液流电池行业研究：长时储能的有力竞争者

浩博电池网讯：

液流电池的定义

  液流电池一种利用两种或多种溶解在液体中的活性物质在膜两侧进行氧化还原反应来储存和释放能量的装置。在液流电池结构中，外部有两个存放正负极电解液的储罐，电 解液由氧化还原电活性物质溶解在溶剂中形成。当电解液在泵的作用下输送到电极表面时， 氧化还原电解质分子得到或失去电子，从而实现能量的转换。因为这种独特电池结构，液 流电池具有能量和功率解耦控制的特点，储罐中电解液的体积和电解质浓度决定电池能量， 电堆数量和电堆中的电极面积决定电池功率。 以最早被提出的铁/铬液流电池为例，电池在正/负级分别采用 Fe2+/Fe 3+和 Cr2+和 Cr3+ 电对，采用盐酸作为支持电解质，水作为溶剂。电池正、负极之间用离子交换膜隔开，电 池充、放电时由 H+通过离子交换膜在正、负电解液间的电迁移而形成导电通路。放电时， 正 极 发 生 反 应 Fe 3++e-→Fe 2+ , 负 极 发 生 反 应 Cr2+→Cr3++e - ， 合 并 反 应 可 以 写 为 Fe 3+Cr2+→Fe 2++Cr3+。

液流电池的历史

  液流电池的发展可以粗略划分为早期发展、研发示范及初步商业化两个阶段。 1884-1973 年是液流电池的早期发展阶段，不同国籍的科学家分别进行初步研究实践，但 并未明确提出液流电池概念；1974 年后，美国科学家正式提出液流电池概念，随后美国、 日本等各国科学家开始对液流电池进行研究，发展出多种液流电池体系，并在 20 世纪末期逐步开展示范应用。经过多年的验证与淘汰，锌溴液流电池和全钒液流电池开始商业化， 全钒液流电池的商业化进程更加趋前。

  早期发展（1884-1973 年）。液流电池最早出现于 1884 年，法国工程师 Charles Renard 发明了锌-氯液流电池，并用作其飞艇“La France”的动力源，电池整体重量 435kg，占 飞艇总重的 35%，因为重量较大、效率低下、续航时间短，后续没有进行进一步应用。1933 年，法国工程师 Pissoort 在一项专利中提及将钒在不同的氧化状态作为电池的想法，但并 没有进一步实验。1949 年，德国科学家 Kangro 提交专利“电力储存方法”，其中提供了 液流电池的历史上首个实验结果。专利中涉及硫酸中的 Cr2+/Cr3+ //Cr3+ /Cr(IV)体系，该体系 发生反应时储存介质无相变，同时仅使用一种元素作为活性物质。同时提到了锰和钒等几 种氧化态铬的替代品，并展示了钛基体系 Ti3+/Ti4+//Cl− /Cl2，其中的 Cl2溶于 CCl4 中。1958 年，Kangro 的学生 Pieper 在其论文中对液流电池可能的活性材料进行了探索，并设计了 11 种不同的液流电池，电极均采用石墨材料。1963 年，西屋电气为一种锌溴液流电池的复合申请了专利。

  研发示范及初步商业化（1974-至今）。进入 20 世纪中期，在美国航空工业大发展的 背景下，NASA 开始研究液流电池，主要目的是用于月球基地的太阳能储电系统，首要考 虑电池的安全性、效率和运行寿命，而成本则为次要因素，美国科学家于 20 世纪 70 年代 初期首次提出具有实际意义的液流电池详细模型。1979 年，第二次石油危机爆发使大多 数国家认识到了化石燃料能源体系无法保持长期稳定，因此各国开始转变长期能源战略并 开发新能源技术，以美国、日本为代表的国家开始了对液流电池技术的大力研发，不同路 线相继出现，液流电池的应用范围也由航空领域拓展到新能源领域，例如储存风能和光能。 我们根据重要性的原则对铁铬液流电池、全钒液流电池、锌溴液流电池进行重点介绍。

  铁铬液流电池。NASA Lewis 研究中心的 Thaller 于 1974 年提出液流电池概念，并提 出一种铁溴液流电池和铁钛液流电池的设计思路。此后美国 NASA 及日本的研究机构和企 业均开展了铁/铬液流技术研究开发，日本企业也成功开发出数十千瓦级的电池系统。但由 于 Cr 的反应可逆性差，Fe 离子和 Cr 离子透过隔膜互串引起正负极电解液的交叉污染及 电极在充电时析氢严重等问题，铁/铬液流电池的能量效率较低。1990 年后几乎没有相关 学术研究进行，日本住友电工也在 1992 年放弃该技术路线的研究。目前仅有美国的 EnerVault 及我国的国家电力投资集团等公司在进行项目研发及示范。 全钒液流电池。为避免正、负极电解液为不同金属离子组成的液流体系所存在的正、 负极电解液互混交叉污染问题，延长液流电池的寿命并提高运行可靠性，人们提出了正、 负极电解液的活性物质为同一种金属的不同价态离子组成的新型液流电池体系，如全 Cr 体系、全 V 体系、全 Np 体系及全 U 体系等。但目前为止，经过研发并实施过 100kW 以 上级示范运行的有多硫化钠/溴液流电池、全钒液流电池和锌/溴液流电池。其中，正、负 极电解液的活性物质为同一种金属的液流电池体系仅有全钒液流电池体系，其他液流电池 体系仍处于探索阶段。

  20 世纪 80 年代，澳大利亚新南威尔士大学（UNSW）M. Skyllas-Kazacos 教授的研 究团队在全钒液流电池技术领域做了大量研究工作，内容涉及电极反应动力学、电极材料、 膜材料评价极改性、电解液制备方法及双极板开发，为全钒液流电池储能技术发展做出重 要基础研究贡献。90 年代中期，UNSW 向泰国石膏公司（Thai Gypsum Corporation）和 Mitsubishi Chemicals 颁发专利许可证，并主导产品的开发，其他公司也有所跟进，全钒 液流电池产业化进度不断推进。1998年，UNSW 向澳洲公司Pinnacle出售其专利，Pinnacle 随后将专利授权给日本住友化工（Sumitomo Electric Industries，SEI)。 住友电工于 1992 年放弃对铁铬液流电池的研究并开展全钒液流电池的研究，在获得 专利授权后的数年内，在多场景开展了超过 20 项示范项目，并取得良好效果，示范项目整体能量效率高达 80%，最高循环次数超过 27 万次。例如，2000 年，住友电工推出一套 100kW/800kWh 的全钒液流储能系统用于办公楼电力调节；2005 年，其于北海道建设一 套4MW/6MWh的全钒液流储能系统，用于对30MW 风电场的调幅、调频和平滑输出并网。 截至 2022 年末，住友电工合计开展了 46MW/159MWh 的全钒液流电池运营项目。

  2006 年，UNSW 液流电池相关专利到期，世界各地的研究群体和商业团体因此能够 利用其专利做进一步拓展。2006-2020 年，中国、美国、英国出现相当部分全钒液流电池 公司，但在全球钒价格大幅波动的情况下大多公司的发展遭遇波折。当前海外的全钒液流 电池公司包括住友电工、美国 UET、澳洲 Cellstrom 等。 我国对全钒液流电池的基础研究起步较早。中国地质大学和北京大学于 20 世纪 80 年 代末建立了全钒液流电池的实验室模型。1995 年，中国工程物流研究院研制出 1kW 样机， 并拥有电解液制备、导电塑料成型等专利。此后，中科院大连物化所、大连融科、清华大 学、中南大学等开始从事全钒液流电池的研发工作，并取得一系列技术突破。2016 年， 国家能源局批复了第一个百兆瓦级全钒液流电池储能电站，规模为 200MW/800MWh，也 是全球最大规模的液流电池储能电站。

  锌溴液流电池。锌溴电池正极活性物质 Br2 具有强腐蚀性和化学氧化性、很高的挥发 性及穿透性，易通过离子交换膜互串（渗透）到负极引起电池自放电，负极活性物质锌在 沉积过程中易形成枝晶。20 世纪 70 年代中期，美国 Exxon 和 Gould 两家公司分别通过调 控锌沉积形貌控制抑制锌枝晶形成，通过络合技术初步解决了 Br2 通过离子传导膜互串问 题，推进了锌溴液流电池的开发。1986 年，Exxon 将专利授权包括 Johnson Controls、 SEA 在内的四家公司，四家公司拥有不同领域的专利并在技术上朝不同的方向发展并试图 进行商业化应用。1994 年，ZBB（改名 ENSYNC）公司购买了 Johnson Controls 的液流 电池技术。21 世纪初，Redflow 公司成立，技术主要源于 SEA。 学术上，2000 年代锌溴液流电池学术研究较少，2010 年之后有所增加，该领域的技 术进展主要由商业公司进行推进。ZBB公司历经几代涉及优化，开发出商业化 50kWh 锌/ 溴液流电池模块，并通过模块的串、并联构建了兆瓦时级锌/溴液流电池储能系统。该公司 在加州以 4 个 500kWh 锌/溴液流电池单元系统模块构建了 2MWh 应急储能电站，是迄今 公开报道的最大规模的锌/溴液流电池应用示范项目。其他公司也有产品推出。

  其他液流电池。除探索同一种金属的不同价态离子为电池正、负极活性物质的液流电 池新体系外，科学家也对其他液流电池体系进行了探索，包括锌氯、多硫化钠/溴、铅/甲 基磺酸、钒/多卤化物以及有机液流电池等技术路线，但因技术上存在目前尚未克服的难点、 安全性问题以及研发处于早期等种种原因尚不能进入大规模商业化应用。

液流电池的分类

  液流电池有多种分类方式，可按正、负极电解质活性物质采用的氧化还原电对，正、 负级电解质活性物质特征、电解液溶剂种类等标准分别。按正、负极电解质活性物质采用 的氧化还原电对不同，液流电池可分为全钒、锌溴、锌/氯、多硫化钠/溴液流电池；按活性物质特征，可分为液-液和沉积型液流电池，沉积型液流电池根据反应特点，又可分为半 沉积型和全沉积型。

  目前进入示范应用后期和商业化运行的有全钒液流电池和锌溴液流电池，铁铬液流电 池虽然有部分示范应用，但并不是主流的研究路线。其他的液流电池路线研究仍然处于早 期阶段。全钒液流电池最大的优点是正负极氧化还原电对使用同种元素钒，电解液在长期 运行过程中可再生，避免了交叉污染带来的电池容量难以恢复问题，同时该电对电化学反 应动力学良好，在无外加催化剂的情况下即可达到较高的功率密度，且运行过程中无明显 的析氢、析氧副反应，具有良好的可靠性。锌溴液流电池正负极电解液组分也完全一致， 不存在电解液交叉污染，同时电池理论能量密度高，在国外也取得了较好的发展。

液流电池系统的构成

  液流电池的主要的构成部件包括电堆、电解液、储液罐、泵、热交换器、管路、PMS、 FBMS 等。按功能划分可以划分为能量单元、功率单元和配套系统。能量单元主要包括电 解液和储液罐；功率单元主要是电堆，电堆由端板、导流板、集流板、双极板、电极框、 电极、离子传导（交换）膜及密封材料构成；配套系统则包括泵、热交换器、管理、PMS、 FBMS 等辅助性部件，其中能源单元和功率单元是液流电池的核心。我们以目前较为成熟 的全钒液流电池系统重要零部件进行分析：

  电解液。钒电解液是全钒液流电池的储能介质，是其核心材料之一，钒电解液的物理、 化学参数、杂质的种类和含量不仅决定了全钒液流电池系统的储能容量，还会影响全钒液 流电池电堆的反应活性、稳定性和耐久性。全钒液流电池正、负极电解液以不同价态的钒 离子作为活性物质，通常采用硫酸水溶液作为支持电解质。 电极。电极材料是液流电池的关键材料之一。与锂离子电池等不同，在液流电池中， 储能活性物质以电解液的形式储存在电堆外部的储罐中，电极自身不参加电化学反应，只 为正、负极储能活性物质的氧化还原反应提供反应场所。电极材料性能的好坏直接影响电 化学反应速率、电池内阻及电解液分布的均匀性与扩散状态，最终影响液流电池的功率密 度和能量转换效率。电极材料的化学稳定性也直接影响液流电池的使用寿命。

  应用于全钒液流电极材料可分为金属类和碳素类，但经过 20 多年的发展，从性能和 成本上考虑，金属类电极已经不适用于全钒液流电池。碳素类电极包括碳毡和石墨毡，碳 毡的价格低廉，电化学性能较好，能够满足实际使用需求，所以是当前电极的主流材料。 目前，为实现液流电池功率的提升，电极材料厚度正在向薄发展，具有更小厚度的碳纤维 材料正受到越来越多的关注。 双极板。双极板在电堆中实现单电池之间的联结，隔离相邻单电池间的正、负极电解 液，同时搜集双极板两侧电极反应产生的电流。电堆中的电极要求一定的形变量，双极板 需对其提供刚性支撑。为实现上述功能，双极板需要优良的导电性，良好的机械强度和韧 性，良好的致密性以及量化的化学稳定性和耐腐蚀性。

  可用于双极板的材料主要有金属材料、石墨材料和碳塑复合材料。非贵金属材料在强 酸强氧化性环境下易被腐蚀或形成导电性差的钝化膜，在经过表面处理后依然收效甚微，因此目前不适合做双极板材料。石墨材料方面，五孔硬石墨板在全钒液流电池条件下抗酸 腐蚀性强，材料致密，但价格昂贵、脆性高，在全钒液流电池中的应用受到限制；柔性石 墨材料质量轻、价格便宜，但长期运行下容易发生溶胀，因此需要对其进行改性。碳塑复 合材料由聚合物和导电填料混合后经模压、注塑等方法制作成型，耐腐蚀性好，制备工艺 简单，目前在全钒液流中应用最为广泛。但碳塑双极板的电阻率比金属双极板和无孔石墨 双极板的电阻率高 1~2 个数量级，因此提高碳塑复合材料的导电性是目前研究的热点。

  隔膜。离子交换（传导）膜是全钒液流电池的另一核心部件，在液流电池中起着阻隔 正、负极活性物质，避免交叉互混，同时导通离子形成电池内部导电回路的作用。在全钒 液流电池中，离子交换膜在强氧化性的五价钒离子(VO2)、强酸性和高电位、大电流的苛 刻环境中运行，因此要求优良的离子传导性、离子选择性、机械和化学稳定性。 全钒液流电池用离子交换膜可分为含氟离子交换膜和非氟离子交换膜。在含氟离子交 换膜中，按膜材料树脂氟化程度不同又分为全氟磺酸离子交换膜、部分氟化离子交换膜和 非氟离子交换膜三类。全氟磺酸离子交换膜应用最广，但核心制造技术被国外公司垄断， 因此价格较为昂贵；部分氟化离子交换膜成本较低，但电压效率、机械和化学稳定性不能 兼顾，制备工艺也导致部分膜的化学稳定性降低，因此在液流电池中应用受到严重限制； 非氟交换膜选择性高、成本低，但稳定性差，在液流电池中的应用受到限制；为解决全氟 磺酸离子交换膜价格昂贵和非氟离子交换膜稳定性差的问题，多孔离子传导膜是一个新的 方向。

构造截然不同，定位长时储能

电池结构决定液流电池独特特点

  液流电池是二次蓄电池的一种，与传统蓄电池相比，液流电池具有以下特点。 输出功率和储能容量相互独立。液流电池的活性物质是储存在外部储罐中的液体电解 质，与电极材料分离，通过循环泵在电堆内外流动，充、放电过程中无相变，电池输出功 率取决于电极的面积，储能容量取决于溶液的体积。因此需要在提高输出功率时增加电堆 数目即可，通过增加电解质的量或提高电解质浓度即可达到增加储能容量的目的。 而传统的二次电池活性物质与其电极材料一般是一体的，封存在电池壳体内部，正、 负电极间的隔膜采用多孔膜，且充、放电过程中一般有相变化或形貌改变，电池输出功率 固定后，其储能容量也相应固定。 充放电过程不涉及物相变化。双液流电池储能活性物质均为液态，充放电过程中只有 价态变化，不涉及无相变化，避免了传统电池因相变化及枝晶的生成而发生电池短路、活 性物质性能下降问题。 储存寿命长。液流电池的活性物质溶解于电解液中，当电池不使用时密封存放于不同 的电解液储罐中，没有普通电池的自放电问题。

  本征安全。传统液流电池的电解液为水溶液，不存在着火爆炸的风险，安全性较好。 作为液流电池的一种，当前商业化进度最为靠前的全钒液流电池也具有安全性高、储 能规模大、充放电循环寿命长、电解液可循环利用、生命周期中性价比高、环境友好等优 点。缺点主要是系统组成复杂、能量密度较低。

液流电池与锂电适用场景具有重大差异

  能量密度显著低于锂电。全钒液流电池的能量密度为 12-40W/kg，而锂电中能量密度 较低的钛酸锂电池能量密度达到 60-100W/kg，如果将全钒液流电池能源密度以 30W/kg 计算，钛酸锂能量密度是全钒液流电池的 2~3 倍。这决定了全钒液流电池在对能量密度有 要求的 3C 电子和电动车领域并不适用，该领域需求更适宜由锂电池等高能量密度的电池 来满足。 循环寿命远高于锂电。在储能领域，尤其是储能需求量较大较长的长时储能领域，能 量密度并不是考虑的首要因素，而是要考虑循环寿命、安全性、可靠性等。从循环次数来 看，全钒液流电池循环次数大于 1 万次，而锂电池中的磷酸铁锂电池和三元锂电池循环次 数中值分别为 6000 次和 3000 次，远低于全钒液流电池。

  本征安全，不会热失控和燃烧爆炸。安全性上来讲，锂电池等摇椅电池由正极材料、 负极材料、电解液和隔膜组成，主要依靠金属离子在两个电极之间的充放电往返嵌入和脱 嵌工作。电池一般采用含有锂、钠、钾元素的材料作为正极材料，但有些材料化学稳定性 和热稳定性较差，在过充、撞击、短路过程中很容易引发火灾及爆炸事故。而钒电池的电 解液为水基环境，本身不可燃，不会像锂电那样发生热失控或燃烧爆炸，电解液循环流动， 散热速率快，能够有效降低电池内部温度，避免过热损伤。活性物质是不同价态的钒离子， 反应温和，即使正负极电解液直接互混，也不会产生剧烈的化学反应或温度升高。

全钒液流电池的定位是大规模、长时间储能技术

  各种储能技术特性有明显的差别，用于的范围也较为不同。抽水蓄能主要用于大电网 的输配电环节；电化学储能主要用于风光发电侧、小型变电站和用电侧；飞轮和超级电容 储能用于精密制造等行业。其中，全钒液流电池被定位为大规模储能技术，适用于大规模、 大容量、长时间的储能场景。

  大规模储能必须满足技术实用性、安全可靠性和经济性的基本要求。基于研究和工程 实践所得的业界共识，适合长时间、大规模的储能形式主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、 液流电池三类。抽水蓄能、压缩空气储能的建设受地形限制，而全钒液流电池不受地域、 环境等条件限制，同时满足本征的安全性(是水性体系的电池)、适合性(基本电池单元大、 液流便于热管理、寿命长)，经济性潜力大(技术进步快，而且“天花板”足够高)，是大规 模、长时间储能的有力竞争者。

  除抽水蓄能和压缩空气储能以外，锂离子电池和钠离子电池同样可以用于百万千瓦时 级储能。但是锂离子电池、钠离子电池的技术体系决定了电池热失控的可能性，只能够从 工艺上改进。国际能源综合司于 2022 年 6 月发布的《防止电力生产事故的二十五项重点 要求（2022 年版）（征求意见稿）》，明确将三元锂离子电池、钠硫电池踢出了中大型电化 学储能的可选方案，同时认为不宜采用动力电池梯次利用，所以具有本征安全性的全钒液 流电池有望成为大规模储能技术的优势路线。

全钒液流电池产业链初步形成

  目前钒电池产业链可以划分为上游原材料、中游电池制造、下游应用。上游原材料主 要包括五氧化二钒、硫酸、电极、双极板、离子传导膜以及其他零部件。中游电池制造环 节首先将原材料加工成电解液、电堆等核心零部件，并进一步集成为电池系统；钒全液流 电池的下游应用是储能，包括在发电侧、电网侧、用电侧。

上游：钒资源存在广泛，中国产量占全球七成

  钒在自然界中分布广泛，存在于约 65 种矿物和化石燃料沉积物中，其中钒钛磁铁矿 最为主要，磷块岩矿、石煤、含碳质原油、煤、油页岩及沥青沙亦有所补充，中国钒资源主要存在于钒钛磁铁矿和含钒石煤中。从资源储量来看，全球钒元素储量丰富，根据美国 国家地质局（USGS），2022 年全球钒元素资源储量达到 2556 万吨，但主要集中在中国、 俄罗斯、澳大利亚、南非四国，其中中国储量占比最高，为 37%。产量上，2022 年全球 V2O5 产量约 10 万吨，中国占 7 万吨，是最主要的产钒国。

  钒的消费结构主要包括钒铁合金、非铁合金、化学品以及钒电池，2000-2019 年，钒 铁合金占钒消费量的 90%左右。而钒电池的消费量不断增长，根据《中国钒资源全生命周 期动态物质流分析》（简小枚，汪鹏，陈玮，段临林，王鹤鸣，陈伟强），2010 年我国钒 在电池领域的消费量为 0.1 万吨，2019 年已增长至 1.1 万吨，10 年增长了 11 倍。

  钒资源主要利用酸浸碱溶、钠化焙烧、直接焙烧和钙化焙烧等提钒技术提取，V2O5 暨其他氧化物（如 V2O3）是冶炼阶段的主要产物，之后再通过物理法、化学法或电解法制 得电解液。目前 1kWh 电解液大约使用 8-9 公斤五氧化二钒，1Gwh 全钒液流电池约使用 0.8~0.9 万吨，约当前年度全球产量的 10%。因此，如果全钒液流电池未来有所放量，上 游钒资源需求将会持续扩大。

中游：电解液制造与电堆集成是核心环节

  钒电池产业链的中游制造环节主要涉及电解液生产、电堆装配和控制系统集成。中游 制造集成厂商通过采购上游原材料，制备电解液，同时对电堆进行集成，最后再对系统进 行集成。其中电解液的纯度和配方、电堆集成的技术水平决定了各家厂商的竞争力。 电解法是电解液工业生产的主流方法。目前全钒液流电池电解液的制备分为物理法、 化学法、电解法。物理法是将高纯 VOSO4 直接溶于硫酸中，制得 VRFB 电解液，但 VOSO4 价格偏高，制得电池能量密度较低，规模化工业生产有所限制；化学法是将 V2O5 使用还 原剂如单质硫、有机酸类、醇等还原于易溶于水的 VOSO4，或者是混合价态的钒离子， 但由于此方法不可避免引入杂质离子，导致电解液钒离子浓度低，电池性能低，高纯 V2O5 成本较高；电解法利用电解槽，在阴极加入含有 V2O5 或 NH4VO3 的硫酸溶液、阳极加入 硫酸钠或硫酸溶液，在两级中通直流电，生成低价钒溶液。该方法工艺简单，无杂质离子 引入，可以根据需要大批量生产不同价态的电解液。目前电解法制备电解液的技术大部分 以专利形式进行保护。

  电解液纯度和配方决定产品性能差异，是中游环节的核心壁垒。各家厂商电解液的区 别主要在于电解液的纯度，以及包括稳定剂在内的电解液配方。为保证电解液在长期运行 条件下电解液性能和储能容量不衰减，电解液中的杂质离子含量应限定在一定浓度下。电 解液中的杂质离子及含量主要取决于原材料及生产工艺，因此原材料品质和生产除杂工艺 会导致各厂商产品的品质差异。此外，包括稳定剂在内的电解液配方对电解液产品的性能 也有很大影响。 电堆集成同样存在壁垒，关键在于定位和装配压力均匀性。双极板、密封件、电极框、 电极、离子传导（交换）膜、电极、电极框、密封件、双极板材料叠合在一起构成全钒液 流电池的一节单电池，数节或数十节单电池以压滤机的方式叠放在一起并在两侧装有集流 板、端板就组装出液流电池电堆。电堆组装过程中关键步骤有两个方面。一是定位，电堆 组件随着电池节数的增多显著增加，一个 30kW 的电堆大约由 50 节单电池组成，组件有几百件，将这些组件逐一地按定位结构进行组装，可以避免错位，以保证电解液的均匀分 配和防止漏液；二是装配的压力均匀性，在压力机加压时，施压面与端板的平行度及加压 速度极为重要，平行度不好或者运行速度过快都会导致电堆的变形，甚至组件弹出等问题 出现。

下游：发电/电网侧应用是主流方向

  全钒液流电池储能属于长时间储能，目前对长时间储能并没有明确定义，但超过储能 时间超过 4 小时的通常被成为长时储能。长时储能与短时储能的分工不同，短时储能主要 用于应对电力系统的短期负荷波动或频率调节，长时储能主要实现跨日至跨季节的储能需 求，以保障电力系统的稳定性。随着可再生能源的渗透率提升，电力系统对电力储存的需 求增大，对更长周期维度的调峰要求也更高，长时间储能的地位将会日益凸显。 长时储能在发电侧、电网侧、用户侧均能够有所应用，典型应用场景包括高风光发电 比例下的能量管理、约束管理、孤岛运行、备用与黑启动、工商业应用电表后储能。

  发电侧长时储能需求正在酝酿。从与其他路线的竞争而言，未来液流储能电池的发展 方向主要在发电侧的联合新能源进行调峰并提供辅助服务、电网侧的延缓输配电设备扩容 以及用户侧的峰谷套利。储能系统在火电厂的应用主要是调峰调频，对储能时长要求不高， 同时火电进行灵活性调峰改造的成本远低于安装相同功率的电化学储能设备，因此液流电 池在火电厂应用困难。在发电侧的新能源部署下，上网电价低和相应政策缺乏使储能系统 缺乏盈利模式，尽管全国大部分地区强制要求新能源项目按 10%-20%装机，但由于储能 时间较短，液流电池相对锂离子电池竞争力不强。 但国家发改委、能源局于 2021 年 8 月发布了《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》，提出超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照 功率 15%的挂钩比例（时长 4h 以上）配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的 优先并。其中 4h 以上的储能市场要求给了液流电池很大的发挥空间和应用可能性，因此 可以预期液流电池配合新能源电站增加并网规模的探索会增加，配合新能源进行调峰并提 供辅助服务将成为液流电池重要的应用方向。

  电网侧长时储能需求因电网稳定而较少。电网侧，在国外，许多区域性电网、微网稳 定性较差，覆盖范围小，没有合适的抽蓄、压缩空气电站建设资源，液流电池在世界范围 内主要部署场景也在这方面，通过部署 4 小时以上储能电站提高整个电网系统的稳定性。 同时，对于延缓输配电设备扩容也是液流电池适用的应用场景，只是中国电网的高度稳定 性使该应用场景较为少见。 用户侧长时储能需求主要来自峰谷套利。用户侧，峰谷套利是能够获得盈利的储能应 用方向，其商业模式也比较明晰。长期来看，随着新能源发电占比越来越高，我们认为该 方向也将成为液流电池的重要应用和发展方向。

全钒液流电池技术已在多种场景下实现验证

  我们在每一个场景下选取了一个代表项目进行介绍。 发电侧，以大联融科参与的国电龙源卧牛石 5MW/10MWh 全钒液流电池储能应用示 范电站为例，该项目于 2012 年 12 月并网运行，并于 2013 年 5 月通过验收，所有指标都 达到了设计要求，系统已无故障运行十年，系全球范围内迄今运行时间最长的兆瓦级全钒 液流电池系统。该项目实现了包括平滑输出、提高风电场跟踪计划发电能力、暂态有功出 力紧急响应和暂态电压紧急支撑、调峰调频等功能，充分验证了全钒液流电池对于风电波 动控制、计划发电能力和响应电网服务的功能。

  电网侧，辽宁大连液流电池储能调峰电站一期工程于 2022 年 10 月正式并网。该项目 规模为 200MW/800MWh，一期工程 100MW/400MWh。该项目定位参与电网调峰、可再 生能源接入、紧急电源及黑启动。除削峰填谷之外，调峰电站也可以在发生极端情况，电 网与外部电源全部中断的情况下，为政府、医院、电视台等重要部门和单位提供超过 4 小 时以上电能，也可以为附近的北海热电厂提供黑启动电源。

  用户侧，以日本住友电工于横滨工厂的微电网储能电站项目为例，该项目于 2012 年 7 月开始试运行，全钒液流电池系统规模为 1MW/5MWh。该微电网系统由 28 台聚光光伏 （最大总发电 200kW）、全钒液流电池系统和 6 台燃气发电机系统（总计 3.6MW）组成， 主要期望实现工厂维度的削峰填谷、平衡太阳能发电波动、稳定供电等作用。该项目的目 的是验证全钒液流电池技术的长期稳定性及性能，衡量电池稳定性的库伦效率和电池电阻 长期内无明显变化，表明该项目运行良好。

2025 年全钒液流电池市场空间或将达到 58 亿元

  电解液和膜构成钒电池 70%的成本。目前全钒液流电池系统的成本主要由电解液以及 电堆中膜、双极板等零部件构成，电解液占总成本比例中的 43%，构成最为主要的成本， 膜占总成本的 27%，与电解液合计占成本比重的 70%。而电堆中其他零部件，包括双极 板、碳毡、框架等占总成本的 2%-3%不等。 全钒液流电池的储能介质（电解质）和发电部件（电堆）在物理上是分开的，因此全 钒液流电池系统的成本构成又可分为电解液成本和除电解液外的电池储能价格。根据《全 钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》（张华民），当五氧化二钒 价格为 10 万元/吨时，电解液价格为 1500 元/h。当储能时长为 1h 时，除电解液的储能系 统价格为 6000 元/kW，再加上电解液价格 1500 元/kWh，储能系统的总价格是 7500 元/kWh。 当储能时长为 4h，除电解液的储能系统价格 6000 元/kWh 由 4h 分摊，每小时分摊为 1500 元/kWh，加上电解液 1500 元/kWh，储能系统的总价格就是 3000 元/kWh。随着储能时长 的提高，储能系统整体单 kWh 价格会有所下降。

  2023 年以来，全钒液流电池备案装机规模达到 1.6GW/6.5GWh。根据国家能源局数 据，截至 2022 年底，我国已投运新型储能项目装机规模为 8.7GW，液流电池储能占比 1.6%， 因此可以推算得出全钒液流电池已投运规模为 139.2MW，相对比例和绝对规模都较少。 但今年以来液流电池行业发展迅速，根据 GGII 储能数据库，2023 年以来液流电池备案及 中标项目共 1.6GW/6.5GWh，是目前已投运规模的十倍以上。尽管项目备案公示距离最终 的装机上量有一定时间，也有一定的不确定性，但我们认为较大的项目备案规模反映了业 内对行业前景的乐观预期。

  预计 2025 年新增全钒液流电池装机规模达到 0.53GW。根据中关村储能产业技术联 盟（CNSEA）数据，截至 2022 年底，我国新型储能累计装机规模达到 13.1GW/27.1GWh， 其中液流电池装机规模约 157.2MW，占比 1.2%。在新能源发电占总发电比例日益提升的 背景下，预计长时储能的重要性将得到凸显，液流电池的渗透率将会逐渐提高。考虑当前 全钒液流电池已备案装机规模达到 1.6GW，相比 2022 年末装机的 157MW 大幅增加，我 们审慎地认为全钒液流电池在 2027 年新增新型储能装机中的渗透率或会提升至 5%。参考 CNSEA 作出的关于新型储能装机整体的预测，再结合全钒液流电池渗透率逐步提高的假 设，我们认为到 2025 年，新增全钒液流电池装机规模将达到 0.53GW，累计装机规模 1.15GW；到 2027 年，新增装机规模将达到 1.07GW，累计装机规模约 2.99GW。

  具体的市场规模上，因为全钒液流电池的定位是长时配储，同时配储时间越长，单位 成本更低，因此在计算市场规模时，我们假设全钒液流电池均配储 4 小时，对应价格为 3000 元/kWh。在《Research and analysis of performance improvement of vanadium redox flowbattery in microgrid: A technology review》（Zebo Huang , Anle Mu）论文认为全钒液流电 池单位成本在 2018/2025 年/2030 年分别为 500/300/250 美元/kWh，2025 年至 2030 年 预计累计降幅 16.7%。考虑到目前的行业发展趋势，我们认为我国全钒液流电池未来若干 年的成本会逐年以个位数降幅下降。在以上假设下，我们预测 2025 年全钒液流电池市场 规模将达到 58.1 亿元，2027 年将达到 109.3 亿元，2023E-27E 复合增长率为 55.51%。

相关公司

  上游原材料企业积极布局电解液环节。原材料环节产能位居前列的是钒钛股份与河钢 股份，钒年产能分别为 4 万吨/年和 2.2 万吨/年，两者合计占据国内近一半的钒产品市场 份额。钒钛股份对钒电池的态度较为积极，与大连融科签订了《战略合作框架协议》，目 前正在开展钒电解液研发项目，自身也有一定的技术积累；河钢股份也成功研发了钒电池 电解液产品。安宁股份直接销售钒钛铁精矿，但在钒电解液制备方面也有一定技术储备。 非钒行业的部分公司的钒矿资源以及钒电池产业链也表现积极，中核钛白与电堆厂商四川 伟力得进行合作，寻求钒矿资源并准备后续电解液产线建设；煤炭公司永泰能源对各产业 链均进行布局，包括钒矿、电解液以及电堆产线，项目正在建设之中。 中游企业普遍历史较长，经验丰富。中游电堆制造与系统集成环节的企业绝大部分成 立时间在 10 年以上，有一定的研发积累，技术经验丰富。发展路线上，大连融科由大连 融科储能集团和中科院大连物化所共同组建，技术主要来源于科研院所的技术转化；北京 普能于 2007 年成立，2009 年收购加拿大 VRB，并在全球范围内安装投运数十个项目。 国网英大、上海电气、湖南银峰、四川伟力得等厂商均多年深耕，同时也有项目成功落地。

  下游企业主要为电网和发电企业。目前钒电池产业链下游应用的投资主体主要是电网 以及发电企业，包括大唐电力、国投电力、中广核电力、国家能源集团、华电国际等，主 要原因是当前全钒液流电池初始投资成本较高，行业整体又由新能源发电侧强制配储要求 推进，而电网和大型电力企业有足够财力和动机进行应用。

  铁铬、锌溴技术路线商业化尚在酝酿

  除全钒液流电池外，锌溴液流电池和铁铬液流电池也有望实现成功商业化，当前正处 于示范应用阶段。与全钒液流电池相比，锌溴电池具有能量密度更高、原材料来源丰富、 价格低廉等优点。然而锌溴液流电池存在锌枝晶问题、循环次数有限、溴具备腐蚀性、高 挥发性及穿透性、容量同功率无能完全解耦、大尺寸电池场景下电对系统压降大以及损失 效率高等劣势，铁铬液流电池存在可逆性差、负极析氢，电池最佳工作温度较高等劣势， 因此目前在商业化程度和技术成熟度上尚无法到达全钒液流电池技术的高度，克服这些劣 势需要依靠企业和科研机构持续的研发。

铁铬液流电池成本较低，但尚存技术难点

  铁铬液流电池和全钒液流电池结构类似，同样由能量单元、功率单元、配套系统组成， 两者的主要区别在于电解液的不同，铁铬液流电池使用 FeCl2 和 CrCl3 的盐酸溶液作为正 负极电解液，上游主要为铬盐。在其他零部件上两者的区别并不大，铁铬液流电池电堆中 的电极同样选取碳毡、石墨毡，略有不同之处在于对电极材料进行改性的方法不同；离子 交换膜目前也同样采用 Nafion 系列全氟磺酸离子交换膜，与钒电池一致；双极板采用石墨 材料；电堆整体也由多个单电池以压滤机的方式叠加紧固而成。在配套系统上则更为一致， 泵和管路甚至采用的是同样的产品。

  铁铬液流电池相比于全钒液流电池在技术上存在劣势。从单堆功率来看，目前全钒能 够做到 200-400kW，而铁铬不足 100kW，技术成熟度有所差距；运行期间的安全性方面， 铁铬液流电池有难以解决的负极“析氢”问题，而全钒液流电池没有，因此全钒液流电池 在技术上整体优势更大。但铁铬液流电池也拥有一定优势，首先是成本较低，根据国家电 投测算，铁铬液流电池的单位初始投资成本为 2800 元/kWh，低于全钒液流电池的 3250 元/kWh，且有望在“十四五”末降至 1500 元/kWh；其次是运行温区较全钒液流电池更广； 所采用稀盐酸电解液的毒性和腐蚀性也比全钒液流电池采用的硫酸溶液弱。 成本构成方面，根据 Chuanyu Sun, Zhang Huan 于 2019 年进行的测算，采用 Nafion 膜的铁铬液流电池成本约 194 美元/kWh，其中膜成本占比 39%，PCS 占比 14%，电极和 电解质分别占比 11%和 9%。因为电池所采用膜与全钒液流电池一致，若后续膜的成本快 速下降，铁铬液流电池的整体成本亦能够快速下降，从而更具备成本竞争力。

  目前，铁铬液流电池在我国的研发和应用主要由国家电力投资集团（国电投）推动。 2019 年 11 月，国电投中央研究院研发的首个 31.25kW 铁铬液流电池电堆（“容和一号”） 成功下线，性能指标满足设计参数要求。国电投联合上海发电设备成套设计研究院有限责任公司（上海成套院）开展国内首个百千瓦级铁铬液流电池储能示范项目建设工作，2020 年 12 月，建成了 250MW/1.5MWh 液流电池光储示范项目（沽源战石沟光伏电站）。2023 年 8 月，内蒙霍林河三模铁铬混合储能项目投运，该项目中的铁铬液流电池装置由国电投 旗下上市公司电投能源进行建设。除国电投外，中海储能、华电国际等多家公司均在推进 铁铬液流电站及相关装置建设。根据振华股份公告，据不完全统计，2023 年已签约铁铬 液流电站项目容量合计约 1.5GWh。

  铁铬液流电池的发展相对全钒液流电池更为早期，因此产业链上公司的数量更少，上 游铬盐企业主要是振华股份，中游电堆及集成企业包括国电投、江苏恒安储能、中海储能、 液流储能等。 我们认为铁铬液流电池进一步产业化和商业化的条件是技术的进步，尤其是针对铬离 子活性、可逆性、负极析氢、电解液结晶析出等技术难点的突破。尽管部分厂商在技术上 有所进展和突破，但国内目前正在运行的规模最大的铁铬液流电池规模为 250kW/1.5MWh， 而全钒液流电池项目示范规模达到了 100MW/400MWh，成型的铁铬液流电池产品尚未在 大型项目中得到充分验证，因此距离全面商业化或仍有一段距离。尽管如此，我们认为铁 铬液流电池的成本优势明显，技术若经充分验证将在长时储能占据一席之地。

锌溴液流电池技术难点对发展有所制约

  锌溴液流电池与全钒液流电池和铁铬电池有所不同，政府及电解液均为溴化锌溶液， 充电时锌离子还原为金属锌沉积在负极上，放电时金属锌氧化为锌离子溶于电解液中，因 此属于沉积型液流电池，而全钒和铁铬路线在充放电时没有固体物质沉积在电极，属于非 沉积型液流电池。其正极采用 Br - /Br2 电对，充电时溴离子氧化为游离的溴单质，因为其强 氧化性和腐蚀性所以需要添加络合剂来捕捉，从而形成可逆的络合物，而全钒和铁铬路线 则不需要络合剂。 技术上，锌溴液流电池的负极侧会出现析氢的副反应，反应时容易产生锌枝晶刺穿隔 膜降低整个电池的性能，锌枝晶不仅会降低锌的氧化还原可逆性，而且在电池放电时易从 中间断开掉落，从而影响电池寿命。此外锌溴容易中的溴是易挥发的溶液，同时具有腐蚀 性和穿透性，电池整体需要考虑防腐和防污染问题。此外，因为锌溴液流电池为沉积型液 流电池，其容量同功率不能完全解耦，还存在容量收到锌电极的限制问题。根据 ESPlaza 长时储能网报道，在黄河水电百 MW 光伏项目中，安装的 1MWh 锌溴液流电池实际运行 的循环效率低于 60%，受技术问题制约明显。

  锌溴液流电池的优势主要在其成本，包括其电极及隔膜材料的主要成分均为塑料，不 含重金属，价格低廉，可回收利用且对环境友好；其溶液为常见的油田化学品，价格低廉， 原料易得；锌和溴也是较为常见的资源。锌溴液流电池采用的隔膜是一种微孔膜，不是质 子交换膜，价格便宜，进口产品价格 100 元/平米，国产产品价格 50 元/平米，远低于全钒 液流电池和铁铬液流电池所使用的 nafion 膜价格。根据《液流电池商业化进展及其在电力 系统的应用前景》（宋子琛、张宝锋、童博、钟祎勍、亢猛）论文，当前 4 小时储能时长 的锌溴液流电池成本为 2000~3000 元/kWh。

  目前国内运行的锌溴液流电池示范项目较少。技术和产品开发上主要以北京百能汇通 （锌溴业务目前被恒安储能收购）、安徽美能储能系统有限公司、陕西华银、特变电工股 份有限公司为主。百能汇通 2016 年为华能拓日格尔木光伏电站设计了一个复合型储能系 统，包含采用 1MW/4MWh 的锌溴液流电池， 2018 年在黄河水电百 MW 光伏发电实证基地 20MW 储能项目中提供了 1MWh 锌溴液流电池系统。2017 年，陕西华银下属的华秦储 能技术有限公司（华秦科技）同大连化物所合作开发了国内首套 5kW/5kWh 锌溴单液流电 池储能示范系统，在陕西省安康市陕西华银厂区内投入运行。锌溴单液流电池有别于传统 锌溴液流电池技术，其正负极采用相同电解质溶液，将正负极的储罐合并，只需要 1 套电 解液储存及循环系统，具有结构简单、能量密度高、成本低的优点，Primus Power 公司 的 EnergyPod2 产品同样采用了单液流的形式。 因此，从当前看，锌溴液流电池的技术难点仍需要进一步克服，示范项目的绝对数量 和规模仍然较小，该技术路线距离成功商业化仍有距离。

行业前景展望

  降本是当前行业发展的首要工作

  根据前文，目前全钒液流电池中成本中 43%是电解液，27%是膜，其他零部件合计占 比约 30%。因此电解液和膜的降本是全钒液流电池降本的重点方向。 电解液的降本途径主要包括降低单 kWhV2O5用量、减少加工费用、电解液租赁。 根据《全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》（张华民）， 在 V2O5 价格为 10 万元/吨的条件下，钒电解液的价格为 1500 元/kWh，目前 1kWh 钒电 解液需要使用 8~9kgV2O5，因此仅 V2O5的成本就有 800-900 元，占成本的 60%左右，余 下的 600 元则主要是加工费用。

  电解液单位用量的降低取决于配方的研发。降低 V2O5 成本的路径首先是降低单 kWhV2O5 的用量，理论上储存 1kWh 的电能需要 5.6kgV2O5，在电解液的利用率为 70% 的条件下，实际上储存 1kWh 的电能大约需要 8kgV2O5，这也是当前行业的平均水平。如 果将电解液利用率提高至 80%，实际上储存 1KWh 的电能大约需要 7kg V2O5，V2O5 用量 减少 12.5%，原材料成本也会有对应下降。提高电解液利用率实际上就是在充放电的电压 范围提升它的活性，可以通过在电解液的添加剂实现，这一降本路径取决于厂商对添加剂 在内的电解液配方的研发。 规模效应和生产流程缩短能够降低加工费用。加工费用上，目前全钒液流电池行业仍 然在发展，规模仍然较小，若后续需求扩大带动产能和产量增加，单 kW 加工费用将因规 模效应减少。此外，目前我国电解液的生产需要经历由钒渣/石煤到 V2O5，再由 V2O5 到电 解液共两个环节，如果直接由钒渣/石煤制作电解液，生产流程将会缩短，成本也会因此而 下降。

  电解液租赁可降低项目初始投资成本。在钒电池充/放电过程中，仅仅是涉及到电解液 中钒离子的价态变化，电解液中的钒离子并不会被消耗，因此钒电解液在长时间使用后残 值率较高，可循环使用。在钒电池初始投资成本较高的情况下，电解液租赁模式应运而生。 该模式由租赁公司出资购买电解液，液流电池出资方与租赁公司签订租赁合同，向租赁公 司支付租金。出资方初始投资的前期投资压力降低，项目现金流得到优化，电解液租赁公司也能够获得稳定的现金流。该模式已经在大连融科和海螺融华的“枞阳海螺水泥 6MW36MWh 项目”得到首次应用。

  膜成本的降低主要来自于国产替代以及其他品种膜的开发。 目前全球范围内全钒液流电池主要采用的膜是美国 Nafion 膜，价格高昂。根据《乐山 伟力得全钒液流电池储能系统智能生产线技改扩建项目建设项目环境影响报告表》，生产 1kW 全钒液流电池需要消耗的膜面积为 0.83 平米。如果按 nafion 膜每平米一万元的价格 计算，1kW/4kWh 系统中膜成本约为 830 元，占总成本的 27.7%。如果膜价格下降至原来 的一半或是仅 1/10，单 kW 膜成本或仅 415 元、83 元，成本大幅下降。 根据星辰新能董秘许晓晨在 2023 年 5 月接受第一财经采访中的表述，此前 Nafion 采 购价曾高达 1 万元/平米，现在已经降低到 5000 元/平方米以下，甚至更低；国产化全氟磺 酸离子交换膜的采购基本上能降到约 1000 元/平米，量大的话可以降到 1000 元以下。

  国产替代方面，国内的江苏科润等厂商都在积极开发，其中，江苏科润的 Nempem-11 系列膜产品采用全新流延法工艺制造，并加入了阻钒性能好的新型氟树脂混合配方，产品 的弹性模量、断裂伸长率、电导率等部分技术指标已经优于杜邦的 Nafion 膜，机械强度和 含水率也相差无几。 其他品种膜方面，中科院大连化物所的张华民团队成功研发出了一种非氟多孔膜，该 膜的化学（电化学）性能及机械强度等物理性能都非常优异，实际测试效果也优于 Nafion 膜。目前多孔膜的研究重点是平衡其离子选择性和离子传导性之间的矛盾，同时提高其稳 定性并降低成本。 全钒液流电池整体降本空间在 20%以上。如果未来电解液利用率在产业持续研发的过 程中由 70%提升至 80%，电解液材料成本下降 12.5%，规模化和加工链条缩短使得电解 液成本下降 20%，国产替代和新型膜材料研发应用使得膜成本下降 50%，产业规模生产 使得其他部件成本均下降 5%，我们测算全钒液流电池整体成本的下降空间在 20%以上， 以 3000 元/kWh 作为成本基准，未来整体成本有望下降至约 2357 元/kWh。

长时配储政策有望逐渐加码

  因为国内储能行业商业模式尚未完全成型，因此政策要求是储能行业发展的驱动力。 因为大型储能项目初始投资较高，全钒液流电池相对于其他电池成本较高，当前阶段更依赖于政策的推动。在当前的政策设计上，新能源配置储能时长通常为 2 小时，且以磷酸铁 锂电池为主。内蒙古、辽宁、河北、新疆、上海、西藏等地先后提出将新能源配储比例及 小时数进一步上调，要求储能时长达到 4 小时以上。

  山东省发布《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，该政策也被认为是全国首个 针对长时储能出台的省级专项支持政策。政策提出为积极推动长时储能试点应用，促进先 进储能技术规模化发展，助力构建新型电力系统，对于压缩空气、液流电池等的长时储能 加大容量补偿支持力度和提升容量租赁比例，并支持参与现货市场等。同时鼓励支持成熟 的长时储能项目先行先试，符合试点条件的，优先列入我省新型储能项目库。项目建成后， 可享受优先接入电网、优先租赁的政策。 我们认为随着新能源发电占比的不断提升，后续针对长时储能的政策有望不断加码， 行业发展有望得到充分催化。

钒液流电池是当前主流，其他路线尚存技术难点

  全钒液流电池因技术成熟是当前的市场主流，铁铬/锌溴液流电池具备成本优势，有望在突破技术难题后发力。当前液流电池体系内商业化进度靠前的技术路线分别是全钒液流 电池、铁铬液流电池以及锌溴液流电池，全钒液流电池因为在技术方案上更具有优势起步 更快，产品在 MW 级别、百 MW 级别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。而铁铬液流电池和锌溴液流电池尽管技术成熟度不 及全钒液流电池，也没有在足够多的项目和大型项目中充分验证，不是当前的主要技术路 线。然而他们最大的优势是成本较低，其原材料较钒资源更易得到，其中铁铬液流电池产业也能够分享全钒液流电池产业进步的部分成果，如果能够解决技术自身路线的技术难题， 铁铬和锌溴液流电池有望在长时储能市场占据一席之地。 新型液流电池技术路线尚处于实验阶段，实际应用仍有距离。经过数十年的发展，以 全钒/铁铬/锌溴为代表的部分液流电池体系已经进入了商业化和示范应用阶段，但最为成 熟的全钒液流电池受制于钒资源而成本较高，铁铬/锌溴液流电池技术上也尚有一定难点， 因此众多科研工作者对新型电对液流电池进行了探索。 目前对新型电对的探索可以分为水系和非水系两大类，水系液流电池以水为支持电解 质，非水系则使用有机物作为支持电解质。对非水系液流电池的研究主要是利用其高电位， 能量密度高的特点，对水系液流电池研究旨在降低原材料成本，提高电池能量密度从而降 低电池成本。

  我们认为短期内实验室技术无法超越全钒/铁铬/锌溴等示范阶段的技术路线。尽管液 流电池新体系在研究方面取得较大进步，但这些体系目前仍在理论和实验阶段，满足实际 应用仍面临巨大的挑战。在非水系液流电池中，由于其导电性和活性物质浓度低，其欧姆 极化大，导致工作电流密度低，系统成本高。非金属离子的水系液流电池存在的主要问题 是导电性差、工作电流密度低、溶解度小、能量密度低、化学稳定性低、循环性能低等。 而要解决特定技术路线存在的问题需要进行大量的研发，实验室技术从完善到产业化需要 时间。如果长时储能的需求明显释放，科研机构或者企业将会更有动机完善或开发新的技 术路线，届时或有新技术与当前体系竞争。

【责任编辑:孟瑾】