近期，上海电气宣布将在合肥基地新增1吉瓦时钒液流电池产能；星辰新能也宣布，全钒液流吉瓦级工厂一期300兆瓦产线将于8月投产，最终总产能达到3吉瓦；纬景储能此前表示，江苏盐城智能制造工厂单条产线产能将提高至1.2吉瓦时……
今年以来，电池生产商密集宣布并推进液流电池扩产计划场，以求在新型储能赛道铆足后劲，大展身手。
■长时储能成刚需
目前，我国电化学储能装机容量90%为锂离子电池技术，储能时长通常在2小时左右。随着可再生能源占比大幅提高，电网调峰作用将由火电调峰电站移交给储能电站。为保证电力系统安全、稳定供电，大功率、长时储能系统渐成刚需。
“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。”在日前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指出，构建以新能源为主导的新型电力系统需要不同时长、规模化、高安全的储能技术。在太阳能、风电占比较低的情况下，用火电来应对调配需求，但未来新能源占比达到70%以上时，必须通过长时储能来实现。
长时储能，通常是指4小时以上的储能技术。从建设“新能源+储能”的实际需要出发，各地储能政策导向已经出现变化。去年12月，内蒙古发布《关于加快推动新型储能发展的实施意见》，在全国率先提出“新建市场化并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上”的要求。此外，辽宁、河北、上海、新疆、西藏等省区均将配储比例及小时数进一步上调，要求储能时长达到4小时以上。
作为长时储能技术的“后备军”，液流电池一跃成为市场“新贵”。根据正负极、电解质溶液中活性电种类的不同，液流电池可分为锌铁液流电池、锌溴液流电池、全铁液流电池、铁铬液流电池、全钒液流电池等。其中，钒电池伴随上下游产业的发展，已率先进入商业化初期。
星辰新能市场总监周旋向《中国能源报》记者表示，全钒液流电池是综合技术指标最领先、产业化落地最靠前、国家政策最鼓励的新型储能路线之一。预计到2030年，全钒液流电池在新型储能中渗透率将超过30%。
■综合优势凸显
天时地利，让液流电池脱颖而出。
液流电池诞生于上世纪70年代，2022年，行业技术取得里程碑式进展，兆瓦级产品量产交付，首个吉瓦时级别项目集采开标，包括全球最大液流电池储能电站大连液流电池储能调峰电站一期100兆瓦/400兆瓦时在内项目的成功并网，使其技术成熟度和规模化得到验证，极大提振了行业信心。
安全是液流电池的最大优势。纬景储能业务发展总监陆双双介绍，液流电池是将能量储存于水性电解液中，且能量转化不依赖于固体电极，没有燃烧、爆炸的风险，满足储能的安全需求；其次，液流电池使用寿命长，其容量和功率可以有效解耦，根据项目需求来灵活配置。相比于抽水蓄能、压缩空气等长时储能技术，液流电池建设周期短、选址灵活。“液流电池在发电侧、电网侧都有很好的表现，从毫秒级、秒级响应，到分钟级以及小时级响应，都有非常突出的表现。”
上海电气储能科技有限公司总经理杨霖霖向《中国能源报》记者介绍，一方面，我国钒资源储备量和钒产量均为全球第一；另一方面，我国钒电池技术引领全球，没有卡脖子的技术风险，从核心关键原料到电堆等装备技术，都能实现100%国产化制造。
不同于锂电池锂原料对外依赖度较高，我国钒资源丰富，锌铁液流电池、锌溴液流电池也不存资源受限问题。陆双双指出，铁铬、锌溴等液流电池技术性能相差不大，主要区别在于制造可行性和商业化成本。锌、铁两种元素在全球储量丰富且价格稳定。而且，锌铁液流电池能在零下10摄氏度至45摄氏度环境温度下安全稳定运行，不受地理环境限制。
■模式创新降低成本
目前，国内从事液流电池的机构主要有中国科学院大连化学物理研究所、大连融科、北京普能、上海电气、清华大学、中科院沈阳金属所、中南大学、星辰新能、纬景储能等科研院所和企业，还吸引了钛白粉龙头中核钛白等公司跨界布局。
在业内看来，从曾经的小众产品到未来的大规模应用，液流电池还需解决初始投资成本较高、商业化运行模式不明确等问题。
国网新疆电力经济技术研究院副总工程师宋新甫坦言，液流电池初始投资每千瓦在6000元左右，是锂电池的3倍左右，其中电解液和电堆占据投资的绝大部分。
不过，液流电池电解液可以再循环使用，残值很高。“钒液流电池的电解液不会被消耗，未来可以对电解液进行融资租赁。在初装成本中，将电解液成本剥离出去，建立一种新的商业模式以降低成本。”杨霖霖指出，全钒液流电池循环次数达到2万次以上，能够支撑风光发电项目25年的稳定运行，不需要更换电芯，不需要追加投资成本。同时，钒电池装备在结束生命周期后仍有30%以上的残值。因此从全生命周期来看，全钒液流电池度电成本已低于0.2元。当然，钒电池还处于产业化初期，通过技术不断进步、提升电堆功率密度、提高电解液有效利用率、优化系统端造价以及规模化应用等手段，钒电池仍有降本空间。 |
