液流电池示范案例：大连200MW恒流储能调峰电站
1、液流电池技术发展现状及未来趋势
液流电池是通过不同电解液的离子相互转化实现电能的储存和释放。与传统二次电池相比，其电极反应过程无相变发生，可以进行深度充放电，能耐受大电流充放。由于正、负极活性物质分开存储，杜绝存放过程自放电可能性，且电池容量取决于外部活性溶液的多少，调整容易，各个单体电池的均匀性好，维护相对容易。与其他电化学储能技术相比，液流电池最突出的特点就是循环寿命特别长，最低可以做到10000次以上，整体使用寿命可以达到25年或者更长时间。第三，液流电池的储能时长相比现阶段电化学储能主流的锂离子电池更长，可轻松实现6小时以上的储能时长，可满足未来风光高比例、大容量并入电网的储能需求。
液流电池最大的劣势是能量密度低于锂离子电池。商业化程度最高的全钒液流电池能量密度仅为15-30Wh/L，锂离子电池的能量密度在300-400Wh/L，是全钒液流电池的10-20倍。过低的能量密度极大影响液流电池的应用场景，在小容量储能、对空间要求较高的场合暂时无法与锂离子电池竞争。
液流电池第二个主要劣势是初次投资成本过高。目前较为成熟的全钒液流电池单瓦时的成本在3-4元，距离大规模商用还有较长的一段路要走。成本居高不下主要有产业供给/配套和下游需求两方面的因素。首先液流电池是一种适合大规模、长时间储能的产品技术，储存的规模越大，时间越长，液流电池的初始投资成本越低。但现阶段国内的液流电池示范项目基本处于KW-MW级的转变过程，应用规模偏小，导致液流电池的投资成本偏高。其次是供给配套不成熟，规模企业数量小，产能规模偏小（基本在500MW以下），使得降本的效率远没有锂离子电池高。
GGII认为：结合液流电池自身的优劣势，未来液流电池的应用更多将会集中在发电侧和电网侧领域大型集中式的储能场合，对储能时长、容量和安全性有更严苛的要求，并对抽水蓄能、锂离子电池储能形成有力的补充和支持。从产业配套成熟度、降本节奏角度分析，未来5年将是液流电池商业化的快速发展期，其应用成本有望随着示范项目数量和规模的急剧上升而快速下降。
2、国内液流电池示范案例：大连200MW恒流储能调峰电站
国内液流电池市场发展呈现以下特点：1）技术正处于项目示范阶段，且示范项目规模远低于锂离子电池；2）技术路线具有较明显偏向，以商业化程度最高的全钒液流电池为主；3）示范规模偏小，基本以KW-MW级别为主，混合型示范居多，结合铁锂、三元等锂离子电池混合应用与考察，纯液流电池示范项目偏少。
大连液流电池储能调峰电站国家示范工程是国家能源局在全国范围内首次批准建设国家级大型化学储能示范项目，项目建设规模为200MW/800MWh，全部采用全钒液流电池。该项目由大连热电与大连融科储能技术发展有限公司双方共同出资成立的大连恒流储能电站有限公司作为投资建设和运营主体。大连融科储能技术发展有限公司是由中国科学院大连化学物理研究所和大连博融控股集团共同组建，是专业从事绿色、高效全钒液流电池工业储能产品技术开发，大型工业储能电站设计、建造及储能解决方案服务的综合性高新技术企业。
储能车间分两期建设，每期建设储能电池组100MW，一期建设春光路以西主厂区，按照终期规模200MW/800MWh钒电池组建设所配置的升压站和所有辅助工程，及一期100MW储能车间，二期建设春光路以东二期100MW储能车间。
储能板块采用8串2并的31.5KW/126KWh电池接线方案，由6400只单体31.5KW钒电池，1600套钒液罐组成的200MW电池组，共分为8个储能单元，每个车间设4个储能单元。一期工程占地面积约25400平方米，总建筑面积47450平方米，包括一座储能车间及生产综合楼两栋，厂房分两层布置，一层安装800个电解液灌、二层安装400个集装箱式储能电池、二层楼顶安装200个PCS变流器、一座220KV厂 内电站等。
数据来源：高工产研新能源研究所（GGII），2022年7月
该储能电站项目属于电网侧辅助服务环节，建成后由大连恒流电站储能有限公司运营，电站主要接入大连国家电网，在用电低谷时储存本地的核电和海上风电，在用电高峰将电能输出使用。此外，电站还可参与本地电网市场辅助服务（如调峰、调频、调压、黑启动和不间断电源）。辅助服务市场的各类主体根据使用的辅助服务类型向大连恒流电站储能有限公司支付相关使用费，费用支付标准参照大连市电力辅助服务政府建议价进行支付。
