国家能源局日前公布了第三批能源领域首台(套)重大技术装备(项目)名单，共计58个技术装备(项目)入选，储能领域入选8个，涉及固态电池、飞轮储能、液流电池、压缩空气、重力储能以及高压级联直挂式储能系统。

其中，小众技术路线——锌铁液流电池成功入选，引发业内关注。纬景储能联合创始人、董事长葛群在接受《中国能源报》记者采访时表示，锌铁液流电池具有绝对安全、长寿命、低成本、绿色无危废、易部署等优势， 符合新型电力系统对储能电池安全、长时的根本要求，“锌铁液流电池已具备产业化能力，争取3年内将其度电成本下降至0.2元。”

工厂加紧生产

走进崭新的生产车间，一条智能化生产线正有条不紊地运转，经过模块预装、自动压装、试漏、拧紧系统等步骤，每20分钟即可下线一台锌铁液流电池电堆——这是记者在纬景储能珠海“超G”工厂看到的场景。这是全球首个投产的吉瓦级液流电池工厂。

锌铁液流电池是液流电池的一种，在液流电池家族中，全钒液流电池，锌溴液流电池、锌铁液流电池等锌基液流电池，铁铬液流电池是主要技术路线。其中，全钒液流电池商业化进程最快，社会熟知度最高。锌铁液流电池是少数派，国内仅有个别企业布局。

“可以理解为将一个化工厂聚集在一块电池内部发生反应，锌铁液流电池技术难度高、工艺复杂，涉及学科众多。20世纪70年代，行业完成了‘0—1’的技术研发;2018年左右，实现技术自主可控和关键零部件国产化替代;2021年顺利并网江西上饶光伏配储项目，完成‘1-10’的过程;今年1月首条锌铁液流电池电堆智能产线启用;3月完成A 轮融资;10月珠海工厂投产。”葛群说，纬景储能在山东、湖北、江西、福建等地规划和建设多个锌铁液流电池“超G工厂”，已具备产业化发展能力。

截至2022年底，全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5%，液流电池储能仅占比1.6%，看上去并不起眼。如此“大干快上”，是否过于激进?

“我们有两点根本逻辑，一是技术本身的成熟度;二是技术的天花板。天花板足够高，势必有可观的前途。”葛群说。

优势挑战同在

与锂电池将电解质储存于电池内部不同，液流电池的电解液储存于电池堆外部容器，充放电时，正负极电解质会分别循环泵入电池堆发生氧化反应，反应完成后，电解液会被重新泵回外部容器还原成原来的状态，照此循环往复。

本征安全是锌铁液流电池最大的亮点。葛群指出，液流电池电解液是水系材料，不存在燃烧爆炸问题。液流电池原材料在国内储藏丰富、不依赖进口，尤其是锌和铁两种常见金属极易获取且价格低廉。

葛群进一步指出，锌铁液流电池可以在零下55摄氏度至零下10摄氏度环境温度下稳定运行，系统可回收再利用，对环境友好。基于功率模块和容量模块的可解耦特性，容量模块和功率模块均可进行独立扩容来实现系统规模和储能时长的调整，可在风光电站、数据中心、5G基站等多场景灵活布置。

据了解，液流电池在长循环过程中，电解液中的反应物离子更容易扩散至电极表面的凸起处，形成不规则的锌枝晶，最终刺穿隔膜，导致电池短路。因此，解决锌枝晶问题，一直是锌铁液流电池产业化应用的关键。

“目前，我们已经彻底解决了锌枝晶的形成和生长问题，实现锌铁液流电池长效循环运行。” 葛群介绍，公司新一代储能电池产品GP110，其使用寿命长达25年，在100%DOD(放电深度)下充放电循环超过30000次。这意味着，锌铁液流电池具循环次数是锂电池8000次的3倍以上。

降本是关键

随着新能源发电渗透率占比持续提高，对长时储能的需求与日俱增。我国正在加快大容量、中长时间尺度储能技术示范，推动液流电池、压缩空气储能、熔盐储热、氢储能等多种类别的长时储能技术研发。

“储能技术路线百家争鸣，产业链要共同努力，提高社会对液流电池的认知。”葛群进一步指出，锌铁液流电池还处于产业化初期，其关键任务是扩大规模、降低成本。

初装成本高是制约液流电池规模应用的一大难题。葛群认为，装机成本只能反映储能相关设备的采购价格，不能准确反映出储能设备的经济价值，度电成本指标更为关键。锌铁液流电池使用寿命长，光伏生命周期只需配置一次，相比其他长时储能，其选址灵活、易部署、建设周期短。“电力损耗成本、运维成本、安全成本，都是影响储能度电成本的核心要素，要从技术迭代、智能制造、精益管理等方面着力，依托规模化生产效应，进一步降本增效。”

根据相关机构预测，2025年液流电池市场规模将达到40吉瓦时以上;2030年将达到接近70吉瓦时。“现阶段订单远远大于产量。”葛群判断，储能是一条万亿级的新赛道。根据市场公开数据预计，到2025年，我国仅源侧储能设备的市场规模将达到1.5万亿元;到2030年，将达到12万亿元。