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。

       原文标题 : 高瓴、红杉、中石油、国电投入局！融资超25亿，液流电池大爆发