网讯：在风光装机规模不断扩大及可再生能源渗透率持续提升的背景下，4小时以上的长时储能需求快速攀升，作为目前最适合长时储能的技术方向之一，液流电池储能在2024年迎来了快速发展，有望领跑逐渐站在“风口”的万亿储能新赛道。
数据里的液流储能：新增装机功率排名第二、规划年产能156GWh
2024年，新型储能技术路线中，除了占绝对主流的磷酸铁锂电池储能，还有哪些技术路线发展迅速？
液流电池储能一定是其中之一，先看一组数据。
据CESA储能应用分会不完全统计，2024年1-10月新型储能新增装机达23.048GW/58.156GWh，功率规模同比增长70.72%，容量规模同比增长100.14%，总投资超1280亿元。
从技术路线看，磷酸铁锂电池储能项目新增装机21.48GW/51.05GWh，功率占比93.2%，依旧为主流技术路线，压缩空气储能项目新增并网0.66GW/3.9GWh，功率占比2.86%，排名第二。液流电池储能电站项目新增并网321.9MW/1287.62MWh，功率占比1.4%，排名第三。
项目应用方面，2024年初，国家能源局公布了56个新型储能试点示范项目，其中，液流电池储能示范项目共9个，总规模超过900MW/4300MWh，主要涉及全钒液流电池、铁基液流电池、锌铁液流电池储能示范项目，后续将通过纳入国家重大项目库、能源领域首台（套）重大技术装备清单等方式给予支持。
地方层面也大力度推动液流电池储能是否应用，2024年4月至5月，内蒙古发布两批电网侧独立新型储能示范项目，其中16个长时储能项目中10个采用了混合储能技术，液流电池储能就有8个。
5月，湖北省发改委公示了拟纳入湖北省2023年新型储能电站的试点示范项目清单也引发行业广泛关注，清单共包含21个项目，所需采购的试点示范项目规模达1GW（百万KW）。
不同寻常的是，清单里没有任何项目是单独采用锂离子电池配储的，反而大规模配置了液流电池。招标需求中，全钒、铁基、锌基三种技术路径的液流电池加起来，合计规模达到了480MW（1MW=1000KW），占项目总规模的48%。
2024年以来，在政策的助力，项目示范等因素助推下，混合储能的应用明显提速。
1-10月共10个混合储能项目新增装机，总规模达1.4GW/4.6GWh,容量占比7.92%，平均时长3.28小时，总投资超67亿元，主要为“磷酸铁锂+”模式：磷酸铁锂+液流电池、磷酸铁锂+钠离子电池、磷酸铁锂+飞轮储能、磷酸铁锂+超级电容器、磷酸铁锂+钛酸锂电池等。
在这些并网的混合储能项目中，磷酸铁锂电池储能投运功率规模占比最多，为76.22%，，液流电池功率占比18.79%，排名第二，飞轮储能占比3.57%，排名第三。
其中，中核集团新华乌什500MW/2000MWh构网型储能项目由250MW/1000MWh磷酸铁锂储能和250MW/1000MWh全钒液流储能构成，不仅位列全国规模最大的构网型储能项目之首，也是国内规模最大的全钒液流与磷酸铁锂混合型储能项目。
示范建设项目中，“磷酸铁锂+全钒液流电池”的混合储能站建设项目最多，除全钒液流电池外，锂电池+铁铬液流电池、锌溴液流电池+磷酸铁锂储能也加速进入示范阶段。
包括，7月22日，国内最大构网型混合储能项目——新华乌什50万千瓦/200万千瓦时构网型储能项目传来新进展，第一台220kV主变压器已完成试验准备，标志着项目设备交付的关键时刻即将到来。
该项目总装机容量为500MW/2GWh，包括250MW/1GWh磷酸铁锂电池储能和250MW/1GWh全钒液流电池储能。
从招投标市场看，1-10月采招落地的项目中，技术路线较为明确的规模达39.11GW/121.466GWh，其中磷酸铁锂电池储能项目达35.636GW/108.224GWh，功率占比91.11%；液流电池952.95MW/3602MWh，功率占比2.44%，排名第二。
产能方面，1-10月，国内共78个液流电池储能生产项目更新了动态，规划年产能156GWh，计划总投资达983亿元，达产后年产值1300亿元。其中，新增投产项目1个，投产年产能5GWh，占比3.21%，新增试产项目共1个，共计1GWh，占比0.64%；新增开工/在建项目个，规划年产能69.6GWh，占比44.62%；新增规划（含新增备案/拟建/签约/环评获批等）项目共60个，规划年产能80.4GWh，占比51.54%。
投融资方面，2023年以来，液流电池领域发生投融事件25起，融资金额超26.5亿人民币。其中，全钒液流电池赛道融资案例最多，合计14起；全铁液流电池、锌铁液流电池、铁铬液流电池、液流电池关键材料和电堆领域均有2起融资案例；另外，铁铬液流电池和锌镍液流电池也均有1起融资案例。
液流储能将在长时储能赛道“领跑”
双碳背景之下，新能源渗透率快速提升，发电随机性、波动性、季节不均衡性等问题带动长时储能需求。长时储能有助于解决新能源间歇性出力，提升新能源消纳能力。
研究表明，在新能源装机占比达到15-20%时，4小时以上的长时储能需求将成为刚需，当风光发电占比达到50%-80%时，储能时长需要达到10小时以上。
因此，国内外多家研究机构预测，到2030年前后，国内长时储能产业规模将突破万亿元。
作为储能领域未来重要的发展方向，长时储能技术在发电侧、电网侧以及用户侧，均可发挥巨大作用。
今年8月，在2024碳中和能源高峰论坛暨第四届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛上，中国科学院院士、 南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿表示，细分来看，在发电侧，长时储能主要用于并网，同时能避免供电的中断，特别是当风光电占主导时，理想储能时长应覆盖风光间歇期，超过10h。
在电网侧，为风光电外送，我国已建成多条跨区域电网，但因发电波动、供需不匹配，跨区域输电功率存在低谷期（如6小时），需要储能时长超过低谷期的技术，削峰填谷，提高电网利用率及输电能力。
在用户侧，长时储能的主要作用是降低用电成本，工商业电价低谷电持续时长超过6小时，峰段电持续时长超过6小时，工商业用户为降低用电成本需要超过6小时的储能。
2023年以来，各地对于长时储能的支持政策持续加码，河北、西藏、内蒙古、宁夏等10个多省份明确提出配置4小时以上长时储能，推动4小时以上储能技术实现规模化应用。
2023年7月，山东省印发了《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，这是国内首个支持长时储能发展的地方性专项政策，长时储能可享受优先接入电网、优先租赁、容量补偿标准提高、减免输配电价等优惠政策。
流体电池作为新型储能重要技术路线之一，最大的特征是时长、规模、容量扩容非常灵活，同时选址也比较简便，是比较理想的长时储能技术。
作为流体电池的一种，新型液流电池本征安全、时长灵活、循环寿命长、回收残值高，是应用场景最广、发展潜力最大的长时储能技术之一。
“十四五”以来，国家层面从顶层设计、技术创新、标准体系、项目示范应用等多维度陆续出台了系列支持液流电池储能的措施，国内液流电池储能项目中，液流电池储能时长基本在4小时以上，部分项目储能时长达6小时。
随着未来以储能时长4小时及以上的长时储能逐渐成为储能行业发展的主力军，液流储能将在这条赛道发挥越来越重要的作用，迎来更大的发展机遇。
统计数据显示，2022年和2023年我国液流电池储能行业接收订单规模超过11.3GWh，较2021年及以前订单总量增长超过10倍，这反映出液流电池储能应用需求持续高涨。
中国化学物理电源行业协会储能应用分会发布的《2024中国液流电池产业发展白皮书》预计，2025年中国液流电池储能累计装机量占新型储能累计装机的比例将达到1.1%，到2030年和2035年该比例将提高到约2.2%和3%，另外，《白皮书》预计，2025年我国液流电池产能有望跃升至30GW/年。
规模化发展仍需在5个方面发力
尽管 2024 年液流电池储能产业化发展往前迈进了一大步，但规模化、商业化发展仍面临诸多不足，需从以下5个方面发力。
技术层面仍有较大优化改进空间。液流电池虽然相对于其他储能产品具有寿命长、能量密度高、技术成熟度高的优点，但仍然需要从多个方面进行优化。电池系统功率密度和能量密度仍需优化，目前液流电池功率密度和能量密度指标并不突出，限制了高效率应用，需要开发新型电解液体系，优化电堆制造、电力管控系统设计等要素，以显著提升液流电池电池的单位体积、单位质量的功率和储放能力，使整体储能效率达到80%以上。
液流电池标准体系有待进一步完善。目前行业标准不健全，制约规模化应用，要积极完善液流电池储能产品、系统和工程技术标准体系，推动产业良性发展。
液流电池储能系统工程化和系统集成能力仍需提高，液流电池储能产业化进程缓慢，系统集成和运维管理水平有限，要加强工程技术人才培养，提升液流电池规模化应用的整体解决方案能力。
液流电池成本仍然有下降空间。以目前液流储能技术路线中发展最好、最快的全钒液流电池储能投资成本来看，4小时全钒液流电池投资成本大约在 2.7-3.5 元 /Wh，是锂电池储能的数倍之多，在锂电池价格、系统价格持续下行的情况下，储能用户更多倾向于采购锂电池储能系统，液流电池初始投资成本面临较大压力，降低成本成为全钒液流电池产业发展的必由途径。
液流电池行业电堆关键材料需实现自主可控。当前膜材料等还依赖进口，须提升自主研发生产能力，以降低成本，保障产业链安全。
但值得欣慰的是，我国液流电池产业链已有超过95%的环节实现国产化，全链条国产化程度的提高为未来进一步降本增效创造了可能。
