新型储能赛道持续火热，正当锂电技术路线为行业产能相对过剩而大打价格战之际，液流电池已作为“后浪”角色正悄悄走了上来。

10月下旬，纬景储能科技有限公司(简称：“纬景储能”)宣布，公司与建设银行上海市分行签署协议，建行意向提供50亿元人民币综合授信额度，加之今年6月中国银行上海市分行为其提供的80亿元授信，今年以来，纬景储能已获得130亿元的金融支持。

对此，业内人士认为，纬景储能两次获得金融机构累计130亿元支持，体现了金融机构对液流储能赛道前景比较看好。

随着长时储能的需求逐渐爆发，自去年开始，液流储能路线由于自身具备本征安全、电池容量可扩展性强、高循环次数的优势，较为适应长时储能对高安全、低成本、长寿命的核心要求，在政策推动下，装机量逐渐迸发。

据彭博新能源财经的数据，截止到今年9月，全球已经投产的长时储能达1.4GW/8.2GWh，而储备项目已经达到33GW/156GWh，其中，中国是最大的市场，占储备项目装机容量的92%。

另据记者统计，仅今年以来，液流电池的规模性招标量(包含公开招标和私下签约)已经超过5GWh，达到去年全年之和的两倍以上。

“三年之内，和大家一起把中国的储能度电成本做到两毛钱之内，目前，纬景储能的锌铁液流电池具备这个潜力。”不久前，在纬景储能锌铁液流电池“超G工厂”投产的发布会现场，纬景储能董事长葛群如此倡议。

长时储能拉动液流储能

在一众新型储能路线中，锂离子电池由于“技术”和“成本”积累的优势，正占据“一家独大”的市场地位。

国家能源局数据显示，2022年，锂离子电池储能占比新型储能装机比重为94.5%。

但当下，随着储能市场进一步发展，包括压缩空气、液流、储热蓄冷、储氢以及各类容量型新型储能赛道也在路线出现，且在各自不同储能需求场景下开始展现出优势和潜力。

对于液流储能赛道而言，随着长时储能赛道迸发，其预计迎来巨大发展前景。

根据美国桑迪亚国家实验室的定义，所谓长时储能，是指持续放电时间不低于 4 小时的储能技术。理论上，长时储能系统可以实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环。

公开数据显示，现阶段，我国储能市场仍以储能时长在2~4小时之间的短时储能系统为主，市占率在92%以上。

然而，这一格局或将发生变化。

“双碳”目标下，随着新能源逐步成为电力系统的主体，其波动性、随机性与间歇性对电网的冲击将愈发明显，现阶段储能系统基本只需要对日内 、分钟级/小时级的波动进行平滑，而未来的储能系统则需要考虑日间甚至季节间的新能源出力波动。

今年5月，在由中国化学与物理电源协会主办的第十三届中国国际储能大会上，中国化学与物理电源协会秘书长王泽深表示，“短时储能并不能满足电力系统跨天、跨月、乃至跨季、跨年的储能需要，难以解决峰谷时期供需匹配的经济性问题。这就需要建设储能时长在4小时以上的长时储能技术。”

据长时储能委员会(LDES)与麦肯锡2021 年底发布的联合报告，预计2030 年全球长时储能的装机规模将达到 4-8TWh，2040 年则将达到 85-140TWh。2050年，长时储能储电量将占全部储电量的95%。

政策上同样在积极推动长时储能发展。

2022年以来，其中，包括河北省、福建省、西藏自治区、内蒙古自治区等地在内，共有13个省、自治区、直辖市先后提出了4小时及以上的配置储能时长要求。

有观点认为，长时储能需求爆发的前景下，液流储能的各项优势正在显现。

最突出的是安全性上，液流电池采用水系电解液，具有本征安全性，不存在起火爆炸风险，长时间工作安全性极高。

“目前还没有听过一例液流电池发生了起火爆炸事故。”谈及液流电池安全性，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇向记者表示。

中国科学院院士赵天寿公开场合同样发表观点表示，“锂离子电池本征就是用有机液态的易爆易燃电解质，把液态电解质变为固态电解质是目前全球研究的一个重要方向，这是安全隐患的重要问题。”

值得一提的是，今年3月，国家能源局发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求(2023版)》中，强调了对中大型电化学储能电站的安全性要求，对电站可用的电池技术种类做了基本限定。《要求》明确，锂离子电池不得设置在人员密集场所，并将具有本征安全性的水系液流电池划为重点发展方向。

其次是成本方面。在短时储能需求为主的当下，液流储能的成本优势无法得到发挥，甚至可以说远远低于锂电。但在长时储能赛道上，液流储能的优势或将显现出来，甚至可以与锂电相抗衡。

“液流电池原材料成本低、使用寿命长，且容量和功率解耦。随着储能时长的增加，液流电池系统的单位成本将得到明显摊薄(功率单元成本不变，仅需增加能量单元，即电解液)，而对于锂离子电池而言，其则意味着单位成本等比例增加。”某电新分析师向记者表示。

“液流电池要想扩展充放电时长，理论上要做就是提供一个更大的筒体用于储备更多的电解液，锂离子电池就要提供等比例的电芯。”纬景储能工厂负责人向记者表示，长时储能模式下，液流储能理论上将具备较大的成本优势。

安全性、理论上成本占据优势，那么，在即将到来的长时储能时代，液流储能是否已经完美契合?

当下还无法给出最后结论。单纯从技术角度看，液流储能也有其自身劣势需要克服，“能量效率相对较低”就是其中一项巨大挑战。

深圳某储能行业上市公司副总裁提醒道：“单纯从技术上来说，目前市面上的全钒液流电池的转换效率要比磷酸铁锂储能路线要低超过10%，这一问题可能是液流赛道未来发展道路上的一个巨大挑战。”他认为，液流路线可能会是锂电应用场景的一个重要补充，但肯定不能说是“十全十美”。

规模化降本空间巨大

面对长时储能爆发的客观需求，今年以来，政策也在积极推动液流储能的关键技术突破和项目落地。

今年6月16日，国家发改委召开的新闻发布会上，国家发改委政研室副主任兼发改委新闻发言人孟玮称，在新型储能技术发展方面，国家发改委重点推动了两方面工作，其中就包括推动液流电池、固态电池两项关键技术突破。

另外，在央国企和地方政府的推动下，液流储能正在掀起招标和投运热潮，无论是从招标量、还是投运规模，液流电池都较以往有了巨大飞跃。

液流储能科技有限公司总经理郑晓昊表示，今年以来，液流储能的招标量是去年总和的2-3倍。据不完全统计，今年年初至10月末，国内电池液流电池公开招标+私下签约规模约超过了5GWh。

但即便如此，郑晓昊认为，液流储能目前仍处于早期发展阶段，要在完全市场化的条件与锂电路线相抗衡，其仍有巨大的降本空间。

郑晓昊认为，考虑到液流电池拥有安全和循环次数的优势，现阶段，液流电池的系统成本至少要降低至1.5元/Wh以下价格才有与锂电同台竞争的可能。但目前，即便是液流储能中最成熟的全钒液流成本也无法做到，成本上依旧没有与锂电抗衡的优势。

那么，液流储能如何快速降低成本?

对于仍处于发展初期的液流储能行业来说，行业正借助行业大规模招标东风，进行规模化降本。

刘勇认为，目前，液流储能发展的市场规模条件已经具备，规模化生产成为了最大难点。

“无论是去年11月，中和汇能的1GWh液流储能项目招标，还是最近国电投的目前1GWh液流储能项目招标，证明了液流储能市场招标规模正在向GWh的大容量方向演进，但市场没办法释放更多产能。”

刘勇表示，如果液流电池产能规模迟迟上不来，不单单是供应链体系难以完善，同样还导致整个产业缺乏大规模工程应用验证，包括人才、生产、装备都无法得到锤炼，这也是当前制约液流电池市场化的关键点。

“去年锂电储能装机量只有7GWh，锂电储能电芯的最低投标价格还在0.9元/Wh以上，今年装机量爆发以后，锂电储能电芯最低投标价格还在0.4元/Wh左右。开启规模化以来，液流电池储能的系统成本也会像锂电池储能一样快速降低。”

郑晓昊提供的一组全钒液流数据显示，行业开启规模化以后，全钒液流的成本将会迅速降低。

“去年11月的中核汇能1GWh招标，行业大部分的报价都在3.5元/Wh平均价格左右的。今年10月，国电投的招标，整个行业平均报价已经降到了2.65元/Wh。”郑晓昊总结道，基本上在一年之内整个行业降了一块钱，这就是现在产业化爆发的一个结果。

而此次，纬景储能的珠海超级工厂的顺利投产，一举将液流储能行业从兆瓦(MW)时代引领到吉瓦(GW)时代，同样也是在规模化降本。

公开资料显示，今年1月，纬景储能在江苏盐城启用了国内首条百兆瓦级的“液流电池智能产线”;10月26日，纬景储能珠海“超G工厂”开始投产，年产能超6GWh。

接近商业化应用

除了技术降本，液流储能赛道新势力的快速崛起，也在推动储能行业成本降低。

目前，液流赛道包括全钒、铁铬、锌基、全铁等多种技术路线。这其中，全钒液流电池是目前应用范围最广、产业配套相对完善，装机容量占比最大的技术路线，已经接近商业化应用水平。

而纬景在顺利克服锌铁液流的相关问题后，锌基(锌铁)电池有望成液流赛道下一个爆发的技术路径。

锌铁液流电池的一个显著优势是其成本效益。

据了解，由于钒价格昂贵，目前，全钒液流电池40%的成本来着核心材料五氧化二钒。相比之下，锌储量丰富且价格低廉，使其成为大规模储能的经济高效选择。

在纬景储能的“超G工厂”投产的发布会现场，中国电建江西分公司董事长邹胜萍表示，其选择纬景作为合作伙伴，主要基于对纬景储能锌铁液流电池方向的关注及投入。“锌铁液流电池将可能成为未来储能领域的又一新增长方向。”邹胜萍表示。

华电(浙江)新能源有限公司党委书记、董事长朱斌表示，运行维护成本较锂电或者其他液流电池较低为其看重之处。