近日，大连化物所李先锋研究员团队与比利时科尔德集团控股EcoSourcen公司签署了新一代液流电池技术许可合同，共同推动该技术在欧洲市场的推广应用。这是大连化物所新一代液流电池技术首次输出至发达国家。
实现技术“走出去”，液流电池再次回归公众视野。目前，液流电池应用情况如何？储能正处于发展风口，液流电池在其中又如何定位？
打破传统装配模式
液流电池是蓄电池的一种，由电堆单元、电解液、电解液存储供给单元以及管理控制单元等部分构成，具有容量高、使用领域广、循环使用寿命长的特点。液流电池种类较多，根据电极活性物质的不同，可分为全钒液流电池，锌溴液流电池、锌铁液流电池等锌基液流电池和铁铬液流电池等体系。其中，全钒液流电池成熟度最高，商业化进程最快。锌基液流电池等其他电池体系还处于研发和商业化初期。
液流电池并非新技术，早在上世纪70年代就已经出现。据记者不完全统计，目前，国内外从事液流电池技术研发和产业化的机构有20家左右，主要包括中科院大连化物所、清华大学、中南大学、融科储能、上海电气和日本住友电工、英国Invinity、德国Fraunhofer UMSICHT等。以大连物化所为代表的国产液流电池技术走在世界前列。日前，全球最大液流电池储能项目——大连200兆瓦/800兆瓦时储能调峰电站正式并网投运，由此打开了液流电池发展新篇章。
新一代液流电池“新”在何处？李先锋向记者介绍，新一代液流电池采用自主研发的可焊接多孔离子传导膜、可焊接双极板，并由其集成可焊接电堆。新一代技术打破了传统电堆的装配模式，大幅提高了电堆可靠性及装配自动化程度。与传统电堆相比，新一代液流电池电堆总成本降低了40%，大幅提升了整个电池系统的稳定性和经济性。
2021年新增装机量占比仅为0.9%
业内普遍认为，基于大容量、高安全和环境友好的优势，全钒液流电池适用于8小时以上的长时储能项目。除了大连液流电池储能调峰电站国家示范项目外，液流电池的身影还出现在湖北枣阳平凡瑞丰光储用一体化项目、大唐中宁共享储能等多个示范项目中。数据显示，2021年，我国新增投运电力储能项目装机规模达10.5吉瓦，其中液流电池装机量占比0.9%。整体来看，液流电池市场份额偏小，示范项目也多为千瓦至兆瓦级别。
液流电池规模化应用有何难点？李先锋坦言，主要挑战在于初始投资成本较高、商业化运行模式尚不明确。在他看来，液流电池已建立起较为完善的上下游产业链，而资源侧相对薄弱。特别是钒资源供应侧需整合资源型企业，开发钒资源前端技术，实现关键材料国产化、批量化的同时提高电池系统可靠性，进一步降低成本。
“以1兆瓦/4兆瓦时的液流电池系统为例，每千瓦时电解液成本为2000元，项目建设成本达3700元。”碳中和能源研究院副教授魏磊指出，液流电池项目建设存在投资偏高的问题，同时，液流电池能量密度低、工作温度区间窄，还需进一步攻关。
业内人士指出，对比抽水储能750元/千瓦—2000元/千瓦、锂电池2500/千瓦—4500元/千瓦的投资成本，液流电池在储能领域规模化应用，势必得 “算得过来账”。
适用于长时大规模储能
当前以碳酸锂为代表的锂离子电池原材料价格大幅上涨，致使储能全产业链承压，业内对液流电池是否会出现类似情况颇为关注。
“我国钒资源丰富，不会出现短缺问题，且全钒液流电池电解液可重复利用。当然，液流电池行业也应吸取锂离子电池原材料涨价经验，预判市场规模，提前在资源端合理规划，可以将钒价格控制在合理的范围。”李先锋称。
国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》明确，开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池等关键核心技术、装备和集成优化设计研究。政策已明确液流电池同样是新型储能未来发展方向之一。
上述业内人士指出，液流电池可应用于发电侧、输配电侧及用户侧储能，包括大型光伏电站、风电场、工业园区智能微电网、电网调峰电站、通信站等领域。随着成本降低，液流电池储能具有广阔市场前景。
李先锋认为，不同技术具有不同优劣势。锂离子电池能量高、能量转化效率高，适合于对能量密度要求高的领域，比如4C、电动车等领域，中低端磷酸铁锂电池也适合于一定规模的储能领域。液流电池特别适合于长时大规模储能，储能规模越大，储能时长越长，液流电池的经济性优势越显著。在他看来，电网侧大规模储能对安全性要求非常高，液流电池具有本质安全优势，这也是液流电池有望在大规模储能领域大展拳脚的主要优势。
