设成大型储能设施，实现长时、长效储能，又具有较低的瓦时成本；既具备规模化建设的条件，又不受自然资源和建设地形的限制，目前在建的单个液流电池项目普遍规模都在200～700兆瓦（MW）。
行业专家表示：2023年将是液流电池产业转折的关键一年。
TIPS：液流电池技术原理
液流电池是一种通过电解液中活性物质在电极上发生电化学氧化还原反应来实现电能和化学能相互转化的电池技术。
1974年，美国航空航天局(NASA)的科学家Thaller等人创造了第一个液流电池体系：铁铬液流电池体系，采用Fe3+/Fe2+//Cr3+/Cr2+作为正、负极氧化还原电对，使用硫酸作为电解质，电池电压为1.18V。
发展迄今，经过不断地迭代，一系列不同类型的新体系液流电池储能技术不断涌现，发展较成熟的技术路线包括锌-溴电池、多硫化钠-溴电池、铁铬电池、锌铁液流电池、全钒液流电池等。
而不同技术路线的本质区别在于：电解液中的活性电对种类不同。
整体而言，液流电池的活性电对材料种类的选择可以分为无机体系和有机物体系。无机物体系的液流电池的正、负极氧化还原电对均为无机物，而有机体系液流电池的正、负极氧化还原电对至少有一个是有机物（比如由碳、氢、氧、氮、硫等元素组成）。
有机液流电池的优势是原料资源丰富且容易获取，而无机体系液流电池相比有机液流电池具有更好的稳定性，但无机体系里可选择的电对种类有限，并且电位、溶解度等性质较难调控。
△液流电池的结构与工作原理图，以全钒液流电池为例，其单体的构成包括：正负电极、隔膜、集流体、外部储液罐、密封圈、推送泵、连接管道等部件。隔膜主要用来隔绝两侧正负极活性物质和传导离子；外部储液罐主要存储正负极活性物质；推送泵主要用于将存储于外部储液罐中的正负极活性物质推送到电池中进行反应。图源：《低成本液流电池储能技术研究》，刘庆华等著，刊登于《储能科学与技术》，2019年12月第S1期
02.
漫长的发迹之路
在中国，虽然针对液流电池的基础研究起步于20世纪70年代，也很早就建立了专项实验室，但液流电池一直没有进入大规模产业化发展的阶段。
根据媒体报道，截至2023年8月，中国液流电池装机规模仅为220兆瓦（MW）/865兆瓦时（MWh），在全国新型储能装机中占比不到2%。而放眼全球，液流电池的装机容量占比也是如此，远远低于锂离子电池超过80%的绝对主导地位。
TIPS：中国现有液流电池储能示范项目发展沿革
①铁铬液流电池储能示范项目
2019年，国家电投中央研究院自主研发的首个31.25千瓦（kW)铁铬液流电池电堆“容和一号”成功下线并通过了检漏测试，成为目前全球最大功率的铁铬液流电池电堆。
2020年，由8台31.25千瓦（kW）铁铬液流电池电堆构成的中国首个250千瓦（kW)的铁铬液流电池储能示范项目在沽源战石沟光伏电站投入应用，该系统具备6小时的储能时长。
但是，铁铬液流电池存在负极电对反应动力学慢、析氢副反应严重的两大痛点，当电池长时间运行后，容易引起正、负极电解质溶液中活性离子交叉污染，造成储能容量衰减。此外，上述痛点还导致铁铬液流电池需要再高温环境下才能够获得较好的性能，但电堆却又容易热胀冷缩发生漏液，这些问题在一定程度上限制了铁铬液流电池的产业化应用。
②全钒液流电池储能示范项目
1995年，中国工程物理研究院研制出全钒液流电池500瓦（W）和1千瓦（kW）的样机，并获得电解质溶液制备、导电塑料成型等专利。
此后，中国科学院大连化学物理研究所、大连融科储能技术发展有限公司、清华大学、中科院沈阳金属所、中南大学等多家机构也开始进入全钒液流电池的研发工作领域。在国家863计划项目的支持下，针对全钒液流电池关键材料、高性能电堆和大规模储能系统集成等关键环节，在2005年前后取得了技术突破。
2016年，中国国家能源局批复了第一个百兆瓦级全钒液流电池储能调峰电站，规模为200兆瓦（MW）/800兆瓦时（MWh），也是全球最大规模的液流电池储能电站。2022年5月，该电站一期工程（大连100兆瓦（MW）/400兆瓦时（MWh）液流电池示范项目）已经正式接入大连电网并网使用。
相比铁铬液流电池，全钒液流电池正负极氧化还原电对使用同种元素钒，因此，即使电池长时间使用后，同种元素的电解液在长期运行过程中也可再生，避免了正负极活性离子交叉污染带来的电池容量损害，具有更高的循环寿命（可以实现>200000次循环），能够适用于更多大中型储能场景，且伴随技术的提升，全钒液流电池未来度电成本有望降至0.7元/千瓦时(kW·h)以下，令目前行业更看好全钒液流电池储能的发展。
③锌铁液流电池储能
根据2023年11月12日的消息，在中国国家能源局2023年公布的第三批能源领域首台（套）重大技术装备（项目）名单中，小众技术路线锌铁液流电池成功入选，引发业内关注。锌铁液流电池在2018年实现了技术自主可控和关键零部件国产化替代，2023年1月纬景储能珠海工厂的锌铁液流电池电堆生产线已经投产，纬景储能表示会在3年内将其度电成本下降至0.2元，锌铁液流电池的储能示范项目或指日可待。
△纬景储能山东日照200MW平价光伏配储一期项目；图源|纬景储能官网
03.
难算的经济账
为何液流电池迟迟难以进入产业化发展，至今储能市场以短时储能设备占据主导？
这个问题背后的原因看似复杂，其实简单，关键影响因素就是“成本”。
能源行业是成本敏感型行业，储能设施重点看两个成本因子：一是设施初装成本，二是每度电的全生命周期成本。前者是考量储能项目的初期投资门槛和回本周期，后者是计算项目收益率的重要指标。
涉及成本，液流电池的经济账并不亮眼。
根据媒体报道公布的数据，当前，一个百兆瓦级的液流电池项目，设施初装成本约在2.5元/瓦时（Wh)左右；而锂离子电池储能设施的初装成本约为1.2~2.4元/瓦时（Wh）不等，两小时短时储能系统的平均投标价格为1.61元/瓦时（Wh），且还有下降趋势。
而照此初装成本测算，一个液流电池项目的投资回报期可能会需要延长到20年以上，而目前市场上活跃的能源行业投资机构，普遍期待的投资回报期是在10年以内，理想状态是在5年左右。较高的初装成本给资本参与带来了门槛。
每度电全生命周期成本的差距就更加明显。据国泰君安行业调研数据，2021年时，液流电池在使用寿命比锂电池长2.5倍的情况下，其每度电的全生命周期成本还会比锂离子电池高出11%，内部收益率不足锂电池的七分之一。目前，锂电池的全生命周期度电成本约为0.5元/千瓦时（kWh），抽水蓄能的成本更低，仅有0.21元/千瓦时（kWh）。
虽然，随着技术进步，液流电池的全生命周期成本已经在不断下探，但相比之下，即使被行业看好、已经建设有储能示范项目的全钒液流电池技术路线，也依旧面临着需要进一步降本的严峻考验。
04.
戈尔迪之结是否有解？
“由于电堆和电解液占据全钒液流电池储能系统成本80%以上，因此，提升电池电流密度、提升电解液利用率是降低系统成本、推动全钒液流电池产业化的关键。”赵天寿院士曾如是指出。
通常，液流电池的功率密度由电极的大小和电堆中的电池数量决定，而能量密度由电解质的浓度和体积等性质决定。当电解液能量密度越高，意味着存储每度电所需的电解液更少；能量效率高，则意味着对电的损耗比较小，系统成本也因此减少。
与此同时，液流电池可实现功率密度和能量密度的独立设计，因此液流电池的电堆和电解液可以独立设计，液流电池的电堆和电解液储罐也可以因地制宜，分别放置。
基于液流电池的上述特性，目前通过技术手段的降本主要从两个方面发力：
一是调整电解液活性金属成分，选用铁、锰、锌等地壳中含量丰富、获得成本较低的金属作为电解液活性成分。
二是选取低成本隔膜。比如使用含有石墨烯的复合膜，其中的石墨烯可以增强电池隔膜的选择性和导电性。有学术论文的研究数据指出：通过添加0.15%（质量分数）的石墨烯，全钒液流电池能量效率提升了13%。
而增效，也是从两个方面发力，一是电解质能量密度增效，这将从影响液流电池能量密度的活性物质的浓度、转移电子的数目、电池电势这三个方面调整。比如，选用与有机溶剂混溶的活性物质，提高电解质溶解度；通过对电解质活性物质官能团位置的调控，使得电池电势得以扩张。
二是提升电堆的能效。目前，已有研发团队将人工智能技术引入到液流电池中的电堆研发中，基于机器学习算法优化了针对全钒液流电池电堆性能和系成本的预测方法。
虽然，液流电池自身“降本增效”的技术实现路径已然清晰，但液流电池要实现高度产业化并投入大规模工程应用时，电池设施初建成本、储能系统集成成本能否实现有效的“降本”尚需要实践检验，而这两项成本，是制约液流电池能否在储能领域大规模应用的关键。
如前文所述，液流电池会被推到舞台前，主要原因是由于可再生能源为主导的新型电网设施规模、发电规模正在快速扩张。另一方面，锂资源价格不断下探、锂电市场参与者的高度饱和，导致投资锂电赛道似乎不那么具备“投资回报比”了，资本也急切地需要找到新赛道。
虽然液流电池适合未来新型电力系统的配储，似乎是一个充满未来希望的新赛道，但由于国家对于电网侧储能投资的限制，液流电池依旧还是一种“叫好不叫座”的状态，真正投入和参与者依旧甚少。
截至2023年12月28日，「储能严究院」通过工商信息查询发现，经营范围中包含“液流电池生产研发”关键词、正常经营的企业，仅1690家，其中10年以上历史的竟有1400家。而储能企业总体已超过16万家，液流电池类目占比仅1%。
2024年，会成为液流储能起飞的元年吗？不妨拭目以待。
原创文章，作者：储能严究院，如若转载，请注明出处：https://www.car-metaverse.com/202312/3019142970.html
