储能电站越建越大，液流电池会成为大型储电站未来的主战场吗？
储能电站越建越大，液流电池会成为大型储电站未来的主战场吗？
随着光伏与风电的并网量越来越大，储能也变得迫在眉睫。在并网量还比较小的时候，依赖1~4小时持续供电的磷酸铁锂电池，就可以实现削峰填谷，但如果并网量继续增长，我们会不会急需超过4小时供电的新技术呢？
如果我们极限思考，假设某个地区100%的电力来自于太阳能，但一天的光照时间一般只有8小时，那就意味着另外16小时的供电需求，需要全部依赖电池。如果电池的供电时长只有4小时，那么另外12小时就只能停电了。风电这种间歇性能源也类似。
当然，现在我们不可能100%依赖于太阳能或风能。但碳中和、改善能源结构的大目标存在，光伏、风电等清洁能源的占比在快速提升，长时储能的概念应运而生。
简单来说，长时储能就是指大于4小时，可以实现数天、数月充放电循环的储能系统。而液流电池，基于特殊的构造与工作原理，被视为最适合长时储能的电池技术之一。
液流电池（又名氧化还原电池）的技术原理，完全不同于锂电池等一般的离子蓄电池，液流电池是把能量储存在电解液里面，而不是一般锂电池、铅蓄电池的固体正负极。并且，液流电池的正、负极都是液体的，完全独立分离放置在堆栈外部，通过两个循环动力泵，将正、负极电解液通过管道泵入液流电池堆栈中，并持续发生电化学反应。
液流电池的优缺点非常明显，它的优点是安全性高，可以灵活扩容，循环寿命也非常长，电解液可循环利用。但缺点是能量密度低，初装成本还比较高。但对于长时储能的场景来说，这些缺点不算很难克服的问题，而这些优点则非常宝贵。
我们认为液流电池市场规模足够大，各种技术路线未来都会有机会，占据一定的市场空间，我们正在非常积极地跟各类液流电池公司交流，也正在布局整个产业链。下面我们就来分析液流电池的应用场景、优缺点，以及全钒、铁铬等技术路径的不同侧重。
应用于长时储能的特别技术
为什么长时储能需要尝试别的技术？原来的锂电池不可以吗？
如果应用于长时储能，锂电池确实有其局限性。其中最突出的问题就是安全性和循环寿命。因为要想增加储电的容量，锂电池就必须增加锂的含量。但锂是一种比较“暴躁”的金属，随着含量的提升，安全性风险就越大。
例如在2021年4月16日中午，北京集美大红门25MWh直流光储充一体化电站发生火灾，随后电站北区在毫无征兆的情况下突发爆炸，导致2名消防员牺牲，1名消防员受伤。此次事故过程符合锂离子电池发生热失控的典型特征。
特斯拉的Megapack储能单元也发生过类似的事故。2021年7月30日，澳大利亚一个装载有13吨锂离子电池的特斯拉Megapack电池组发生火灾，约有150名消防人员正在现场努力控制火势蔓延至其他电池组。
据不完全统计，在2022年上半年全球就新增了10多起锂电池储能电站事故，其中约有80%采用的是三元锂离子电池，其次是磷酸铁锂电池。于是，国家能源局在2022年6月发布了新的规定，对电化学储能电站的选址和布局做了明确要求，其中明确将三元锂电、钠硫电池踢出了中大型电化学储能的可选方案，对动力电池梯次利用态度是“不宜选用”。
所以对于长时储能来说，通过增加锂含量来增大储电容量是很难的。并且锂电池还有另一个缺陷，就是循环寿命不够长。
从技术原理上来看，锂电池的能量主要靠金属锂来存储，每次充放电时，通过锂离子的反应来实现，但在这个过程中，会有一小部分锂生成固体物质，也就是“析锂”，久而久之锂在变少，储电容量也就下降了。
一般锂离子储能电池，充放电的循环次数在5000次左右，也就是如果每天满充满放一次，可以用14年左右。这对于电动车的动力电池来说足够了，但对于储能电站来说并不够用，储能电站一般的寿命都是在20年以上，像最传统的抽水蓄能电站都是按照30~70年寿命去设计。
特别是对于长时储能来说，还需要考虑锂电池储能系统中电芯一致性的问题，那么系统层面的循环寿命往往更低，此外锂电池的可用容量也会随着循环次数的增加而明显下降。
液流电池能够很好地解决这些问题。
首先，液流电池非常安全。与一般的固态电池不同，液流电池的正极和负极，是以电解质溶液的形式储存于电池外部的储罐中，通过正、负极电解质溶液活性物质发生可逆的氧化还原反应，来实现电能和化学能的相互转化。
简单来说，就是液流电池的正、负极电解液，才是用来储存能量的，由于电解液里面是水，没有有机溶剂，所以不会起火爆炸。
并且液流电池不会有热量的堆积。锂电池之所以不安全，很多时候是因为锂电池产生的热量无法散出，但液流电池的热量可以很容易随着电解液，从电池内部转移到外部去。所以液流电池无论是BMS，还是一些额外的消防措施，都可以比锂电池低一个等级，不用太麻烦。
第二，液流电池的循环寿命非常长。由于液流电池中的电极不参与反应，属于惰性电极，电极和双极板等材料稳定性好，不涉及更换问题。同时反应过程不涉及相变，所以循环寿命可达1.5万~2万次，例如对于全钒液流电池来说，钒在电解液中仅发生价态变化，基本可以完全回收，且生命周期中容量衰减后可完全恢复。
第三，是灵活性。由于液流电池的功率单元与能量单元相互独立，这就意味着可以根据不同的应用场景，来灵活设计系统功率与储能时长。
一套完整的液流电池储能系统，主要是由功率单元（电堆）、能量单元（电解液和电解液储罐）、电解液输送单元（管路、泵阀、传感器等）、电池管理系统等部分组成，其中功率单元决定系统功率的大小，而能量单元决定系统储能容量的大小，两者相互独立。
所以液流电池的功率只取决于电堆大小，容量只取决于电解液储量和浓度，这意味着可以灵活设计。当需要增大储电容量时，只需要增大电解液储罐容积，或提高电解液浓度即可；如果想增大功率，只需要增加电堆功率或是增加电堆数量即可，适应性很强。
当然，由于液流电池的缺点在于能量密度小，所以液流电池的储能电站一般都会占地面积偏大，选址一般在空旷的郊区。但由于安全、散热性好，所以可以建得紧凑一些。毕竟相比于能量密度，电站的循环寿命、供电时长更加重要。
如今，液流电池的单次供电时长能到4小时以上，有的甚至能到10小时以上。这样的时长对于未来大量使用新能源的电网来说，非常合适。
从应用场景的角度来看，液流电池主要用在两大方向上：一是新能源大型电站配储。从2021年开始，很多地方政府都开始有硬性要求，风光电站必须要配置10%~20%的储能设施，并且供电时长要在4小时以上。一般风电或是光伏电站，设计寿命都是在25年左右，液流电池的使用寿命正好也比较契合。
二是电网侧的大型共享储能电站或者调峰电站，类似于抽水蓄能这样的独立储能电站。因为液流电池技术寿命长，30年没有问题，残值高，维护成本低，很多特性其实与抽水蓄能接近，所以中期来看可以作为抽水蓄能的补充。
当然，由于动力电池对锂电池的拉动作用，目前新增的电化学储能设施中大部分还是磷酸铁锂电池。液流电池还未大面积铺开，所以目前前期投入成本还比较高，但我们看一项技术的前景需要把眼光放长远，特别是那些能通过规模效应来降低的成本。
液流电池多条技术路线哪家强？
目前液流电池主要有全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池、锌铁液流电池等20多种技术路线，目前全钒和铁铬技术路线讨论较多。
这里技术路线的不同，主要是指电解质溶液主要成分的不同。全钒是相对成熟、项目最多的技术路线，全钒液流电池是一种以金属钒离子为活性物质的液态氧化还原电池，以+4、+5 价态的钒离子溶液作为正极的活性物质，以+2、+3 价态的钒离子溶液作为负极的活性物质，分别储存在各自的电解液储罐中。在对电池进行充、放电时，正负极电解液在离子交换膜两侧进行氧化还原反应。
第二种是以锌基为代表的技术路线，即把锌金属作为电解液中的一种，组成像锌溴、锌铁、锌锰等锌基的液流电池。为什么选用锌基？主要是因为锌的氧化还原性比较好，并且锌这种元素也容易获得。
第三种是铁基的，比如像铁铬，还有全铁等等，铁的电化学活性比较好，并且储量非常丰富，所以铁铬液流电池也是比较有潜力的一种。
为什么会出现这么多不同的技术路线？主要还是因为储能对成本非常敏感，全钒虽然是其中最为成熟、项目最多的技术路线，但它一直有一个很核心的问题，钒的成本非常高，并且产能有限。
从资源的第一性原理上，全钒就存在一定的问题。中国的五氧化二钒产能在十几万吨，其中90%应用在钢铁行业。而1GWh的全钒液流电池，对应需要0.8万~1万吨的五氧化二钒，在目前的钒供应体系下，如果每年全钒液流电池快速上量，钒价必然暴增，并且产能严重跟不上，同时也有资源开采能力的问题。
此时就导致产业界去寻找更便宜和易得的金属元素，来作为液流电池的电解质。
无论是全钒还是锌基、铁基，在技术原理上都大同小异，都是通过金属的得到、失去电子，来实现充电放电。
但有的会出现沉积效应而导致寿命不足。比如锌基液流电池比较突出的问题就是寿命短，锌元素在充放电时，会发生锌单质跟锌离子之间的转换，锌沉积与溶解生成枝晶，而枝晶会刺破隔膜，导致电池的寿命比较短。而全钒液流电池不会出现这种固态析出问题。
此外虽然锌溴液流电池的优点是能量密度较高，但液溴的挥发性、高毒性、强腐蚀性和易渗透性，也都导致电池在实际容量、循环寿命和安全性方面大打折扣。所以国内最近这几年，对锌溴液流电池的研究和市场化都已经不太活跃了。
最近市场上越来越热的是铁基液流电池，它主要是铁的二价、三价之间转换。铁基最大的优势，就在于便宜，因为无论是铁还是铬，都在地球中大量存在。
但铁基也有自己的问题，就是它的电化学活性比较差，所以功率密度弱一些。这也就意味着相同的功率密度，比如都是5000瓦的电堆，全钒可能只需要铁基电池的1/2~1/3 大即可，这样电堆部分的成本就低。同时，铁基的能量效率比较低，相比于全钒要低10%左右。
铁铬液流电池有着波折的发展历史。它最早由美国国家航空航天局（NASA）于1974年提出，后来在20世纪80年代，NASA将铁铬液流电池作为“moon project”的一部分，转让给日本。日本新能源产业技术开发机构（NEDO）随后于1984年和1986年推出了10KW和60KW的铁铬液流电池系统原型样机。同期中国科学院大连化学物理研究所在1992年成功开发出270 W的小型铁铬液流电池电堆。
但是，由于铁铬液流电池的关键问题——阴极析氢与电解液离子互混，长期得不到解决，研究也一度止步，行业研究热点也转向了全钒液流电池。此后很长一段时间内，铁铬液流电池一度被认为是已经淘汰的技术。
直到国家电投集团再次将其拉回人们的视野，他们采用铁、铬离子混合溶液作为电解液，应对正负极铁铬离子互串问题；通过电极催化剂负载，应对负极在充电时的析氢问题；通过在电池中设计安装再平衡系统，有效解决了电池容量衰减问题，极大提高了铁铬液流电池的实际使用寿命。
如今也有头部创业公司，针对铁铬液流电池的传统问题，实现了技术突破。例如对于析氢问题，中海储能就基于自由基的量子点沉积技术，大幅度提高电极表面的催化剂沉积水平，使催化剂实现的纳米沉积，大幅降低了潜在的析氢反应。
这些技术迭代，保证了铁铬液流电池在享受低成本的同时，不至于综合性能被削弱。
如果进行成本测算，针对100MW/400MWH，25年循环寿命周期测算，一天一充一放，铁铬液流电池最为便宜，初装成本在7亿左右，年后续维修成本约千分之三，LCOE（平准化度电成本）差不多在0.2水平。而锂电池受制于5000次循环寿命，25年间最少应更换一次电芯，而电芯成本占总成本60%，所以LCOE将会在0.3左右。全钒液流电池因为钒元素比较贵，会显著高于铁铬，并且略高于锂电池。全钒还有一个不确定因素是，五氧化二钒的价格是否会因产能不足而飙升。
所以综合来看，铁铬液流电池在解决了传统的析氢、反应活性等问题之后，是一项非常有潜力的技术路线。
近年来，液流电池的落地项目也在快速增多。2022年5月，在辽宁大连，一座大型全矾液流电池储能电站的一期工程，成功并网投运。这座电站目前是全球最大的液流电池储能电站，储电规模达到800兆瓦时，这相当于4000个家庭一个月的用电量。2022年2月，国家电投的“容和一号”铁铬液流电池的第一条量产产线投产。
这些落地项目的实际运营数据，将给液流电池带来更加真实的发展路线图。
目前储能业界存在几大共识，一是锂电产业链还是最成熟的，也是综合性价比最高的，所以今年下半年新上的储能项目中，锂电还是会占到85%以上，但对于其他长时储能技术，谁越快接近锂电的价格，谁就会越快得到市场关注。
二是在新能源占比达到15~20%之后，4小时以上的长时储能需求成为刚需。目前在西北等风光电占比高的地方，4小时已经成为真实需求。美国在加州等光伏占比高的地区，已经在上6~8小时的储能，来进行调峰。而能够实现长时、大容量储能的3个主要方向，就是抽水蓄能、空气压缩、液流电池，其中液流电池是唯一比较适合大规模发展的技术，并且在交换膜、电堆、电解液等关键设备上，基本实现了国产化。
三是随着储能场景的多元化，会有不同技术的并存。长期来看，随着新能源逐步成为电力系统的主体，储能的应用场景也会有很多，功率范围将涵盖kW级的用户侧场景，到GW级的发电侧、电网侧场景，储能时长则从秒级、分钟级、小时级到跨日、跨季不等。考虑到不同场景的储能需求有很大差距，未来会有多种储能技术并存，共同支撑电力系统的安全与稳定。
麦肯锡在2021年底预测，长时储能的潜在市场空间将从2025年开始大规模增长，主要是因为随着可再生能源占比提升，2025年长时储能全球累计装机量将达到30~40 GW（对应储能容量约1TWh），累计投资额约500亿美元。
液流电池作为有短板，但长板足够长的技术路线，将赶上新能源赛道的爆发期，在长时储能方面对锂电形成挑战。