液流電池商業化進展及其在電力系統的 應用前景

宋子琛，張寶鋒，童 博，鐘祎勍，亢 猛

（1.西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710054； 2.中國華能集團有限公司河北雄安分公司，河北 保定 071799）

液流電池是一種大規模高效電化學儲能技術。在液流電池中，活性物質儲存于電解質溶液，具有流動性，可以實現電化學反應場所與儲能活性物質在空間上的分離[1]。一般來說，液流電池具有長壽命、100%放電深度、水系電解質高安全性的優點，但能量密度不高。因固定式儲能系統對能量密度要求不高，因此液流電池適用于大規模蓄電儲能。

自鐵鉻液流電池開始，液流電池技術在近半個世紀取得了長足的進步，形成了一系列技術路線和示范性產品。然而，由于各種技術制約因素和外部環境影響，只有少數液流電池技術進入了工程化、商業化應用階段，代表體系有全釩、鐵鉻、鋅溴、鋅鎳、鋅鐵、鋅空、全鐵液流電池等。本文對上述液流電池的商業化進展進行研究，并分析液流電池在電力系統中的應用前景，最后給出相應的應用和發展建議。

1 液流電池的商業化應用進展

1.1 鐵鉻液流電池

鐵鉻液流電池是最早被提出的液流電池技術，初期由美國能源部支持，由美國國家航空航天局（NASA）科學家進行研究[2]。鐵鉻液流電池在正極采用Fe2+/Fe3+電對、負極采用Cr2+/Cr3+電對，其電極反應如下：

自20世紀末期開始，各國科學家和研發人員對鐵鉻液流電池進行了持續的研發，尤其是美國和日本的相關機構對其產業化進行了不斷推動，如美國NASA劉易斯研究中心（Lewis Research Center）和日本工業技術院電子技術綜合研究所[3-4]，但鐵鉻液流電池產業化和研究受自身技術問題和全釩液流電池的興起而陷入停滯。至2014年左右，由美國能源部支持，EnerVault公司在美國實施了 一個250 kW·h/1 MW·h的鐵鉻液流電池示范項目（圖1a)[5-6]），但此后，該公司在鐵鉻液流電池方面再無進展。

我國國家電力投資集團公司（國家電投）在鐵鉻液流電池的研發和應用上進行了大量工作。2019年11月，由國家電投集團科學技術研究院有限公司（國家電投中央研究院）研發的首個31.25 kW鐵鉻液流電池電堆（“容和一號”）成功下線。國家電投中央研究院后聯合上海發電設備成套設計研究院有限責任公司（上海成套院）開展國內首個百千瓦級鐵鉻液流電池儲能示范項目的建設工作，2020年12月，建成了250 MW/ 1.5 MW·h液流電池光儲示范項目（沽源戰石溝光伏電站，見圖1b)）[5-7]。

圖1 鐵鉻液流電池近期示范項目 Fig.1 Demonstration projects of iron-chromium flow battery in recent years

當然，鐵鉻液流電池在技術上仍存在一些問題，如：負極的析氫問題，降低了電池的能量效率；正負極電解液的互串交叉污染，會降低電池容量和效率，導致所用離子傳導膜需要高選擇性，而目前進口全氟磺酸膜的成本較高；鉻氧化還原性差，電池的最佳工作溫度較高等。

目前，相關文獻提出鐵鉻液流電池的循環壽命可達10 000次以上，能量效率可達70%～75%[8]。2018年在巴西部署的110 kW/310 kW·h鐵鉻液流電池系統成本約3 400元/(kW·h)[9]，但也有相關媒體報道其能量成本可低于250美元/(kW·h)，即約 1 600元/(kW·h)[10]。

1.2 全釩液流電池

全釩液流電池是目前商業化程度最高和技術成熟度最強的液流電池技術。1978年，意大利Pellegri等人第1次在專利中提及全釩液流電池[11]，但一些研究人員認為澳大利亞新南威爾士大學（The University of New South Wales，UNSW）的Skyllas-Kazacos教授及其團隊最早提出了全釩液流電池[12]，其中Skyllas-Kazacos對全釩液流電池進行了系統性的開創工作。全釩液流電池正極采用VO2+/VO2+電對，負極采用V3+/V2+電對，其電極反應如下：

由于液流電池最有潛力、發展最迅速、商業化程度最高，國內外參與其研究開發的機構較多，澳大利亞、加拿大、日本、美國等國家對全釩液流電池進行了長時間的研發工作，國內的中國科學院大連化學物理研究所（大連化物所）、清華大學等單位也在全釩液流電池方面進行了長期的研發和探索，同時，一些釩礦企業也開始大規模進軍液流電池領域。在國外，代表性的企業有日本住友電氣工業株式會社（住友電工），北美UET、Invinity（由redT和Avalon合并)，德國Voltstorage公司、巴西Largo公司（收購Vionx energy），而國內有北京普能世紀科技有限公司（兼并了國際知名的加拿大VRB集團)、大連融科儲能技術發展有限公司（簡稱融科儲能）、湖南省銀峰新能源有限公司、樂山晟嘉電氣股份有限公司、國家能源集團、陜西華銀科技股份有限公司（陜西華銀）、上海電氣集團、中國東方電氣集團有限公司等全釩液流電池研發公司

2018年以前，由于液流電池較為高昂的造價，以及對于儲能技術并不旺盛的需求，全釩液流電池儲能電站的規模以百kW至MW級為主，最大規模的電站是住友電工為北海道電力公司提供的 15 MW/60 MW·h儲能電站。近年來，隨著國內外對儲能市場開發的重視以及釩價格的下降，一大批全釩液流電池示范項目在世界范圍內建成，見 表1。2019年，大連液流電池儲能調峰電站國家示范項目開建，一期規模100 MW/400 MW·h，總體規模200 MW/800 MW·h。2021年，隨著雙碳愿景和儲能市場發展的深入，全釩液流電池技術的應用 再次提速：2021年8月，國家電投湖北100 MW/ 500 MW·h全釩液流電池儲能項目在湖北省襄陽 市開工；2021年10月，大唐中寧共享儲能100 MW/ 400 MW全釩液流電池儲能地質勘察項目開始招標。近年來，全釩液流電池從kW級到百kW級，向著 百MW級發展，證明液流電池市場日趨成熟，市場對于全釩液流電池的接受和認可程度越來越高。

表1 全球10 MW以上全釩液流電池儲能項目 Tab.1 The all vanadium flow battery energy storage projects above 10 MW in the world

全釩液流電池技術較為成熟，當下，應用層面主要有釩電解液強腐蝕性的滲漏問題，進口全氟磺酸膜的成本較高以及釩價格浮動造成的釩電解液價格過高的問題還需解決。

根據相關文獻，現階段全釩液流電池循環壽命可達20 000次以上，能量效率可達80%[6,13]。由于釩價格變化較大，因此需充分考慮釩價對全釩液流電池價格的影響，以五氧化二釩13萬元/t的情況為例，MW級4 h系統成本為3 000～3 900元/(kW·h)。

1.3 鋅溴液流電池

鋅溴液流電池最早由美國埃克森美孚公司（Exxon Mobil Corporation）發明。電池正極采用Br-/Br2電對，負極采用Zn2+/Zn電對。正極充電時Br-被氧化成Br2單質，Br2單質會與溶液中的相關物質結合，沉降在電解質溶液底部，因此鋅溴液流電池是一種單沉積液流電池，其電極反應如下：

早期，美國?？松梨诠緦︿\溴液流電池進行了持續研究，后將其轉給了澳大利亞、日本、歐洲的相關公司，由各國相關研究機構針對鋅溴液流電池應用難點開展改進研究和示范工作。具有代表性的公司有美國ZBB公司、Primus Power公司，住友電工以及澳大利亞Redflow公司等[14]。

目前，鋅溴液流電池是除全釩液流電池以外商業化較為成功的液流電池技術。在國外的應用方面，早期鋅溴液流電池由于其優秀的模塊化設計、低成本、高安全特性，被更多地應用在用戶側套利、提高供電穩定性方面，使用規模較小。近年來，可再生能源的快速發展使得鋅溴液流電池在發電側和電網側開始被大規模應用。Primus Power公司于2016年后在哈薩克斯坦的阿斯塔納部署了25 MW/ 100 MW·h的鋅溴液流電池，是當時最大容量的液流電池儲能系統[15-16]；Redflow公司2021年3月份簽訂了一項協議，在加利福尼亞州同生物質能源設施一起部署了2 MW·h的鋅溴液流電池[17]。

國內方面，技術和產品開發上主要以北京百能匯通科技有限責任公司（百能匯通）、安徽美能儲能系統有限公司、陜西華銀、特變電工股份有限公司等公司為主。大型新能源基地為鋅溴液流電池在發電側提供了很好的應用舞臺。百能匯通在黃河水電百MW光伏發電實證基地20 MW儲能項目中提供了1 MW·h鋅溴液流電池系統；為華能拓日格爾木光伏電站設計了一個復合型儲能系統，包含采用1 MW/4 MW·h的鋅溴液流電池[18]。2017年，陜西華銀下屬的華秦儲能技術有限公司（華秦科技）同大連化物所合作開發了國內首套5 kW/5 kW·h鋅溴單液流電池（圖2a)）儲能示范系統，在陜西省安康市陜西華銀廠區內投入運行[19]。鋅溴單液流電池有別于傳統鋅溴液流電池技術，其正負極采用相同電解質溶液，將正負極的儲罐合并，只需要1套電解液儲存及循環系統，具有結構簡單、能量密度高、成本低的優點，Primus Power公司的EnergyPod 2 產品（圖2b)[20]）同樣采用了單液流的形式。

圖2 鋅溴液流電池產品 Fig.2 Zinc bromine flow battery products

鋅溴液流電池主要存在正負極活性物質泄漏造成的電池自放電問題，鋅電池廣泛存在的鋅枝晶問題，以及溴本身的腐蝕性、化學氧化性、很高的揮發性及穿透性帶來的防腐與防污染問題[21]。同時，由于鋅溴液流電池為沉積型液流電池，其容量同功率不能完全解耦，因此還存在容量受到鋅電極的限制問題。

目前，相關文獻提出鋅溴液流電池的循環壽命可達6 000次以上，能量效率可達70%[14]。4 h儲能時長的鋅溴液流電池系統的成本為2 000～ 3 000元/(kW·h)。

1.4 鋅鎳單液流電池

鋅鎳單液流電池于2007年由防化研究所的程杰研究員、楊裕生院士開發[22]，其同時結合鋅鎳二次電池與液流電池的優勢。與鋅溴單液流電池結構類似，鋅鎳單液流電池正負極采用同一種電解質，無需離子交換膜，結構簡單。其電極反應如下：

在產業化方面，國內主要有超威集團、張家港智電芳華公司和大連化物所，國外的美國紐約城市大學和英國埃塞克斯大學分別在2009年和2016年進行了該技術的開發。在應用方面，鋅鎳液流電池目前仍處于商業示范階段，我國張北國家風光儲能示范區搭建了存儲容量為50 kW·h的單液流鋅鎳電池儲能系統（圖3[23]），由168個200 A·h的單體電池串聯而成，能量效率可達80%[24]。在國外，紐約城市大學在2014年搭建了1個25 kW·h的鋅鎳液流電池儲能系統。

圖3 50 kW·h鋅鎳單液流電池儲能系統 Fig.3 The 50 kW·h Zn-Ni single flow battery energy storage system

鋅鎳液流電池的綜合性能較佳，也進行了初步的應用示范，但由于鎳價快速上漲，鋅鎳單液流電池的價格競爭力快速減弱，技術的開發和部署處于較為停滯的階段[25]。在技術層面，鋅枝晶與積累導致的電池短路以及壽命降低問題還需要進一步研究，鋅鎳單液流電池的正負極面積容量低且功率與容量不能完全解耦，以及電池正極需要高成本燒結鎳才能保障較長壽命的問題有待解決[25]。

目前，據相關廠商資料，鋅鎳單液流電池的循環壽命可達10 000次以上，能量效率可達80%[26]。鋅鎳單液流電池系統的成本約2 600～3 500元/(kW·h)。

1.5 鋅鐵液流電池

堿性鋅鐵液流電池于1981年被提出[27]，之后有中性和酸性鋅鐵液流電池出現，但后兩者未達到工程化應用的程度。其正極電解液組成為亞鐵氰化鉀和KOH溶液，負極電解液組成為Zn(OH)42-和KOH溶液。電極反應如下：

在美國，鋅鐵液流電池的商業化應用開始較早，且在源網荷端均有應用案例，美國VIZn公司為其中的代表性公司。VIZn公司在2015年8月為加拿大安大略電網提供了2 MW/6 MW·h的鋅鐵液流電池儲能系統，2017年贏得印度電網有限公司（PGCIL）1 MW·h鋅鐵液流電池訂單。到2019年，國內的緯景儲能科技有限公司獲得VIZn公司鋅鐵液流電池全球生產總部的授權，并同中國電建集團江西省電力建設有限公司（江西電建）展開合作，后者成為電池儲能應用領域系統集成商及系統技術支撐方。2019年，江西電建在江西省余干縣建設了一個發電側示范項目，設置了1套容量為200 kW/ 600 kW·h的GS200鋅鐵液流電池系統（圖4a)），并結合20 MW光伏。

圖4 鋅鐵液流電池產品 Fig.4 Zinc Iron flow battery products

在國內，重慶信合啟越科技有限公司同長沙理工大學研發團隊進行了鋅鐵液流電池的產業化工作，并設計出了相應樣機，推進了相關器件的國產化工作[28]，2021年10月，其同國家電投集團中央研究院簽訂了協議，共同開發鋅鐵液流電池[29]。另一方面，大連化物所同金尚新能源科技集團股份有限公司合作進行自主研發的10 kW級堿性鋅鐵液流電池儲能示范系統（圖4b)）于2020年在金尚新能源科技股份有限公司廠區內投入運行[30]。

在技術上，鋅鐵液流電池同其他沉積型電池和鋅電池的問題一樣，面臨著鋅枝晶與功率和容量不能完全解耦的問題，其負極面容量較低[31]。同時，鋅鐵液流電池作為一種較新的液流電池，其離子傳導膜等相關部件產業鏈不夠成熟，也大大制約了其商業化推廣和應用。

目前，根據文獻和相關廠家資料，鋅鐵液流電池的循環壽命可達15 000次以上，能量效率可達80%[28,31]。2018年VIZn公司宣稱其鋅鐵液流電池系統安裝成本低于2 300元/(kW·h)[32]，目前，鋅鐵液流電池的能量成本可達約2 000元/(kW·h)。

1.6 全鐵液流電池

全鐵液流電池由Hruska和Savinell在1981年進行了描述[33]。與釩相比，鐵具有更高的實用性和更低的成本。全鐵液流電池分為酸性和堿性體系，酸性全鐵液流電池在商業開發上較為成熟，其正極是Fe3+/Fe2+氧化還原電對，負極是Fe2+/Fe氧化還原電對，電極反應如下：

目前，全鐵液流電池的商業化公司為北美的ESS公司，其經過一段時間的探索，將全鐵液流電池的應用規模從百kW·h級向MW·h級發展， 2021年達成了GW·h級的相關協議，技術成熟度和市場認可度越來越高，圖5為其全鐵液流電池產品。2017年，巴西Pacto Energia公司就委托ESS公司提供了一個50 kW/400 kW·h的測試單元，將其配套在100 kW光伏系統下。2021年4月底，ESS公司簽訂合同在智利部署300 kW/2 MW·h的全鐵液流電池儲能系統；2021年下半年簽訂合同在西班牙為風光發電提供8.5 MW·h的儲能系統；2021年9月，ESS公司與軟銀旗下的SDenergy簽署了一項協議，承諾在2026年前向其提供2 000 MW·h的電池系統[34]。

圖5 ESS公司全鐵液流電池產品 Fig.5 All iron flow battery products of ESS Inc.

德國Voltstorage公司除開發全釩液流電池外，也同相關大學合作開發全鐵液流電池（其稱鐵鹽電池，iron-salt battery)，但未達到商業化應用階段[35]。

全鐵液流電池的技術問題主要在于同鐵鉻液流電池類似的負極析氫反應以及需要抑制氫氧化鐵沉淀的生成。這些問題會大大降低電池的運行效率，減小電池容量，同時有堵塞離子傳導膜的風 險[36]。國內對于該體系液流電池的研究與商業化開發報道較少。

目前，全鐵液流電池的循環壽命可達20 000次以上，能量效率可達75%[37]。據有關媒體報道，全鐵液流電池的成本為1 600～2 600元/(kW·h)[38]。

1.7 鋅空氣液流電池

北京化工大學的潘軍青教授在2009年提出了一種鋅空氣液流電池[39]。該電池在充電過程中，正極發生氧析出反應，鋅離子會在金屬負極沉積為金屬鋅；在放電過程中，正極發生氧還原反應，負極上的鋅溶解，以鋅離子的狀態保存到電解液中。其電極反應如下：

目前，對于鋅空氣液流電池的研發，加拿大ZINC8公司和美國EOS公司具有代表性。

加拿大ZINC8公司（ZINC8）針對反復充放電造成的鋅積累、極化現象、鋅顆粒脫落、功率不能解耦等問題，開發了新型鋅空氣液流電池（圖6[40]），其利用一組電堆制備鋅顆粒充電，鋅顆粒制備后流入儲罐中進行儲存，放電時將鋅顆粒再次輸入另一組電堆進行反應放電，但該技術還處于技術示范階段，重點針對超長時儲能的場景（8 h以上)。2020年，加拿大ZINC8公司計劃在紐約市布魯克林區部署一個100 kW/1.5 MW·h鋅空氣電池儲能系統。同時，該公司在2020年12月不列顛哥倫比亞省薩里的一處私人住宅中交付了一套40 kW/160 kW·h液流電池。

圖6 ZINC8鋅空氣液流電池 Fig.6 ZINC8 zinc-air flow battery products

美國EOS公司（EOS）從2012年開始鋅空氣液流電池的商業化研發，雖然其在初期公開表示研發鋅空氣液流電池技術[41]，同時相關研究人員也認為EOS是最早進行鋅空氣液流電池商業化的公司[42-43]，但EOS近年來推出的Znyth技術采用了無泵化設計，并對外稱為水鋅電池，采用中性電解液的鹵化鋅循環，其具體采取的技術路線還有待考察。EOS的Znyth技術商業化應用取得了巨大成功，主要針對電網側和發電側，得到了GW·h級的訂單。2020年，EOS在希臘一家煉油廠部署了一套容量為4 MW·h的儲能系統，同時計劃在美國德克薩斯州和加利福尼亞州共部署1.5 GW·h的新型鋅電池儲能系統。2020年11月，EOS與美國項目開發商Hecate Energy簽署了一項協議，雙方將共同部署超1 GW·h的水鋅化學電池儲能系統，預計價值約2.5億美元[44-45]。

在技術上，鋅空氣液流電池同其余大部分鋅液流電池一樣，也面臨著鋅枝晶的問題。同時，其還面臨著電流密度低、氧析出氧還原雙效催化劑開發不全面的問題。國內如北京化工大學、江蘇沃泰豐能公司等也進行了相關的研究工作，但距離產業化還有一定距離。

目前，ZINC8對外宣稱其鋅空氣液流電池的循環壽命可達20 000次以上，能量效率為65%，EOS則宣稱其產品循環壽命可達5 000次，能量效率可達75%。據ZINC8官網和EOS公司最近簽訂的合同數據，其4 h儲能時長產品的成本分別約為2 000、1 100元/(kW·h)[40,44]。

1.8 小結

目前，液流電池的商業化進展可以分為技 術開發階段、kW·h到百kW·h級技術示范階段、MW·h級商業示范階段、十MW·h級商業化應用階段、十MW·h以上級大規模商業化應用階段。

表2匯總了各類液流電池商業化進展情況。

表2 各類液流電池商業化進展情況 Tab.2 Commercialization progress of various flow batteries

全釩液流電池作為技術最成熟、產業化最充分的液流電池技術，在國內外都得到了充分認可，目前正處于大規模商業化推廣階段，相關單體電站的容量已達到800 MW·h的超大規模，當前限制其發展的最重要因素是釩價格劇烈變化導致的電解液成本過高問題。

鐵鉻液流電池和鋅鎳液流電池國內外在商業化程度上基本相同，前者在技術上較為成熟，目前處于商業化示范向商業化應用的過渡時期，而后者受制于鎳價的快速上漲，仍處于技術示范階段，沒有得到進一步的技術放大和應用。

鋅溴、鋅鐵液流電池在國內的商業化進展稍稍落后于國外。在技術層面，鋅溴液流電池作為國內外長時間研發的電池體系，其技術和產品的成熟度較高，后續商業化推廣一方面依賴相關技術的持續創新突破，降本增效，另一方面還需要更精準的場景應用與推廣。鋅鐵液流電池在技術和產業鏈上還不夠成熟，但其具有較高的能量效率，較長的循環壽命以及較低的材料成本，后續商業化前景廣闊。

從商業化進展看，鋅空液流電池和全鐵液流電池在國外都進入了相應的商業化應用階段，證明其產品在技術路線上已得到一定的市場證明和檢驗，然而，其在國內均還處于技術研發階段，沒有進行商業化推進和產品開發，2種技術的經濟性、適用性以及進一步的商業化進展需要緊密跟蹤。

綜上，可以看出目前儲能市場對于液流電池技術呈關注度逐漸加深、認可度逐步加大的態勢，裝機量也在快速提升。在選取的技術體系方面，國內對于全釩液流電池的商業化推進進展較快，但其余技術的商業化進展落后于國外。

2 液流電池在電力系統的應用前景

2.1 電力儲能典型場景介紹

目前，從整個電力系統的角度看，儲能的應用場景可以分為發電側儲能、電網側儲能和用戶側儲能，具體見表3。實際應用中，需根據各場景的需求對儲能技術進行分析，找到最適合的儲能技術。

表3 電力系統主要儲能應用場景 Tab.3 Main application scenarios of energy storage in power system

2.2 液流電池在電力系統應用場景分析

目前，在電力系統電化學儲能市場同液流電池形成最強競爭的技術為鋰離子電池技術，其具有功率響應快、效率高的特點，且近年來成本快速降低，最低儲能系統中標價低至1.321元/Wh[46]，而全釩液流電池僅電解液的成本就已經高于這一價格。同時，在0.25C的4 h運行要求下，高品質鋰離子電池循環次數可能超過8 000次，有的高達萬次。根據彭博新能源財經預計，鋰電價格2024年會達到100美元/(kW·h)以下、2030年將低至62美元/(kW·h)，而隨著性能的繼續優化，鋰離子電池會進一步擠壓儲能領域其他技術的商業空間[47]。

對此，液流電池需要進一步發揮其長時間大容量的儲能特性、超長壽命和極高的安全性能，才能在儲能市場中占有更重要的地位。

2.2.1 發電側

1）火電廠

目前，儲能系統在火電廠中應用的場景主要為調峰和調頻，主要采用磷酸鐵鋰電池，主要收益來自提升火電廠調頻的機組考核分數，已達到盈利目的。火電對儲能時長要求并不高，對于功率特性的需求大于容量特性，因此現階段液流電池在火電上的應用還不廣泛。同時，火電進行靈活性調峰改造的成本遠遠低于安裝相同功率的電化學儲能設備，導致液流電池在火電廠應用困難。但另一方面，液流電池的長壽命、多循環次數特性可以很好地適應火電廠儲能應用中使用次數過多、小功率波動過多的需求，液流電池的功率調節速率也優于電廠自身的升降功率過程，在進一步降低成本后，作為輔助的調頻調峰手段，有可能獲得很好的發展前景。

2）新能源及多能互補

在目前新能源與儲能共同部署的情況下，較低的上網電價、相應政策的缺乏使儲能系統缺乏盈利模式，是困擾各類儲能技術在該方向發展的重要問題。目前，各地的新能源強制配備儲能政策雖然促進了新能源發電側儲能的部署量，但實際安裝儲能后的運行情況較差，項目收益很低。對于全國大部分地區強制要求的新能源項目按照10%～20%裝機、1～2 h容量配置儲能來說，由于儲能時長較短，與鋰離子電池相比液流電池競爭力不強。

2021年8月，國家發展改革委、國家能源局發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》（發改運行〔2021〕1138號），提出超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4 h以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。其中市場儲能時長4 h以上的要求給了液流電池很大的發揮空間和應用可能性[48]。

可以預見，液流電池配合新能源電站增加并網規模的探索會增加。同時，因為一般情況下新能源配建儲能系統的裝機功率和容量都較大，液流電池除了調峰以外，也可以兼顧新能源場站平滑出力、電能質量改善、跟蹤計劃出力等場景。隨著液流電池成本的下降和新能源裝機的進一步增加，預計聯 合新能源進行調峰并提供輔助服務將成為液流電池重要的應用方向。同時，對于風光火儲一體化能源基地，液流電池可以搭配其他儲能技術，成為整個能源基地多能互補調度重要的長時儲能手段。

3）核電

由于液流電池良好的安全性能和大容量特性，核電也在探索兩者的聯合應用，但相關應用尚在探索期[49]。

2.2.2 電網側

電網側在高可再生能源占比下，由于需要進行大范圍長時間調度，對于儲能時長的要求進一步提高。因此在國外，許多區域性電網、微網穩定性較差，覆蓋范圍很小，沒有合適的抽蓄、壓縮空氣電站建設資源，液流電池就是用于電網級長時間儲能的較優方案。目前，液流電池在世界范圍內的主要部署場景也在這一方面，通過部署4 h以上的儲能電站，提高整個電網系統的穩定性。

同時，對于延緩輸配電設備擴容，每年300多次的次數和每次4～8 h的充放時間很適合使用液流電池，也是液流電池適用的應用場景，只是中國電網的高度穩定性使該應用場景較為少見。

2.2.3 用戶側

目前，國內用戶側的峰谷套利是能獲得盈利的儲能應用方向，其商業邏輯也很明晰。其次，將儲能布署在用戶側，由于涉及更高要求的生命及財產安全，對儲能技術的安全性要求極高，鋰離子電池的安全性存在相應隱患，而目前液流電池技術的高安全性可以發揮很大優勢。同時，我國峰谷時段一般為峰8 h平8 h谷8 h，很符合液流電池的長時儲存特性。隨著2021年國家發展改革委和國家能源局要求進一步放大峰谷電差價的相關規定，該方向將成為液流電池的重要應用和發展方向[50]。

3 液流電池的應用與發展建議

1）優先發展資源豐富、綜合成本較低的液流電池技術。

目前，全釩液流電池在產業化、商業化各方面已相當成熟，但由于釩價高昂（產生每kW·h電的電解液成本可能超過2 000元），同時鋰離子電池價格極低（整個儲能系統成本1 400元/(kW·h)），因此，在未來液流電池若同鋰離子電池進行競爭，必須開發材料成本較低的技術路線。2010年，美國能 源部（DOE）高級研究項目能源局（ARPA-E）為儲能電池設定了100美元/(kW·h)的目標成本[51]，相關研究表明，對于工作電壓為1.5 V的水系液流電池，其活性物質的成本需要低于5美元/kg才能實現電堆系統120美元/(kW·h)的成本目標[52]。因此，必須發展綜合成本低的液流電池技術路線。圖7[53]給出了各類電化學電池化學成本及出現年代。

圖7 電化學電池化學成本及出現年代 Fig.7 Chemical cost and year of occurrence of electrochemical battery

從圖7可以看出，鋅空氣（Zn/air）液流電池、鋅溴（Zn/Br）液流電池、全鐵（Fe/Fe）液流電池、鋅鐵（Zn/Fe）液流電池的化學成本較低，隨著技術的發展，其成本進一步降低后可以挑戰鋰離子電池的價格優勢，可成為今后液流電池發展的重要技術方向。

2）現階段的液流電池應用不能只看長壽命，應算好經濟賬。

液流電池由于其容量特性，極適用于長時儲能場景，且由于具有超多次循環次數，其客觀上存在極高的壽命和很低的全生命周期度電成本。但是，儲能的超大容量和超多次循環壽命間的需求是相互偏離的：當儲能時長超過4 h，一充一放的時間就將達到8 h，日均充放電次數很難超過2次；當儲能時長超過8 h，一充一放的時間就將達到16 h，日均充放電時間很難超過1次。因此，長時儲能下液流電池年度的充放電次數一般在300多次，使用10年的次數只有3 000～5 000次。若單純使用全生命周期度電成本衡量，會嚴重誤導儲能技術的選用和項目的收益預期。

因此，在實際規劃時，應精確計算目標場景下相應的儲能時長和頻次，避免液流電池在實際使用中的“壽命和性能過?！?。

3）重視相關資源鏈的整合和發展。

未來可以預見的巨大儲能需求，使得相應儲能技術在所需資源上需要有更大的裕度。目前，全釩液流電池仍然是在產業化、商業化各方面最為成熟的液流電池技術，其相關性能也極為優秀，但受制于高額的釩價格，其成本居高不下，在國內外的項目開拓上陷入瓶頸，被鋰離子電池擠壓市場空間。

但是，隨著國內外業界對液流電池技術和釩產業整合和發展重視程度的增加，釩的相關成本有極大的下降空間。另一方面，由于全釩液流電池電解液穩定性極佳，因此，通過租用電解液等方法降低全釩液流電池建設成本等商業模式上的創新成為可能，通過釩資源鏈商業模式的創新，可大大降低全釩液流電池的總體成本，加快其部署速度。

因此，應密切關注釩資源鏈的發展和變化，研究釩液流電池相應成本下降前景和新型商業模式。

4 結 語

在碳中和、碳達峰大背景下，儲能技術必將快速發展，作為適用于電力系統儲能的技術形式，液流電池在電力儲能方面具有廣闊的應用前景，在發電側、電網側、用戶側均有很好的應用切入點，技術需求切合度較高。同時，其發展種類豐富，各種技術路線漸趨成熟，成本下降很快，特別是2019年后，呈現爆發式發展。預計通過相應的技術方案和產業整合，液流電池會得到更蓬勃的發展。