长时储能高调进场，液流电池能否扛起大旗？

1974年，科学家L.H.Thaller率先提出了氧化还原液流储能电池，也就是后来大家俗称的“液流储能电池”。

它的特殊之处在于其是利用正负极电解液分开、各自循环的工作原理，实现电能和化学能的相互转化。

美国、日本是最早一批投入液流储能电池研究的国家，但真正投入商业化应用，步伐非常缓慢。

直到20世纪末期，液流电池技术才零星地得到示范应用。

在当时，日本企业成功开发出了数十千瓦级的铁铬液流电池系统，但由于Cr的反应可逆性差等问题，铁铬液流电池的能量效率较低，后续相关研究逐渐减少。

中国是在进入21世纪后才真正在液流储能电池领域取得进展。

2016年，国家能源局批复了第一个百兆瓦级全钒液流电池储能电站项目。由大连恒流储能电站有限公司建设和运营，电池系统由大连融科储能技术发展有限公司提供，总建设规模为200兆瓦（MW）/800兆瓦时（MWh）。

这个项目于2022年10月30日正式并网发电那一刻起，标志着中国在液流电池储能技术领域取得了重要突破。

由于其技术成熟度高、商业化程度高，在很多种场合中，我们讲液流储能电池基本等同于全钒液流电池。

这种电池有什么好处？

为什么值得专门被讨论？

液流电池“特性”鲜明

我们平常所说的液流储能电池，其实是一类产品的统称。

全钒液流电池、铁铬液流电池、全铁液流电池、铁溴液流电池，都是液流电池。

这几种液流电池各具特色，其中全钒液流电池技术成熟度最高，商业化进程最快，短期内被市场赋予了更高的期待值！

并且液流电池类产品以“安全性高”而著称。

电化学储能项目最怕的就是安全事故，现在有了一种电池可以充分避免事故问题，自然会被行业所关注。

这种电池其电解液与电极材料是分开的，且采用水溶液体系，不含易燃易爆成分，会避免因电极材料失效或短路等原因引发的安全隐患。

在充电过程中，正极电解液中的正离子和负极电解液中的负离子分别被吸附到正负极上，形成高能量状态。放电时，正负离子在电极上发生还原反应，释放出能量，从而将化学能转化为电能。

液流电池就如同一个“特长生”，特性鲜明，优势突出。

长时储能也是它的强项。

液流电池的功率单元（电堆）和能量单元（电解液和电解液储罐）相互独立。功率只取决于电堆大小，容量只取决于电解液储量和浓度。

这意味着可以根据不同的应用场景需求，灵活地设计系统功率与储能时长。

当需要增大储电容量时，只需要增大电解液储罐容积或提高电解液浓度；如果想增大功率，只需要增加电堆功率或是增加电堆数量，适应性很强。

在技术的不断进步和商业化应用加速推进中，液流电池在国内外储能市场中的地位将更加重要。

液流储能正进入招投标视野

在新能源领域有个不成文的“江湖规矩”，新技术要想在市场中被接纳，成为主流，首先得学会在大型招投标项目中崭露头角、占据席位。

曾经一度，液流储能项目都以“示范性项目”偏居一隅。

在锂电的天下中，液流储能项目获得招投标集采的机会，何其艰难！

液流储能技术也是经过了长达10多年的示范考核，才拿到机会。

并且其大规模储能的工程效果已得到了充分的验证，产业配套成熟，可以支撑起百兆瓦级储能项目的设计与开发。

此外，全钒液流电池系统的单瓦时成本已经可以控制在２-2.5元的水平，具备了商业化应用的条件。

根据储能头条的统计，2024年全钒液流电池平均中标价格在2.1元/Wh上下，同比2023年已经有了20%左右的下降。

随着储能时长的递增，5-6小时储能已经能做到2元/Wh以下。

可再生能源比重越来越大，储能时长需求会向长时拓展，这必然会要求储能设施具备十几个小时乃至几天的储能时长，以满足吉瓦级别的再生能源并网和长时间削峰填谷的需求。

然而，在目前的储能电池技术水平下，锂离子电池储能时长此前以２小时居多，现下已经提升至４小时，但要达到６小时及以上的储能时长则会面临成本与产品安全等方面的诸多挑战。

低成本、长时储能电池的发展将成为电力系统转型的关键。

液流储能是最接近于能够满足这两种条件的技术与系统。

2024市场上已经出现了GWh级全钒液流储能系统的集采，由新华水力发电主导，大连融科、星辰新能、中车株洲所、液流储能技术、四川伟力得这五家企业中标。

此外，去年中国电气装备集团储能科技有限公司也进行了液流储能项目集采。

虽然截至目前仅有中核汇能、国家电投、中国电气装备集团、中国电建等为数不多的几家央国企单位在实际项目上关注到了“液流储能”。乐观一点的话，我们看到的是，经过10多年的沉淀，液流储能终于进入了招投标视野。

意味着液流储被市场所需要。但比起锂电池的市场化进展速度，液流储能还是慢了很多。

基本上锂电池已经占据了4小时储能市场的半壁江山，液流储能若想真正被市场采纳，可能更大的机会在６小时，甚至8小时的储能时长。 

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