华夏储说29丨长时储能应时发展，钒液流电池成为主流加力提速开展应用

长时储能系统是可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统，以满足电力系统的长期稳定。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。随着新能源发电的渗透率持续上升，平衡电力系统的负荷要求也不断增加。可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。现有长时储能技术路线中，钒液流电池为目前最成熟、应用范围最广的长时储能技术，中国在钒液流电池领域走在前列，拥有资源、技术和产业链自主可控的领先优势，正在得到加力提速。

2024年7月25日，国家发改委、能源局、数据局发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，提出围绕不同应用场景对爬坡速率、容量、长时间尺度调节及经济性、安全性的需求，探索建设一批液流电池、飞轮、压缩空气储能等多种技术路线的储能电站，对钒液流电池等长时储能技术的产业化发展，将发挥重要的支持作用。

一、大规模、高比例新能源电力格局下长时储能技术日益成为电力系统的现实需要

（一）现有2h储能仅是储能发展的初级阶段，未来4h以上及更长的长时储能才是“正餐”

多元化电力实现新型电力系统，需要多类型储能的融合并举发展。在不同时间和空间尺度上，既能满足电网的状态稳定和短时功率平衡需求，又能满足大规模系统调节和存储需要，从而增强电力系统动态平衡的能力。

风光新能源发电的不稳定性问题包括三个大的方面：随机性、波动性和间歇性。随机性问题需要备用型储能来解决，即应急备用电源；波动性问题需要功率型储能，实现电网频率稳定；而间歇性问题只有靠容量型长时储能来解决，需要长时、大容量储能解决一定时段的用能需求。因此，有专家形容，今天已普遍应用的功率型和介于功率型与容量型之间的能量型储能只是“开胃菜”，4小时以上的容量型长时储能才是“正餐”，未来长时储能的发展规模，将可能远远超过其他场景储能类型。

随着风光占比不断提高，新型电力系统对4小时以上的长时储能需求更甚。目前，锂电池2-4小时储能时长，越来越无法满足长达数小时的日间平衡。国网能源研究院预测：2060年全社会用电量将可能达到15.7万亿kWh（1570万GWh），电源装机将超过67亿kW，非化石能源装机占比和发电量占比均超过80%；其中，风能、太阳能发电装机将超过40亿千瓦，装机占比超过60%，发电量占比超过50%。

随着新能源电源和电力电子设备大规模接入，电力系统高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征凸显，对电力系统调节资源提出了巨大的需求。在此情况下，电力系统转动惯量持续下降，调频、调压能力不足，使得电力实时平衡难度增大，这对电力系统调节资源提出了巨大的需求。同时，风电、太阳能发电易受天气影响，“极热无风、极寒少光”特点明显，出现极端天气时出力不稳定，容易造成电力供需不平衡。根据仿真分析，当电力系统中风电、太阳能发电量占比超过50%时，需要解决数天、数周乃至跨季节的电力电量平衡问题。由于2至4小时的短时储能不具备相应的支撑能力，大规模长周期储能的作用将会进一步凸显。

从细分应用领域看，在发电侧，长时储能主要用于并网，同时能避免供电的中断，特别是当风光电占主导时，理想储能时长应覆盖风光间歇期，其时长都要超过10个小时的时间。在电网侧，为风光电外送，我国已建成多条跨区域电网，但因新能源发电的波动、电力供应与需求在时段上的不匹配，跨区域输电功率存在约6个小时的低谷期，需要储能时长超过低谷期的技术，以削峰填谷提高电网利用率及输电能力。在用户侧，长时储能的主要作用是降低用电成本，工商业电价低谷端持续时长超过6小时，高峰段持续时长一般也要超过6小时，工商业用户为降低用电成本，亦需要配置超过6小时的储能。

具备长寿命、高安全的液流电池主导的场景，将弥补锂电池的安全、长时缺陷。有专家认为，锂电池非常适合电动汽车的瞬时高能电源，但不太适合4个小时以上的长时储能，因此锂电池并不是电网日益需要的日间储能的解决方案。此外，锂电池储能其本身存在的安全性问题，例如锂电池存在的热失控倾向，随使用时间增长而降低的存储容量（电池容量衰减），也会降低锂电池作为长时储能解决方案的适用性。

（二）长时储能将成为高比例大规模新能源发展下的“刚需”

据国际通行经验和相关研究表明，新能源发电量在一个国家或地区能源结构中的占比超过20%以后，4h以上长时储能将成为刚需。新能源装机占比达到50%—80%时，储能时长需要达到10小时以上。

可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。国家能源局发布2024年1~7月份全国电力工业统计数据，截至7月底，全国累计发电装机容量约31.032亿kW，同比增长14.0%。其中，太阳能发电装机容量约7.3557亿kW，同比增长49.8%；风电装机容量约4.7053亿kW，同比增长19.8%。太阳能和风电总装机达到12.061亿kW（1206.1GW），占比达到39.03%，提前6年半实现2030年的目标。其他火电装机14.1061亿kW，占比45.45%；水电装机4.2853亿kW，占比13.81%。2024年上半年，全国可再生能源发电量达15600亿kWh，同比增加22%，约占全部发电量的35.1%；其中，太阳能和风电发电量合计达9007亿kWh（90.07万GWh），约占全部发电量的20%，同比增长23.5%。

目前，我国风光新能源发电已达20%的门槛。新能源渗透率的快速提升，叠加其出力的不稳定性，对长时储能的需求进一步提升。有专家分析，以光伏为例，集中式大规模光伏发电平均时长为每天达到5h，如果用电需求全部以光伏电力满足，则至少需要配置释能时长19h以上的储能，才能覆盖光伏不出力时段的电力需求，完成光伏电力的日循环供应。因此，长时储能技术的发展与应用，正当其时。

现有锂离子电池储能技术难以满足长时储能的需求，发展长时储能技术，是我国能源结构变革的必然需求。我国目前新型储能装机中，锂离子电池储能高达97%。但目前的锂离子电池储能技术难以满足“新能源+储能”的新型储能系统对长时储能的需求。2030年后，在我国新型电力系统中可再生能源的比例将会大幅度提高，火力发电的比例将会大幅度降低，电网调峰的作用将由火电调峰电站移交给储能电站，长时段阴雨天时，太阳能电池的发电量将大幅度降低。在此情况下，要保证电力系统的安全、稳定供电，需要大功率、长时储能系统发挥作用。因此，继续部署和支持高安全性、使用寿命大于15年、环境友好的长时技术的研究开发和工程应用，是能源结构变革的必然需求。

长时储能系统将成为“成本最低的灵活性解决方案。麦肯锡预计，长时储能的潜在市场空间将从2025年开始大规模增长，全球累计装机量将达到30-40GW，累计投资额约500亿美元；2030年起全球新能源占比将超过60%，长时储能容量将达到200-300GW，长时储能需求约占新能源发电的10-20%，将成为维持系统平衡的重要条件手段。

在2021年全球气候峰会上，国际长时储能理事会与麦肯锡发布报告称，当再生能源发电量达到电力系统的60%-70%的市场份额时，长时储能系统将成为“成本最低的灵活性解决方案”。据国际能源咨询机构大模型预测，全球电化学电池储能在未来10年中，锂电池将让出整个储能市场4%的市场份额，液流电池和钠离子电池的产能都将翻倍。

（三）新型长时储能技术可在更长时间维度调节新能源发电的波动，并提供更长时间的电力安全保障储备

储能技术根据其充放电时长，一般分为短时储能和长时储能两大类。长时储能是在普通储能系统的基础上，可实现跨天、跨月、乃至跨季节充放电循环的储能系统。长时储能具备为电力系统提供稳定的电力支持，同时提高系统的可靠性和灵活性的能力。

目前，国内外对于长时储能的充放电时长暂未达成统一标准。2021年，全球长时储能委员会在其首份报告《净零电力——可再生电网长时储能》报告，长时储能系统被定义为任何可以长期进行电能存储的技术。该技术同时能以较低成本扩大规模，并能维持数小时、数天甚至数周的电力供应。2021年美国桑迪亚国家实验室发布《长时储能简报》，把长时储能定义为持续放电时间不低于4小时的储能技术。同年美国能源部发布相关报告，将其定义为额定功率下至少持续运行（放电）10小时的储能系统。我国为区分大规模建设的2小时储能系统，一般把长时储能定义为4小时以上的储能技术。

相比短时储能，长时储能具有以下三个方面的优势：

一是可在更长时间维度上调节新能源发电的波动，保障多元负荷用电需求、提升新能源消纳能力。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。在火电等支撑性保障电源占比不断降低的情况下，电力系统将面临新能源持续长时间的低出力、不出力或大出力等多种可预见情景。在此情景下，短时储能不具备多小时、数天的消纳保障能力，通过“新能源+长时储能”，可以保障更多场景下多元负荷用电需求、提升新能源消纳能力。

美国加州独立系统运营商（CAISO）评估加州的电力生产和需求时发现，随着光伏装机容量的逐年上升，一日净负荷曲线的弯曲程度越来越明显，净负荷的大幅波动会损害电网基础设施。因此随着可再生能源的渗透率逐年上升，对平衡电力系统的负荷要求增加。而长时储能可在更长时间维度上调节新能源发电波动，避免电网拥堵，增加清洁能源消纳能力。根据调研机构Strategen研究报告，当风光发电占比达到50%-80%时，储能时长需要达到10h以上。

二是可为电力系统提供长周期的灵活性调节，提供更长时间的电力安全保障储备。长时储能有具备调频优势。随着新能源比例的逐步提升，用户负荷、光伏和风力发电等的不确定性使得电力系统净负荷波动加剧。传统调频资源火电机组因爬坡约束和机组启停限制难以快速并长期跟踪负荷需求，而长时储能兼顾储能系统快速响应及长期输出能力，有望成为电力系统的调频主力。长时储能系统所具有的这种灵活性，在时间尺度上与电力系统安全性和容量充裕度存在耦合关系。针对不同的功能，所需的储能系统持续时长存在显著差异，因此一般需要在分钟级、小时级、日级、季度级乃至年度级等多时间尺度上规划电力系统结构。

短时储能侧重于保证电力系统在瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题；长时储能则侧重于实现峰谷时期供需匹配等经济性问题。随着高比例新能源并网，长时储能可以应对电力系统的瞬时功率变化。尤其在季节性气候或极端气象条件下，系统灵活性出现短期无法满足供需平衡，长时储能可以提供更长时期的电力安全保障储备。近年来国内外极端天气频发，自然灾害多发，导致电力安全问题受到高度重视。长时储能可在极端天气下为系统提供持续、安全、可靠的电力供应，发挥应急保供作用；还能有效应对季节性保供需求，提升系统事故后快速恢复和应急处置能力。因此，大力发展长时储能技术，对进一步降低电力系统对煤电等化石能源的依赖，促进我国碳达峰、碳中和目标实现，具有十分重大的意义。

三是长时储能经济性或更高。相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。美国电力研究院（EPRI）最近进行的一项研究显示，根据加州独立系统运营商（CAISO）在2019年的日前综合能源价格，持续放电时间为4小时的电池储能系统所获得的利润，仅是持续放电时间20小时的长时储能系统的76％。也就是说，长时储能的收益会更高。

二、美欧等多个国家持续加码长时储能政策支持，全球长时储能市场火热

2021年11月，在苏格兰格拉斯哥举行的联合国气候变化峰会上，来自包括英国石油公司、西门子能源公司、Highview Power公司、Form Energy公司等25家能源和科技公司的高管，成立了“长时储能理事会”。该理事会旨在就长时储能技术对企业、政府和公用事业公司进行宣传和教育，并制定激励政策支持大规模部署长时储能系统。

美国能源部从2018年起就不断地投入资金，支持长时储能的技术研发，其目标是在2030年把储能成本降低到5美分/kWh以内。加州由于较高的可再生能源发电比例，是最早大量部署持续放电时间4小时储能系统的地区之一。从2019年开始，加州地区就已经开始陆续部署4小时的储能系统。据全球调查机构Strategen的研究报告，到2045年，加州太阳能的占比将达到75%。为平衡太阳能发电，需要在白天存储8到12个小时的电能，晚间存储调度量也将增加，最多时需连续放电12小时， 长时储能发展不可或缺。据Strategen预测，加州到2030年将部署2-11GW的长时储能设备，到2045年将实现45-55GW的长时储能配置。

英国政府为24个不同技术类型的长时储能技术提供了6800万英镑的竞争性融资资金支持，并于2021年初启动了总投资1亿美元的长时储能示范竞赛。

欧洲投资银行管理的欧盟创新基金项目发展援助(PDA)从15个被定义为大规模清洁能源项目中，选择了重力储能和热储能两个长时储能项目进行支持，每个项目投资超过750万欧元。

目前，以美国加州、德国、澳大利亚南部为代表的欧美地区，风光发电量占比已经很高，对于长时储能的需求也愈发迫切。去年澳大利亚政府宣布，只对4小时以上的长时储能设施给予政府补贴，鼓励在澳洲本土更多应用长时储能技术。

三、我国已出台多项政策，促进长时储能技术的发展与应用

2021年8月，国家发改委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中要求“超过电网企业保障性并网以外的新增可再生能源发电项目，需配建4小时以上的调峰能力”。

国家发改委、能源局2022年3月印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，要推动多时间尺度新型储能技术试点示范，重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等长时储能技术。

2023年6月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》指出，2030至2045年，规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。以机械储能、热储能、氢能等为代表的10小时以上长时储能技术攻关取得突破，实现日以上时间尺度的平衡调节，推动局部系统平衡模式向动态平衡过渡。

2023年12月，国家发改委发布《产业结构调整指导目录（2024年本）》，在“新型电力系统技术及装备”中，明确要发展长时储能技术。

科技部发布的《“十四五”国家重点研发计划》，提出为代表各种长时间储能多种储能技术提供研发资金支持。重点包括超长时间尺度储能技术3项：100MW级先进压缩空气储能技术、新一代液流电池储能技术、宽液体温域高温熔盐储热技术；中长时间尺度储能技术4项：低成本长寿命锰基储能锂离子电池、有机储能电池、水系金属离子储能电池、百兆瓦时级钠离子电池储能技术。

地方政策层面，目前已有多个省份颁布的政策中,明确要求电源侧配储的调峰时长超过4个小时。并明确将在液流电池的技术研发、项目扶持等方面给予支持。2023年7月，山东省发布《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，这是我国首个就长时储能出台的专项支持政策，对于压缩空气、液流电池等的长时储能加大容量租赁和容量补偿支持力度的支持措施，并支持参与现货市场。

截止2023年底，国内已建成投运新型储能项目平均储能时长2.1小时。随着可再生能源占比提升，电网调节压力增大，配储由最初的鼓励引导到成为并网标配，再到目前部分省份不合格受罚，比例从10%-20%逐步上升至15%-30%，配储时长从1-2小时提升至4-5小时。据统计，河北、西藏、内蒙、上海、新疆等10个多省份明确提出配置4小时以上长时储能，推动4小时以上储能技术实现规模化应用。

我国长时储能战略布局已落后于国际。美国能源部于2023年3月提出净零情景下2050年需部署225-460GW长时储能。英国政府于2024年1月提出在2030—2050年部署20GW长时储能技术，英国电力系统可节省240亿英镑（约2188亿人民币）。为解决长时储能部署障碍，加大投资力度，美国能源部在2021年提出了十年内将电网规模的10小时以上长时储能成本降低 90%的战略目标，英国能源安全和净零部提出了面向长时储能技术的投资激励计划。

国际市场已经普遍认识到，基于不同的成本下降幅度，长时储能与锂电技术在电力市场中的日内市场（即日内能量时移市场）具有“此消彼长”的竞争关系，我国锂电发展已经在国际上相对领先，但国内目前还未有专门针对长时储能战略布局和激励计划。只有新能源+长时储能成功替代化石能源，才能真正实现全球碳中和。

四、长时储能在不同时间尺度调节场景下，需要不同的技术发挥作用

构建新型电力系统需要不同时长的储能技术，以满足各类场景的调节需求。与短时储能相比，长时储能在提升新能源发电消纳能力、增强电网灵活性等方面优势更明显。尤其是应对季节性气候或极端天气时，长时储能可以提供更长时间的电力安全保障储备，实现跨天、跨月甚至跨季节的充放电循环。“新能源+长时储能”将成为保障新型电力系统安全稳定运行的重要解决方案之一。

根据日、周、季等时间尺度，长时储能分为日长时储能（4至12小时）、周长时储能（12至100小时）和季长时储能（100小时以上）。日长时储能主要应用于日间能量转换；周长时储能应用于多天电力平衡；季长时储能应用于季节电力平衡以及极端天气下的电力平衡。

综合考虑当前长时储能技术放电时长和容量、效率、经济性、技术成熟度等多种因素，据相关专业研究，日调节、周调节和季调节场景，需适用不同的长时储能技术。

在日调节场景下，抽水蓄能是最适用的储能技术，压缩空气、液流电池等仍处于工程示范阶段。当前，火电机组仍是我国电力系统灵活性的主要支撑，储能主要用于日间调峰。抽水蓄能凭借技术成熟以及成本低等优势成为长时储能的主流方式；而压缩空气储能、熔盐储热、液流电池和氢储能等仍处在工程示范阶段，包括技术的成熟度、生产制造工艺的成熟度、以及其产业链的配套等，目前都还不具备其应有的成本优势，在当前市场机制下尚不具备竞争力。

在周调节场景下，液流电池、压缩空气储能、熔盐储热等将成为长时储能的主要方式，将形成多元化竞争格局。随着新能源占比逐步提高，电力系统对长时储能的需求进一步增加，将推动多种长时储能技术应用。压缩空气储能依靠大型地下洞穴或地上储气室进行储气，随着深冷液化、超临界等技术取得突破，可作为抽水蓄能的补充。熔盐储热在光热发电、火电机组灵活性改造以及热电联供等场景具有明显优势，是大规模中高温储热的主流技术。液流电池功率和容量解耦，扩容性强，不受地理条件限制，采用模块化设计，有利于提高储能的规模和灵活性。

在季调节场景下，氢储能是最适用的大规模、长周期储能方式。到2060年，我国新能源将成为发电主力且成本大幅降低。由于风电具有较强的随机性、间歇性和反调峰特性，风资源丰富的地区更需要跨季节长时储能来保障季节性电力平衡和极端天气下的电力供应。与其他储能方式相比，氢储能在放电时长和容量上具有明显优势，储存形式多样，不受地理条件限制，有望成为跨季节长时储能技术的首选。氢储能随着制、储、输、用等方面技术不断突破，成本将大幅降低，能够应用于电力系统各个环节。

长时储能整体上还处于初步发展阶段，技术类型较多，商业模式和运行机制尚不完善，产业发展规模较小，还没有形成完整的产业链，成本也有待进一步下降。为此，需要从政策、技术和应用等三方面推动长时储能技术发展。

五、液流电池、压缩空气储能长足进展，多元技术趋势格局渐显明朗

有业界人士预言，新型储能市场“一锂独大”的格局终将被打破。多位专家一致认为，锂电池的储能时长舒适区在1-4小时之间，难以满足越来越迫切的长时储能需求。液流电池、压缩空气储能、熔盐储能等多种长时储能技术的重要性日益凸显。

液流电池、压缩空气储能、熔盐储能发展迅速有望成主流。据国家能源局数据，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达44.44GW/99.06GWh，已投运锂电池储能占比97.0%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭(酸)电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。

图1：全国已建成投运新型储能技术路线分布图

资料来源：全球液流电池储能

对比可见，近半年来，压缩空气储能的装机增长显著，2024年半年时间占比提高了0.6%。液流电池储能的装机也有一定的增长，但占比未有提升，不过新增招标项目显著增多。据统计，2024年上半年就有21个液流电池储能项目（不含集采）招标启动，涉及全钒液流电池、锌铁液流电池、水系有机液流电池、全铁液流电池等多种技术路线，储能规模共计1.5895GW/5.353GWh。压缩空气储能方面，截至2024年上半年，新增在建装机2.4GW,建成装机0.6GW/3.3GWh，累计在建装机已高达7.4GW。

国投证券在一份报告中预计，2030年我国压缩空气储能累计装机量将达到42.72GW，约为当前已建成装机量0.48GW的87倍，这意味着未来几年压缩空气储能的年新增装机将呈倍增之势。钒电池专家中科院大连化学物理研究所研究员张华民近日也有预测，2030-2035年，钒液流电池储能装机容量（Wh)有可能超过锂离子电池。

熔盐储能主要与光热发电项目捆绑开发。截至2023年12月，我国除去已完成建设的熔盐光热发电项目500MW之外，在建和拟建熔盐光热发电项目约43个，总装机容量4.8GW，均配置8-16h的熔盐储能系统。除此之外，熔盐储能在非光热领域的项目数量和装机容量亦在快速增长。有研究机构预测，到2030年，国内熔盐储能装机容量预计将超过16GW。

三种主流技术应用各有侧重。从应用场景来看，源网侧具备开发条件可优先选择压缩空气储能；用户侧则优先选用液流电池储能。

液流电池储能凭借建设周期短、配置灵活、系统简单、占地面积小等优势，可广泛应用于电源侧、电网侧和用户侧，对应各个场景，都已有实际的项目案例。

压缩空气储能在电源侧、电网侧可广泛应用。目前其主要应用于电网侧，可提供调频调峰、无功调节、旋转备用、应急电源和黑启动等功能。压缩空气储能属于能量型储能，其功能和特点与抽水蓄能总体相同，可作为抽水蓄能电站的补充，在不宜建设抽水蓄能电站的区域建设压缩空气储能项目，提供电力辅助服务，接受电力系统的统一调度，有效保障电网的安全稳定运行。

搭配熔盐储能系统的光热发电项目可与风光实现一体化开发，这是熔盐储能目前最大的应用市场。除此之外，熔盐储能还可应用于工业蒸汽、余热回收、火电灵活性改造等市场。

在长时储能技术的选择上，一个业内相对统一的认知是：在电网级大规模储能方向，具备条件的地区可优先开发抽水蓄能，不具备条件时可开发压缩空气储能，压缩空气储能仍不具备开发条件时可选择液流电池储能。在用户侧则优选液流电池储能。在电源侧则可因地制宜视情况选择相关技术。

近、中、远期不同技术应用亦将有所不同。国网新疆经研院副总工程师宋新甫曾在他的一次报告中，对长时储能技术发展路径进行了探讨。他认为，未来长时储能将呈现多元梯级协同发展的态势，并将其分为三个梯队：近期，第一梯队中包含液流电池、抽水蓄能，第二梯队为压缩空气储能、光热储能（熔盐储能），第三梯队为氢储能；中期阶段，光热储能（熔盐储能）进入第一梯队，其中液流电池将进入商业化发展成熟阶段；远期阶段，光热和液流电池同处第一梯队，压缩空气储能和氢储能位于第二梯队，抽水蓄能进入第三梯队。

六、液流电池具有安全性、长时等突出优势，全钒液流电池已成主要路线正逐步走向商业化成熟

（一）对比其他长时储能，液流电池和压缩空气储能技术相对成熟

抽水蓄能仍为目前最主要长时储能模式，但一是建设周期长（6-8年），二是受地理条件限制较大。近年来以磷酸铁锂为主体的电化学储能快速崛起，抽水蓄能在储能技术应用中的占比已呈逐年下降的趋势。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）数据，2022年全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，其中，抽水蓄能累计装机同比下滑6.8%，占总装机规模下降至79.3%。中国已投运电力储能项目累计装机规模59.4GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%，抽水蓄能累计装机占比77.1%。

压缩空气储能装机规模迅速扩张，产业化速度开始加快。压缩空气储能具有规模大、寿命长、建设周期短、站址布局相对灵活等优点，有望成为抽水蓄能在大规模储能电站领域的重要补充。压缩空气储能当前在储能市场中的渗透率较低，仍在1%以下，行业规模也将受益于储能市场整体规模的扩张而水涨船高。

重力储能资本与技术壁垒高，尚未进入全面商用阶段。产业链上游以建设原材料（水泥、金属、钢铁等）和装备为主，中游为储能系统集成商，下游应用分布在发电侧、电网侧以及用户侧。重力储能行业尚未进入全面商业化阶段，资本壁垒与技术壁垒较高。

熔盐储热安全持久，但经济性与能量转换效率受限。熔盐储热属于热储能，装机规模较大，且安全环保，使用寿命通常在25年以上；作为储热介质的熔融盐使用温度范围广，传热性能好、饱和蒸汽压低、化学性质稳定，适用于光热电站中。但与电化学储能相比，熔盐储能能量转化效率较低，且初始投资成本高。

液流储能应用场景最广、发展潜力最大，一直被认为是具有前途的长时储能技术。磷酸铁锂电池储能主要应用于2h-4h左右的短时储能，而且由于锂本身是一种活跃金属，锂电池天然存在易燃隐患的本征安全问题。液流电池不燃烧、不爆炸，本征安全优势突出。其储能时长大于8h，使用寿命超过20-25年，循环次数超过15000次，更适合未来大量使用新能源的电网，也被视为最适合长时储能的电池技术之一。并且随着储能时长的增加，液流电池的投资成本边际递减。因此，作为新型储能路径代表，液流电池因其本征安全、技术成熟与长时储能等优势，正加速进入储能领域。

中科院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿指出，发展长时储能必须有可以流动的能量载体，以及相应的能量转换装置。流体电池最大的特征是时长、规模、容量扩容非常灵活，同时选址也比较简便。抽水蓄能非常受地域限制，特别是受气侯的影响不可控；压缩空气储能的效率和抽水蓄能相比略低，选址方面也有一定的困难，要有储气的空间；锂离子电池有非常多的优势，能量密度高、能量转化效率高，选址灵活，但最大的问题就是能量载体活性材料不可以流动，这样就使容量和功率强关联在一起，如提高时长，就会受到成本、安全、性能等其他方面的限制。作为流体电池的一种，新型液流电池本征安全、时长灵活、循环寿命长、回收残值高，是应用场景最广、发展潜力最大的一项长时储能技术。

（二）全钒液流电池以其本征安全、超8h长时储能的优越性，开始与锂电池的“并跑”竞赛

液流电池路线主要包括全钒液流电池、锌铁液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池等20余种。其中，全钒液流电池具有能量效率高、循环寿命长的优势，是目前商业化程度最高和技术成熟度最强的液流电池技术。其中5MW/10MWh项目已安全稳定运行8年以上，200MW/800MWh项目也已进入调试阶段，产品在MW级、百MW级示范项目中长时间稳定运行，技术得到充分验证，因此是目前最有放量潜力的技术路线。

相比铁铬液流电池、全铁液流电池、锌基液流电池，钒液流电池具有以下突出优势：

一是其功率和容量可独立设计，尤其适合大规模、大容量储能。钒液流电池的电池系统和电解液是分开的，想要增加储能时间，只需增加电解液，电池的均匀性好，储能容量大，从1000sKWh到100sMWh；输出功率也大，从10sKW到100sMW。

二是能量效率高、充放电性能好、循环寿命长。其衰减或可通过电化学的方法来恢复，整个系统的充放电循环次数高达15000次以上，电池的寿命可达20年以上。

三是启动和响应速度快。充放电切换只需0.02秒，并且其系统是在常温封闭环境下运行，电解液可以半永久使用，性价比高。

四是本征安全性高。钒液流电池电解液是水溶液，不会着火和爆炸，是一种本征安全的大规模储能技术。

五是经济性较高。钒液流电池在使用过程中，钒仅仅是价态变化，可循环使用节约资源。

除电力储能领域外，钒液流电池至少在三个方面也高度契合工商业储能的需求：一是基于长时、长循环等特性，可以更好帮助客户实现峰谷价差套利；二是基于本质安全的优势，液流电池储能可以让工商业客户免于安全后顾之忧；第三是基于长时大容量等优势，液流电池储能可以应对极端环境，比如风光波动性极大地区或者天气状况恶劣地区等。在众多工商业用户场景中，数据中心的核心考量就是安全，数据中心或将成为液流电池布局工商业储能赛道的最佳选择。目前多家液流电池储能技术公司已将数据中心作为其布局工商业储能的切入口。

（三）与锂电相比，钒液流电池亦具有较强的经济性

安全性高、易扩容是最大优点。目前锂电储能时间一长，积累的热能不容易被散发出去。同时储能项目规模做大以后，对电池的一致性要求也会更高。有专家指出，随着风能、太阳能发电在电网中的占比增加，更多的单位配备4h以上的储能系统时，随着储能时长的增长，电池的安全性问题会更加凸显。与锂电池不同的是，液流电池的电解液与电堆是相分离的，由于全钒液流电池电解质离子存在于水溶液中，不会发生热失控、过热、燃烧和爆炸。同时钒电池支持频繁充放电，每天可实现充放电数百次，液态的电解液使得过充过放也不会造成爆炸和电池容量下降。

钒电池的电堆作为发生反应的场所与存放电解液的储罐分开，从根本上克服了传统电池的自放电现象。其储能功率只取决于电堆大小，储能容量只取决于电解液储量和浓度，设计灵活。当功率一定时要增加储能容量，只需要增大电解液储罐容积或提高电解液体积或浓度即可，而不需改变电堆大小。同时，可通过增大电堆功率和增加电堆数量来提高功率，通过增加电解液来提高储电量，便于实现电池规模的扩展，可用于建造KW级到100MW级储能电站，适应性很强。

钒电池全生命周期成本已出现优于锂电池之势。有专家指出，目前钒液流电池价格更高，但主要是跟锂电池1h、2h储能对比得出的。但随着储能时间越长，钒液流电池的成本就越低。据有关测算，按全生命周期计算，钒电池全生命周期成本在0.3-0.4元/Wh，已经低于锂电池的成本（0.5 元/Wh 左右）。同时在电池寿命到期后钒电解质溶液可以回收再次利用，电解质溶液的成本占储能系统总成本的40%，储能系统报废后残值较高。当前钒电池仍处于产业化的初期，通过技术进步进一步提升电解液等材料、电堆及系统集成性能和规模化应用以后，成本仍有进一步降低空间。

能量转换效率虽较锂电池低，但其不与电极材料发生反应保持了超长使用寿命。锂电的优势就是能量转化效率高，但其弱点是第一年可能衰减6%，此后逐年衰减2%-3%，所以锂电寿命一般是5-8年的时间；而钒电池寿命周期可达20-25年，超过锂电池若干倍。钒电池的正、负极活性物质分别存在于正、负极电解液中，充放电时无其他电池常有的物相变化，可深度放电而不损伤电池；在充放电过程中作为活性物质的钒离子仅在电解液中发生价态变化，不与电极材料发生反应，不会产生其他物质，经长时间使用后仍然会保持较好的活性。

在长时储能方面是极佳用武之地。锂电池能量密度高、转换效率高等优点，目前在储能应用领域应用较广，但也存在循环寿命和易燃易爆的安全隐患等缺点。钒液流电池具备高安全稳定性、循环寿命长、扩容性强、可回收环保等优势，其在长时储能领域应用空间巨大。美国能源情报咨询公司Guidehouse Insights于2022年二季度发布的《Vanadium Redox Flow Batteries ：Identifyting Market Opportunities and Enablers》报告显示，2022-2031年钒电池年装机量有望保持41%的年复合增长率，预计2031年全球钒电池年装机量将达到32.8GWh；其中，2031年亚太地区（主要为中国）年装机量将达到约14.5GWh，北美地区达到5.8GWh，西欧地区达到9.3GWh。

七、我国具有发展钒液流电池的优势条件，技术研发和产业化发展走在国际前列

（一）我国发展钒液流电池具备技术、资源和产业链自主可控的优势条件

从产业角度，我国发展钒液流电池具备一定优势。一是技术自主可控，目前已经形成完整自主知识产权体系，并主导制定国际和国内标准，技术水平达到国际领先水平；二是资源自主可控，全国查明钒资源储量约7000万吨，中国钒储量占全球39%、钒产量占全球48%，均为世界第一，完全可实现自给；三是产业链自主可控，关键材料已实现国产化，装备制造产能全球最大。

而过往开展的钒液流电池应用项目不多，主要是因为过去很长时间市场需要的大都是短时储能需求，钒液流电池的能量转化效率比锂电池低，市场认知度较低，产业链规模较小。其初装成本为最大制约，是锂离子电池的2倍以上。据有关测算，目前钒液流电池项目总投资成本集中在3.8-6.0元/Wh。其中4h储能系统成本集中在3.8-4.8 元/Wh，2-3 小时储能系统在 4.65-6元/Wh，整体仍较锂电池高。

（二）我国钒液流电池规模化量产在即，液流电池厂商全速突围

2023年以来，我国钒液流储能进入产能、技术全速发展期。据不完全统计，仅今年3-6月，国内在建及规划液流电池产线便超过9条，产能规划合计超过8.2GW，潜在年产值超过700亿元。纬景储能、上海电气、星辰新能、和瑞电投、永泰能源等多个长时储能企业密集宣布规划和建设生产线。

在产业上，我国钒液流电池全产业链逐步成型。目前，国内从事液流电池的机构主要有中国科学院大连化学物理研究所、大连融科、北京普能、上海电气、纬景储能、清华大学、中科院沈阳金属所、中南大学、星辰新能等科研院所和企业，还吸引了钛白粉龙头中核钛白等公司跨界布局。全钒液流电池的电解液、隔膜、膜电极等原材料供应链已经初步成型，国产化进程不断加快，已能够支撑起开展百兆瓦级的项目设计与开发，其产业配套更加成熟。

2022年，已有林源集团甘肃金昌全钒液流储能系统、中力控股安徽望江全钒液流电池产线及装备制造项目、液流储能内蒙古通辽液流电池产线及储能集成项目、融科储能鄂尔多斯液流电池储能产业化基地等项目宣布开建。2023年以来，纬景储能江苏盐城百兆瓦级“液流电池智能产线”宣布开建；上海电气宣布建设1GWh液流电池生产线，其合肥基地新增上马1GWh钒液流电池产能；星辰新能宣布其全钒液流GW级工厂落地常州；永泰能源所属张家港德泰储能装备公司1000MW全钒液流储能装备制造基地（一期300MW）正式开工建设。2024年3月，中和储能“100MW液流电池全自动化生产线”项目签约落户长沙望城区，将推动硫铁液流电池产品快速上市。该条生产线预计将于2024年下半年建成投产。

在应用上，更多液流电池项目进入并网、招标阶段。继2023年全国多地均公布建设液流电池储能项目，2024年更多的液流电池项目进入并网、招投标、签约开发阶段。2024年上半年共有21个液流电池储能项目（不含集采）招标启动，涉及全钒液流电池、锌铁液流电池、水系有机液流电池、全铁液流电池等多种技术路线，储能规模共计1.5895GW/5.353GWh。

能源央国企如中国能建、华能集团、大唐电力、国电投、中广核等大型电力集团，已经启动了100MWh级别的全钒液流电池储能项目建设。同时，华电、国网江苏等也正在进行示范性项目的尝试。有业内人士表示，2024年多个钒液流电池大项目不断落地，进一步证明了包括全钒液流电池在内的整个液流电池行业在不断地发展壮大。2024年是液流电池发展的第二阶段，大量的试点示范项目使得产业工程经验、制造经验得到了丰富和积累。只有将研发端、制造端、工程应用端三端集合，才能最终实现产业的规模化发展。”

在技术上，不断取得重大核心技术的研发与应用突破。以苏州科润新材料为代表的国内厂商崛起，打破了质子交换膜技术壁垒高，市场长期被海外龙头占据，制约液流电池产业化发展的局面，加速了质子交换膜的国产化替代。

在电流密度方面，随着液流电池材料技术和电池结构设计制造技术的不断进步，电池内阻不断减小、性能不断提高。在保持电堆的能量效率不低于80%的条件下，液流电池工作电流密度由原来的60～80mA/cm²提高到200～300mA/cm²。电池的功率密度显著提高，材料使用量减少，电堆成本大幅度降低。

在能量密度方面，2024年初大连化物所开发出70kW级高功率密度全钒液流电池单体电堆，其单体电堆体积功率密度由目前的70kW/m³提高至130kW/m³，在体积保持不变的条件下，功率由30千瓦提高至70千瓦，成本较目前的30千瓦级电堆降低40%。近日，大连化物所团队在高功率密度全钒液流电池电极研究方面，又开发出一种铋（Bi）单原子负载石墨毡电极，其在240mA/cm2的电流密度下能量效率达到81.2%，峰值功率密度达到990mW/cm2，为高功率密度全钒液流电池电极材料的设计提供了新思路，对全钒液流电池的提效降本具有重要意义。

2024年6月上海电气储能推出全球最大单体容量钒铁液流电池——500kW/2MWh钒铁液流电池。该液流电池以“体系创新、钒铁融合”为基质，以高性能、低成本、长寿命、低辅耗、广适配为特征，为深度打造零碳场景新范式和建构新型电力系统充分赋能。

在政策上，四川省出台钒液流电池高质量发展专项实施方案。2024年5月8日，四川省经济和信息化厅等6部门发布《促进钒电池储能产业高质量发展的实施方案》，这是全国首个全钒液流电池产业专项政策。四川创新出台全国首个促进钒电池产业高质量发展的实施方案，从开展应用试点示范、强化技术自主创新、扩大钒制品生产供给、推动产业降本增效、加快打造产业集群、培育完善标准品牌等方面，力求建立“政府主导、企业实施、多端合作、示范先行、综合施策”的钒电池储能产业发展体系。

（三）钒液流电池发展仍需政策支持和技术降本

近年来，我国对于液流电池的发展非常重视，其中全钒液流电池目前推广应用最多，但是成本问题是这一技术路线必须要突破的瓶颈。对此，中科院赵天寿院士认为，提高电流密度和电解液利用率是非常重要的方向。他表示，电流密度的提高就面临着功率密度的提高，功率密度提高意味着建造材料的用量降低，以此可减少初装的成本；另外，电解液利用率的提高，可以减少电解液用量，也会降低电池的成本。

对钒液流电池降成本，中科院大连化学物理研究所首席研究员张华民教授也分析，整个全钒液流电池成本下降不仅是靠核心原材料去降本，还要围绕降低电池电堆里的电阻提高电流密度来开展。提高电流密度要确保能量转换效率能达到80%，需要从电堆设计和材料创新这两个方向发力。如果电堆的成本下降以后，整个系统成本都降下来；再加上电解液作为金融租赁产品的商业模式，用户的初装成本会有很大下降。

当前钒电池商业化应用面临三个方面的障碍：一是钒电池适合的工作温区在5-40°，其应用相对较窄；二是由于其能量密度较低、设施设备建设因体积较大占地相对较大，尤其对工商储能等用户侧的应用具有较大的局限；三是尽管其使用寿命大大超过锂电储能，全生命周期成本理论上会优于锂电储能，但因其初始投资额较高，目前钒电池系统初始投资额大致在2.1-7.5元/Wh，显著高于锂电储能系统的价格，包括电力储能在内下游用户自主投建钒电池储能系统的意愿不高。相比锂电池应用场景灵活、投资较省且能量转换效率高等优势，现阶段钒电池的应用受到较大的限制。

技术进步有望继续降低成本。钒电池最主要的核心部件是电堆和电解液，其中电解液的成分一般为五氧化二钒，也是整个钒电池系统中钒产品的主要用途。据国际可再生能源署IRENA研究，钒电池成本要分为电堆、电解液与周边设备成本三大块。电堆和电解液是主要成本，合计占比达到 75%左右；其中钒电解液成本约占40%， 电堆成本约占35%，其他构件成本占比25%左右。为降低钒夜流电池储能的初始投资成本、增加业主安装应用钒夜流电池储能系统的积极性，目前有部分系统集成商在探索通过租赁电解液的商业模式。

钒电池目前仍处于商业化初期，技术进步带来的降本空间较大。如大连物化所通过减少膜材料使用面积而降低电池成本；2020年6月，大连物化所储能技术研究部李先锋和张华民团队成功开发出新一代30 KW级低成本全钒液流电池电堆。该电堆采用自主研发的可焊接多孔离子传导膜。在离子交换膜方面，目前全球钒电池主要使用美国杜邦公司的Nafion全氟磺酸树脂交换膜，Nafion薄膜以磺酸基团为交换基团，作为全钒氧化还原液流电池的标准隔膜，其在电解液中的稳定性高，但价格昂贵，零售单价近20000 元/平方米。目前，国内的科润、东岳、中科院大化所，国外的戈尔等都在自主创新开发了更低成本的膜。随着国产离子交换膜的逐步推广，膜等产品仍有较大成本下降空间，预计后续在其他电堆材料（双极板、碳毡等）也有成本优化空间。

钒夜流电池未来技术进步重点集中在三个方面：一是开发新一代高性能、低成本的全钒夜流电池关键材料，如高稳定性、高浓度电解质溶液；高离子选择性、高导电性、高化学稳定性、低成本的离子交换膜；高导电性、高韧性双极板；高反应活性、高稳定性、高厚度均匀性、低成本电极材料。二是提高电堆性能和可靠性，优化电堆结构设计，提高电解质溶液活性物质钒离子在电堆内时空分布均匀性，降低离子传导膜、电极、双极板之间的接触电阻，提高电堆的电压效率和能量效率。三是提高系统集成技术，即开发高可靠性、高稳定性、低成本的大功率夜流电池模块的设计集成技术和百兆瓦级全钒夜流电池储能系统的集成及智能控制管理策略和综合能量管理技术。

（四）上游钒资源供给虽无卡脖子之虞，但因钒的价值在系统中占比大易受价格波动影响

我国钒产品储量和产量占比均居全球第一。目前，我国钒矿储量占全球比重为39%；产量占全球 68%。主要集中于四川攀枝花地区和河北承德地区。其中攀枝花地区的钒资源最为丰富，储量居国内第一、世界第三。另外湖南、广西、甘肃，湖北等省份也都有钒资源的分布。

世界钒产品原料的绝大部分均来自于钒钛磁铁矿，全球约74.8%的钒来自于钒钛磁铁矿经钢铁冶炼后得到的富钒钢渣。我国利用钒渣作为原料生产钒的占比更高，达 86.9%，其中攀钢钒钛产能40000吨/年，位居全球第一。石煤提钒占比10.7%，废催化剂原料占比2.1%，直接采用钒钛磁铁矿原料的占比仅0.3%。石煤中钒的品位很低，五氧化二钒含量多在0.8%以下，且生产过程中产生氯气、氨气、废酸、废渣，对生态环境破坏严重。

钒作为钢铁冶金行业的副产物，生产的钒占了85%，其中钢铁消费95%以上的钒，在钢铁行业里形成了一个闭环。但钒在钢铁中添加0.2%（最多不超过0.5%），其价值在钢铁最终产品中所占的比例极小，价格的波动的影响很微弱。但在钒电池中，钒的价值至少要占到50%以上，如果钒的价格发生波动，对钒电池制造的影响很大。另外一个是产能限制，钒的生产是钢铁冶金副产物，产量受钢铁产能的限制，能拿出来做钒电池的比例也有限。目前我国基建规模趋于饱和，钢铁的消费渐趋萎缩，其对钒的用量在减小，可以使得钒的量每年能释放出数万吨，同时还可以把可用的钒钛磁铁矿更多的用于提钒。此外还可从石煤中提取钒，当前仅有1万多吨/年，在两年内可以再增加4—5万吨/年。