長時儲能系統是可實現跨天、跨月，乃至跨季節充放電循環的儲能系統，以滿足電力系統的長期穩定?？稍偕茉窗l電具有間歇性的特點，主要發電時段和高峰用電時段錯位，存在供需落差。隨著新能源發電的滲透率持續上升，平衡電力系統的負荷要求也不斷增加?？稍偕茉窗l電滲透率越高，所需儲能時長越長。相較于短時儲能，長時儲能系統可更好地實現電力平移，將可再生能源發電系統的電力轉移到電力需求高峰時段，起到平衡電力系統、規?；瘍Υ骐娏Φ淖饔谩，F有長時儲能技術路線中，釩液流電池為目前最成熟、應用范圍最廣的長時儲能技術，中國在釩液流電池領域走在前列，擁有資源、技術和產業鏈自主可控的領先優勢，正在得到加力提速。

2024年7月25日，國家發改委、能源局、數據局發布《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》，提出圍繞不同應用場景對爬坡速率、容量、長時間尺度調節及經濟性、安全性的需求，探索建設一批液流電池、飛輪、壓縮空氣儲能等多種技術路線的儲能電站，對釩液流電池等長時儲能技術的產業化發展，將發揮重要的支持作用。

一、大規模、高比例新能源電力格局下長時儲能技術日益成為電力系統的現實需要

（一）現有2h儲能僅是儲能發展的初級階段，未來4h以上及更長的長時儲能才是“正餐”

多元化電力實現新型電力系統，需要多類型儲能的融合并舉發展。在不同時間和空間尺度上，既能滿足電網的狀態穩定和短時功率平衡需求，又能滿足大規模系統調節和存儲需要，從而增強電力系統動態平衡的能力。

風光新能源發電的不穩定性問題包括三個大的方面：隨機性、波動性和間歇性。隨機性問題需要備用型儲能來解決，即應急備用電源；波動性問題需要功率型儲能，實現電網頻率穩定；而間歇性問題只有靠容量型長時儲能來解決，需要長時、大容量儲能解決一定時段的用能需求。因此，有專家形容，今天已普遍應用的功率型和介于功率型與容量型之間的能量型儲能只是“開胃菜”，4小時以上的容量型長時儲能才是“正餐”，未來長時儲能的發展規模，將可能遠遠超過其他場景儲能類型。

隨著風光占比不斷提高，新型電力系統對4小時以上的長時儲能需求更甚。目前，鋰電池2-4小時儲能時長，越來越無法滿足長達數小時的日間平衡。國網能源研究院預測：2060年全社會用電量將可能達到15.7萬億kWh（1570萬GWh），電源裝機將超過67億kW，非化石能源裝機占比和發電量占比均超過80%；其中，風能、太陽能發電裝機將超過40億千瓦，裝機占比超過60%，發電量占比超過50%。

隨著新能源電源和電力電子設備大規模接入，電力系統高比例可再生能源、高比例電力電子設備的“雙高”特征凸顯，對電力系統調節資源提出了巨大的需求。在此情況下，電力系統轉動慣量持續下降，調頻、調壓能力不足，使得電力實時平衡難度增大，這對電力系統調節資源提出了巨大的需求。同時，風電、太陽能發電易受天氣影響，“極熱無風、極寒少光”特點明顯，出現極端天氣時出力不穩定，容易造成電力供需不平衡。根據仿真分析，當電力系統中風電、太陽能發電量占比超過50%時，需要解決數天、數周乃至跨季節的電力電量平衡問題。由于2至4小時的短時儲能不具備相應的支撐能力，大規模長周期儲能的作用將會進一步凸顯。

從細分應用領域看，在發電側，長時儲能主要用于并網，同時能避免供電的中斷，特別是當風光電占主導時，理想儲能時長應覆蓋風光間歇期，其時長都要超過10個小時的時間。在電網側，為風光電外送，我國已建成多條跨區域電網，但因新能源發電的波動、電力供應與需求在時段上的不匹配，跨區域輸電功率存在約6個小時的低谷期，需要儲能時長超過低谷期的技術，以削峰填谷提高電網利用率及輸電能力。在用戶側，長時儲能的主要作用是降低用電成本，工商業電價低谷端持續時長超過6小時，高峰段持續時長一般也要超過6小時，工商業用戶為降低用電成本，亦需要配置超過6小時的儲能。

具備長壽命、高安全的液流電池主導的場景，將彌補鋰電池的安全、長時缺陷。有專家認為，鋰電池非常適合電動汽車的瞬時高能電源，但不太適合4個小時以上的長時儲能，因此鋰電池并不是電網日益需要的日間儲能的解決方案。此外，鋰電池儲能其本身存在的安全性問題，例如鋰電池存在的熱失控傾向，隨使用時間增長而降低的存儲容量（電池容量衰減），也會降低鋰電池作為長時儲能解決方案的適用性。

（二）長時儲能將成為高比例大規模新能源發展下的“剛需”

據國際通行經驗和相關研究表明，新能源發電量在一個國家或地區能源結構中的占比超過20%以后，4h以上長時儲能將成為剛需。新能源裝機占比達到50%—80%時，儲能時長需要達到10小時以上。

可再生能源發電滲透率越高，所需儲能時長越長。國家能源局發布2024年1~7月份全國電力工業統計數據，截至7月底，全國累計發電裝機容量約31.032億kW，同比增長14.0%。其中，太陽能發電裝機容量約7.3557億kW，同比增長49.8%；風電裝機容量約4.7053億kW，同比增長19.8%。太陽能和風電總裝機達到12.061億kW（1206.1GW），占比達到39.03%，提前6年半實現2030年的目標。其他火電裝機14.1061億kW，占比45.45%；水電裝機4.2853億kW，占比13.81%。2024年上半年，全國可再生能源發電量達15600億kWh，同比增加22%，約占全部發電量的35.1%；其中，太陽能和風電發電量合計達9007億kWh（90.07萬GWh），約占全部發電量的20%，同比增長23.5%。

目前，我國風光新能源發電已達20%的門檻。新能源滲透率的快速提升，疊加其出力的不穩定性，對長時儲能的需求進一步提升。有專家分析，以光伏為例，集中式大規模光伏發電平均時長為每天達到5h，如果用電需求全部以光伏電力滿足，則至少需要配置釋能時長19h以上的儲能，才能覆蓋光伏不出力時段的電力需求，完成光伏電力的日循環供應。因此，長時儲能技術的發展與應用，正當其時。

現有鋰離子電池儲能技術難以滿足長時儲能的需求，發展長時儲能技術，是我國能源結構變革的必然需求。我國目前新型儲能裝機中，鋰離子電池儲能高達97%。但目前的鋰離子電池儲能技術難以滿足“新能源+儲能”的新型儲能系統對長時儲能的需求。2030年后，在我國新型電力系統中可再生能源的比例將會大幅度提高，火力發電的比例將會大幅度降低，電網調峰的作用將由火電調峰電站移交給儲能電站，長時段陰雨天時，太陽能電池的發電量將大幅度降低。在此情況下，要保證電力系統的安全、穩定供電，需要大功率、長時儲能系統發揮作用。因此，繼續部署和支持高安全性、使用壽命大于15年、環境友好的長時技術的研究開發和工程應用，是能源結構變革的必然需求。

長時儲能系統將成為“成本最低的靈活性解決方案。麥肯錫預計，長時儲能的潛在市場空間將從2025年開始大規模增長，全球累計裝機量將達到30-40GW，累計投資額約500億美元；2030年起全球新能源占比將超過60%，長時儲能容量將達到200-300GW，長時儲能需求約占新能源發電的10-20%，將成為維持系統平衡的重要條件手段。

在2021年全球氣候峰會上，國際長時儲能理事會與麥肯錫發布報告稱，當再生能源發電量達到電力系統的60%-70%的市場份額時，長時儲能系統將成為“成本最低的靈活性解決方案”。據國際能源咨詢機構大模型預測，全球電化學電池儲能在未來10年中，鋰電池將讓出整個儲能市場4%的市場份額，液流電池和鈉離子電池的產能都將翻倍。

（三）新型長時儲能技術可在更長時間維度調節新能源發電的波動，并提供更長時間的電力安全保障儲備

儲能技術根據其充放電時長，一般分為短時儲能和長時儲能兩大類。長時儲能是在普通儲能系統的基礎上，可實現跨天、跨月、乃至跨季節充放電循環的儲能系統。長時儲能具備為電力系統提供穩定的電力支持，同時提高系統的可靠性和靈活性的能力。

目前，國內外對于長時儲能的充放電時長暫未達成統一標準。2021年，全球長時儲能委員會在其首份報告《凈零電力——可再生電網長時儲能》報告，長時儲能系統被定義為任何可以長期進行電能存儲的技術。該技術同時能以較低成本擴大規模，并能維持數小時、數天甚至數周的電力供應。2021年美國桑迪亞國家實驗室發布《長時儲能簡報》，把長時儲能定義為持續放電時間不低于4小時的儲能技術。同年美國能源部發布相關報告，將其定義為額定功率下至少持續運行（放電）10小時的儲能系統。我國為區分大規模建設的2小時儲能系統，一般把長時儲能定義為4小時以上的儲能技術。

相比短時儲能，長時儲能具有以下三個方面的優勢：

一是可在更長時間維度上調節新能源發電的波動，保障多元負荷用電需求、提升新能源消納能力。可再生能源發電具有間歇性的特點，主要發電時段和高峰用電時段錯位，存在供需落差。在火電等支撐性保障電源占比不斷降低的情況下，電力系統將面臨新能源持續長時間的低出力、不出力或大出力等多種可預見情景。在此情景下，短時儲能不具備多小時、數天的消納保障能力，通過“新能源+長時儲能”，可以保障更多場景下多元負荷用電需求、提升新能源消納能力。

美國加州獨立系統運營商（CAISO）評估加州的電力生產和需求時發現，隨著光伏裝機容量的逐年上升，一日凈負荷曲線的彎曲程度越來越明顯，凈負荷的大幅波動會損害電網基礎設施。因此隨著可再生能源的滲透率逐年上升，對平衡電力系統的負荷要求增加。而長時儲能可在更長時間維度上調節新能源發電波動，避免電網擁堵，增加清潔能源消納能力。根據調研機構Strategen研究報告，當風光發電占比達到50%-80%時，儲能時長需要達到10h以上。

二是可為電力系統提供長周期的靈活性調節，提供更長時間的電力安全保障儲備。長時儲能有具備調頻優勢。隨著新能源比例的逐步提升，用戶負荷、光伏和風力發電等的不確定性使得電力系統凈負荷波動加劇。傳統調頻資源火電機組因爬坡約束和機組啟停限制難以快速并長期跟蹤負荷需求，而長時儲能兼顧儲能系統快速響應及長期輸出能力，有望成為電力系統的調頻主力。長時儲能系統所具有的這種靈活性，在時間尺度上與電力系統安全性和容量充裕度存在耦合關系。針對不同的功能，所需的儲能系統持續時長存在顯著差異，因此一般需要在分鐘級、小時級、日級、季度級乃至年度級等多時間尺度上規劃電力系統結構。

短時儲能側重于保證電力系統在瞬時擾動下保持平衡等電網安全性問題；長時儲能則側重于實現峰谷時期供需匹配等經濟性問題。隨著高比例新能源并網，長時儲能可以應對電力系統的瞬時功率變化。尤其在季節性氣候或極端氣象條件下，系統靈活性出現短期無法滿足供需平衡，長時儲能可以提供更長時期的電力安全保障儲備。近年來國內外極端天氣頻發，自然災害多發，導致電力安全問題受到高度重視。長時儲能可在極端天氣下為系統提供持續、安全、可靠的電力供應，發揮應急保供作用；還能有效應對季節性保供需求，提升系統事故后快速恢復和應急處置能力。因此，大力發展長時儲能技術，對進一步降低電力系統對煤電等化石能源的依賴，促進我國碳達峰、碳中和目標實現，具有十分重大的意義。

三是長時儲能經濟性或更高。相較于短時儲能，長時儲能系統可更好地實現電力平移，將可再生能源發電系統的電力轉移到電力需求高峰時段，起到平衡電力系統、規?；瘍Υ骐娏Φ淖饔?。美國電力研究院（EPRI）最近進行的一項研究顯示，根據加州獨立系統運營商（CAISO）在2019年的日前綜合能源價格，持續放電時間為4小時的電池儲能系統所獲得的利潤，僅是持續放電時間20小時的長時儲能系統的76％。也就是說，長時儲能的收益會更高。

二、美歐等多個國家持續加碼長時儲能政策支持，全球長時儲能市場火熱

2021年11月，在蘇格蘭格拉斯哥舉行的聯合國氣候變化峰會上，來自包括英國石油公司、西門子能源公司、Highview Power公司、Form Energy公司等25家能源和科技公司的高管，成立了“長時儲能理事會”。該理事會旨在就長時儲能技術對企業、政府和公用事業公司進行宣傳和教育，并制定激勵政策支持大規模部署長時儲能系統。

美國能源部從2018年起就不斷地投入資金，支持長時儲能的技術研發，其目標是在2030年把儲能成本降低到5美分/kWh以內。加州由于較高的可再生能源發電比例，是最早大量部署持續放電時間4小時儲能系統的地區之一。從2019年開始，加州地區就已經開始陸續部署4小時的儲能系統。據全球調查機構Strategen的研究報告，到2045年，加州太陽能的占比將達到75%。為平衡太陽能發電，需要在白天存儲8到12個小時的電能，晚間存儲調度量也將增加，最多時需連續放電12小時， 長時儲能發展不可或缺。據Strategen預測，加州到2030年將部署2-11GW的長時儲能設備，到2045年將實現45-55GW的長時儲能配置。

英國政府為24個不同技術類型的長時儲能技術提供了6800萬英鎊的競爭性融資資金支持，并于2021年初啟動了總投資1億美元的長時儲能示范競賽。

歐洲投資銀行管理的歐盟創新基金項目發展援助(PDA)從15個被定義為大規模清潔能源項目中，選擇了重力儲能和熱儲能兩個長時儲能項目進行支持，每個項目投資超過750萬歐元。

目前，以美國加州、德國、澳大利亞南部為代表的歐美地區，風光發電量占比已經很高，對于長時儲能的需求也愈發迫切。去年澳大利亞政府宣布，只對4小時以上的長時儲能設施給予政府補貼，鼓勵在澳洲本土更多應用長時儲能技術。

三、我國已出臺多項政策，促進長時儲能技術的發展與應用

2021年8月，國家發改委、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》，其中要求“超過電網企業保障性并網以外的新增可再生能源發電項目，需配建4小時以上的調峰能力”。

國家發改委、能源局2022年3月印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出，要推動多時間尺度新型儲能技術試點示范，重點試點示范壓縮空氣、液流電池、高效儲熱等長時儲能技術。

2023年6月，國家能源局發布的《新型電力系統發展藍皮書》指出，2030至2045年，規模化長時儲能技術取得重大突破，滿足日以上平衡調節需求。以機械儲能、熱儲能、氫能等為代表的10小時以上長時儲能技術攻關取得突破，實現日以上時間尺度的平衡調節，推動局部系統平衡模式向動態平衡過渡。

2023年12月，國家發改委發布《產業結構調整指導目錄（2024年本）》，在“新型電力系統技術及裝備”中，明確要發展長時儲能技術。

科技部發布的《“十四五”國家重點研發計劃》，提出為代表各種長時間儲能多種儲能技術提供研發資金支持。重點包括超長時間尺度儲能技術3項：100MW級先進壓縮空氣儲能技術、新一代液流電池儲能技術、寬液體溫域高溫熔鹽儲熱技術；中長時間尺度儲能技術4項：低成本長壽命錳基儲能鋰離子電池、有機儲能電池、水系金屬離子儲能電池、百兆瓦時級鈉離子電池儲能技術。

地方政策層面，目前已有多個省份頒布的政策中,明確要求電源側配儲的調峰時長超過4個小時。并明確將在液流電池的技術研發、項目扶持等方面給予支持。2023年7月，山東省發布《關于支持長時儲能試點應用的若干措施》，這是我國首個就長時儲能出臺的專項支持政策，對于壓縮空氣、液流電池等的長時儲能加大容量租賃和容量補償支持力度的支持措施，并支持參與現貨市場。

截止2023年底，國內已建成投運新型儲能項目平均儲能時長2.1小時。隨著可再生能源占比提升，電網調節壓力增大，配儲由最初的鼓勵引導到成為并網標配，再到目前部分省份不合格受罰，比例從10%-20%逐步上升至15%-30%，配儲時長從1-2小時提升至4-5小時。據統計，河北、西藏、內蒙、上海、新疆等10個多省份明確提出配置4小時以上長時儲能，推動4小時以上儲能技術實現規?；瘧谩?/p>

我國長時儲能戰略布局已落后于國際。美國能源部于2023年3月提出凈零情景下2050年需部署225-460GW長時儲能。英國政府于2024年1月提出在2030—2050年部署20GW長時儲能技術，英國電力系統可節省240億英鎊（約2188億人民幣）。為解決長時儲能部署障礙，加大投資力度，美國能源部在2021年提出了十年內將電網規模的10小時以上長時儲能成本降低 90%的戰略目標，英國能源安全和凈零部提出了面向長時儲能技術的投資激勵計劃。

國際市場已經普遍認識到，基于不同的成本下降幅度，長時儲能與鋰電技術在電力市場中的日內市場（即日內能量時移市場）具有“此消彼長”的競爭關系，我國鋰電發展已經在國際上相對領先，但國內目前還未有專門針對長時儲能戰略布局和激勵計劃。只有新能源+長時儲能成功替代化石能源，才能真正實現全球碳中和。

四、長時儲能在不同時間尺度調節場景下，需要不同的技術發揮作用

構建新型電力系統需要不同時長的儲能技術，以滿足各類場景的調節需求。與短時儲能相比，長時儲能在提升新能源發電消納能力、增強電網靈活性等方面優勢更明顯。尤其是應對季節性氣候或極端天氣時，長時儲能可以提供更長時間的電力安全保障儲備，實現跨天、跨月甚至跨季節的充放電循環。“新能源+長時儲能”將成為保障新型電力系統安全穩定運行的重要解決方案之一。

根據日、周、季等時間尺度，長時儲能分為日長時儲能（4至12小時）、周長時儲能（12至100小時）和季長時儲能（100小時以上）。日長時儲能主要應用于日間能量轉換；周長時儲能應用于多天電力平衡；季長時儲能應用于季節電力平衡以及極端天氣下的電力平衡。

綜合考慮當前長時儲能技術放電時長和容量、效率、經濟性、技術成熟度等多種因素，據相關專業研究，日調節、周調節和季調節場景，需適用不同的長時儲能技術。

在日調節場景下，抽水蓄能是最適用的儲能技術，壓縮空氣、液流電池等仍處于工程示范階段。當前，火電機組仍是我國電力系統靈活性的主要支撐，儲能主要用于日間調峰。抽水蓄能憑借技術成熟以及成本低等優勢成為長時儲能的主流方式；而壓縮空氣儲能、熔鹽儲熱、液流電池和氫儲能等仍處在工程示范階段，包括技術的成熟度、生產制造工藝的成熟度、以及其產業鏈的配套等，目前都還不具備其應有的成本優勢，在當前市場機制下尚不具備競爭力。

在周調節場景下，液流電池、壓縮空氣儲能、熔鹽儲熱等將成為長時儲能的主要方式，將形成多元化競爭格局。隨著新能源占比逐步提高，電力系統對長時儲能的需求進一步增加，將推動多種長時儲能技術應用。壓縮空氣儲能依靠大型地下洞穴或地上儲氣室進行儲氣，隨著深冷液化、超臨界等技術取得突破，可作為抽水蓄能的補充。熔鹽儲熱在光熱發電、火電機組靈活性改造以及熱電聯供等場景具有明顯優勢，是大規模中高溫儲熱的主流技術。液流電池功率和容量解耦，擴容性強，不受地理條件限制，采用模塊化設計，有利于提高儲能的規模和靈活性。

在季調節場景下，氫儲能是最適用的大規模、長周期儲能方式。到2060年，我國新能源將成為發電主力且成本大幅降低。由于風電具有較強的隨機性、間歇性和反調峰特性，風資源豐富的地區更需要跨季節長時儲能來保障季節性電力平衡和極端天氣下的電力供應。與其他儲能方式相比，氫儲能在放電時長和容量上具有明顯優勢，儲存形式多樣，不受地理條件限制，有望成為跨季節長時儲能技術的首選。氫儲能隨著制、儲、輸、用等方面技術不斷突破，成本將大幅降低，能夠應用于電力系統各個環節。

長時儲能整體上還處于初步發展階段，技術類型較多，商業模式和運行機制尚不完善，產業發展規模較小，還沒有形成完整的產業鏈，成本也有待進一步下降。為此，需要從政策、技術和應用等三方面推動長時儲能技術發展。

五、液流電池、壓縮空氣儲能長足進展，多元技術趨勢格局漸顯明朗

有業界人士預言，新型儲能市場“一鋰獨大”的格局終將被打破。多位專家一致認為，鋰電池的儲能時長舒適區在1-4小時之間，難以滿足越來越迫切的長時儲能需求。液流電池、壓縮空氣儲能、熔鹽儲能等多種長時儲能技術的重要性日益凸顯。

液流電池、壓縮空氣儲能、熔鹽儲能發展迅速有望成主流。據國家能源局數據，截至2024年上半年，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達44.44GW/99.06GWh，已投運鋰電池儲能占比97.0%，壓縮空氣儲能占比1.1%，鉛炭(酸)電池儲能占比0.8%，液流電池儲能占比0.4%，其他技術路線占比0.7%。

圖1：全國已建成投運新型儲能技術路線分布圖

資料來源：全球液流電池儲能

對比可見，近半年來，壓縮空氣儲能的裝機增長顯著，2024年半年時間占比提高了0.6%。液流電池儲能的裝機也有一定的增長，但占比未有提升，不過新增招標項目顯著增多。據統計，2024年上半年就有21個液流電池儲能項目（不含集采）招標啟動，涉及全釩液流電池、鋅鐵液流電池、水系有機液流電池、全鐵液流電池等多種技術路線，儲能規模共計1.5895GW/5.353GWh。壓縮空氣儲能方面，截至2024年上半年，新增在建裝機2.4GW,建成裝機0.6GW/3.3GWh，累計在建裝機已高達7.4GW。

國投證券在一份報告中預計，2030年我國壓縮空氣儲能累計裝機量將達到42.72GW，約為當前已建成裝機量0.48GW的87倍，這意味著未來幾年壓縮空氣儲能的年新增裝機將呈倍增之勢。釩電池專家中科院大連化學物理研究所研究員張華民近日也有預測，2030-2035年，釩液流電池儲能裝機容量（Wh)有可能超過鋰離子電池。

熔鹽儲能主要與光熱發電項目捆綁開發。截至2023年12月，我國除去已完成建設的熔鹽光熱發電項目500MW之外，在建和擬建熔鹽光熱發電項目約43個，總裝機容量4.8GW，均配置8-16h的熔鹽儲能系統。除此之外，熔鹽儲能在非光熱領域的項目數量和裝機容量亦在快速增長。有研究機構預測，到2030年，國內熔鹽儲能裝機容量預計將超過16GW。

三種主流技術應用各有側重。從應用場景來看，源網側具備開發條件可優先選擇壓縮空氣儲能；用戶側則優先選用液流電池儲能。

液流電池儲能憑借建設周期短、配置靈活、系統簡單、占地面積小等優勢，可廣泛應用于電源側、電網側和用戶側，對應各個場景，都已有實際的項目案例。

壓縮空氣儲能在電源側、電網側可廣泛應用。目前其主要應用于電網側，可提供調頻調峰、無功調節、旋轉備用、應急電源和黑啟動等功能。壓縮空氣儲能屬于能量型儲能，其功能和特點與抽水蓄能總體相同，可作為抽水蓄能電站的補充，在不宜建設抽水蓄能電站的區域建設壓縮空氣儲能項目，提供電力輔助服務，接受電力系統的統一調度，有效保障電網的安全穩定運行。

搭配熔鹽儲能系統的光熱發電項目可與風光實現一體化開發，這是熔鹽儲能目前最大的應用市場。除此之外，熔鹽儲能還可應用于工業蒸汽、余熱回收、火電靈活性改造等市場。

在長時儲能技術的選擇上，一個業內相對統一的認知是：在電網級大規模儲能方向，具備條件的地區可優先開發抽水蓄能，不具備條件時可開發壓縮空氣儲能，壓縮空氣儲能仍不具備開發條件時可選擇液流電池儲能。在用戶側則優選液流電池儲能。在電源側則可因地制宜視情況選擇相關技術。

近、中、遠期不同技術應用亦將有所不同。國網新疆經研院副總工程師宋新甫曾在他的一次報告中，對長時儲能技術發展路徑進行了探討。他認為，未來長時儲能將呈現多元梯級協同發展的態勢，并將其分為三個梯隊：近期，第一梯隊中包含液流電池、抽水蓄能，第二梯隊為壓縮空氣儲能、光熱儲能（熔鹽儲能），第三梯隊為氫儲能；中期階段，光熱儲能（熔鹽儲能）進入第一梯隊，其中液流電池將進入商業化發展成熟階段；遠期階段，光熱和液流電池同處第一梯隊，壓縮空氣儲能和氫儲能位于第二梯隊，抽水蓄能進入第三梯隊。

六、液流電池具有安全性、長時等突出優勢，全釩液流電池已成主要路線正逐步走向商業化成熟

（一）對比其他長時儲能，液流電池和壓縮空氣儲能技術相對成熟

抽水蓄能仍為目前最主要長時儲能模式，但一是建設周期長（6-8年），二是受地理條件限制較大。近年來以磷酸鐵鋰為主體的電化學儲能快速崛起，抽水蓄能在儲能技術應用中的占比已呈逐年下降的趨勢。據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）數據，2022年全球已投運電力儲能項目累計裝機規模237.2GW，其中，抽水蓄能累計裝機同比下滑6.8%，占總裝機規模下降至79.3%。中國已投運電力儲能項目累計裝機規模59.4GW，占全球市場總規模的25%，年增長率38%，抽水蓄能累計裝機占比77.1%。

壓縮空氣儲能裝機規模迅速擴張，產業化速度開始加快。壓縮空氣儲能具有規模大、壽命長、建設周期短、站址布局相對靈活等優點，有望成為抽水蓄能在大規模儲能電站領域的重要補充。壓縮空氣儲能當前在儲能市場中的滲透率較低，仍在1%以下，行業規模也將受益于儲能市場整體規模的擴張而水漲船高。

重力儲能資本與技術壁壘高，尚未進入全面商用階段。產業鏈上游以建設原材料（水泥、金屬、鋼鐵等）和裝備為主，中游為儲能系統集成商，下游應用分布在發電側、電網側以及用戶側。重力儲能行業尚未進入全面商業化階段，資本壁壘與技術壁壘較高。

熔鹽儲熱安全持久，但經濟性與能量轉換效率受限。熔鹽儲熱屬于熱儲能，裝機規模較大，且安全環保，使用壽命通常在25年以上；作為儲熱介質的熔融鹽使用溫度范圍廣，傳熱性能好、飽和蒸汽壓低、化學性質穩定，適用于光熱電站中。但與電化學儲能相比，熔鹽儲能能量轉化效率較低，且初始投資成本高。

液流儲能應用場景最廣、發展潛力最大，一直被認為是具有前途的長時儲能技術。磷酸鐵鋰電池儲能主要應用于2h-4h左右的短時儲能，而且由于鋰本身是一種活躍金屬，鋰電池天然存在易燃隱患的本征安全問題。液流電池不燃燒、不爆炸，本征安全優勢突出。其儲能時長大于8h，使用壽命超過20-25年，循環次數超過15000次，更適合未來大量使用新能源的電網，也被視為最適合長時儲能的電池技術之一。并且隨著儲能時長的增加，液流電池的投資成本邊際遞減。因此，作為新型儲能路徑代表，液流電池因其本征安全、技術成熟與長時儲能等優勢，正加速進入儲能領域。

中科院院士、南方科技大學碳中和能源研究院院長趙天壽指出，發展長時儲能必須有可以流動的能量載體，以及相應的能量轉換裝置。流體電池最大的特征是時長、規模、容量擴容非常靈活，同時選址也比較簡便。抽水蓄能非常受地域限制，特別是受氣侯的影響不可控；壓縮空氣儲能的效率和抽水蓄能相比略低，選址方面也有一定的困難，要有儲氣的空間；鋰離子電池有非常多的優勢，能量密度高、能量轉化效率高，選址靈活，但最大的問題就是能量載體活性材料不可以流動，這樣就使容量和功率強關聯在一起，如提高時長，就會受到成本、安全、性能等其他方面的限制。作為流體電池的一種，新型液流電池本征安全、時長靈活、循環壽命長、回收殘值高，是應用場景最廣、發展潛力最大的一項長時儲能技術。

（二）全釩液流電池以其本征安全、超8h長時儲能的優越性，開始與鋰電池的“并跑”競賽

液流電池路線主要包括全釩液流電池、鋅鐵液流電池、鐵鉻液流電池、鋅溴液流電池等20余種。其中，全釩液流電池具有能量效率高、循環壽命長的優勢，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。其中5MW/10MWh項目已安全穩定運行8年以上，200MW/800MWh項目也已進入調試階段，產品在MW級、百MW級示范項目中長時間穩定運行，技術得到充分驗證，因此是目前最有放量潛力的技術路線。

相比鐵鉻液流電池、全鐵液流電池、鋅基液流電池，釩液流電池具有以下突出優勢：

一是其功率和容量可獨立設計，尤其適合大規模、大容量儲能。釩液流電池的電池系統和電解液是分開的，想要增加儲能時間，只需增加電解液，電池的均勻性好，儲能容量大，從1000sKWh到100sMWh；輸出功率也大，從10sKW到100sMW。

二是能量效率高、充放電性能好、循環壽命長。其衰減或可通過電化學的方法來恢復，整個系統的充放電循環次數高達15000次以上，電池的壽命可達20年以上。

三是啟動和響應速度快。充放電切換只需0.02秒，并且其系統是在常溫封閉環境下運行，電解液可以半永久使用，性價比高。

四是本征安全性高。釩液流電池電解液是水溶液，不會著火和爆炸，是一種本征安全的大規模儲能技術。

五是經濟性較高。釩液流電池在使用過程中，釩僅僅是價態變化，可循環使用節約資源。

除電力儲能領域外，釩液流電池至少在三個方面也高度契合工商業儲能的需求：一是基于長時、長循環等特性，可以更好幫助客戶實現峰谷價差套利；二是基于本質安全的優勢，液流電池儲能可以讓工商業客戶免于安全后顧之憂；第三是基于長時大容量等優勢，液流電池儲能可以應對極端環境，比如風光波動性極大地區或者天氣狀況惡劣地區等。在眾多工商業用戶場景中，數據中心的核心考量就是安全，數據中心或將成為液流電池布局工商業儲能賽道的最佳選擇。目前多家液流電池儲能技術公司已將數據中心作為其布局工商業儲能的切入口。

（三）與鋰電相比，釩液流電池亦具有較強的經濟性

安全性高、易擴容是最大優點。目前鋰電儲能時間一長，積累的熱能不容易被散發出去。同時儲能項目規模做大以后，對電池的一致性要求也會更高。有專家指出，隨著風能、太陽能發電在電網中的占比增加，更多的單位配備4h以上的儲能系統時，隨著儲能時長的增長，電池的安全性問題會更加凸顯。與鋰電池不同的是，液流電池的電解液與電堆是相分離的，由于全釩液流電池電解質離子存在于水溶液中，不會發生熱失控、過熱、燃燒和爆炸。同時釩電池支持頻繁充放電，每天可實現充放電數百次，液態的電解液使得過充過放也不會造成爆炸和電池容量下降。

釩電池的電堆作為發生反應的場所與存放電解液的儲罐分開，從根本上克服了傳統電池的自放電現象。其儲能功率只取決于電堆大小，儲能容量只取決于電解液儲量和濃度，設計靈活。當功率一定時要增加儲能容量，只需要增大電解液儲罐容積或提高電解液體積或濃度即可，而不需改變電堆大小。同時，可通過增大電堆功率和增加電堆數量來提高功率，通過增加電解液來提高儲電量，便于實現電池規模的擴展，可用于建造KW級到100MW級儲能電站，適應性很強。

釩電池全生命周期成本已出現優于鋰電池之勢。有專家指出，目前釩液流電池價格更高，但主要是跟鋰電池1h、2h儲能對比得出的。但隨著儲能時間越長，釩液流電池的成本就越低。據有關測算，按全生命周期計算，釩電池全生命周期成本在0.3-0.4元/Wh，已經低于鋰電池的成本（0.5 元/Wh 左右）。同時在電池壽命到期后釩電解質溶液可以回收再次利用，電解質溶液的成本占儲能系統總成本的40%，儲能系統報廢后殘值較高。當前釩電池仍處于產業化的初期，通過技術進步進一步提升電解液等材料、電堆及系統集成性能和規模化應用以后，成本仍有進一步降低空間。

能量轉換效率雖較鋰電池低，但其不與電極材料發生反應保持了超長使用壽命。鋰電的優勢就是能量轉化效率高，但其弱點是第一年可能衰減6%，此后逐年衰減2%-3%，所以鋰電壽命一般是5-8年的時間；而釩電池壽命周期可達20-25年，超過鋰電池若干倍。釩電池的正、負極活性物質分別存在于正、負極電解液中，充放電時無其他電池常有的物相變化，可深度放電而不損傷電池；在充放電過程中作為活性物質的釩離子僅在電解液中發生價態變化，不與電極材料發生反應，不會產生其他物質，經長時間使用后仍然會保持較好的活性。

在長時儲能方面是極佳用武之地。鋰電池能量密度高、轉換效率高等優點，目前在儲能應用領域應用較廣，但也存在循環壽命和易燃易爆的安全隱患等缺點。釩液流電池具備高安全穩定性、循環壽命長、擴容性強、可回收環保等優勢，其在長時儲能領域應用空間巨大。美國能源情報咨詢公司Guidehouse Insights于2022年二季度發布的《Vanadium Redox Flow Batteries ：Identifyting Market Opportunities and Enablers》報告顯示，2022-2031年釩電池年裝機量有望保持41%的年復合增長率，預計2031年全球釩電池年裝機量將達到32.8GWh；其中，2031年亞太地區（主要為中國）年裝機量將達到約14.5GWh，北美地區達到5.8GWh，西歐地區達到9.3GWh。

七、我國具有發展釩液流電池的優勢條件，技術研發和產業化發展走在國際前列

（一）我國發展釩液流電池具備技術、資源和產業鏈自主可控的優勢條件

從產業角度，我國發展釩液流電池具備一定優勢。一是技術自主可控，目前已經形成完整自主知識產權體系，并主導制定國際和國內標準，技術水平達到國際領先水平；二是資源自主可控，全國查明釩資源儲量約7000萬噸，中國釩儲量占全球39%、釩產量占全球48%，均為世界第一，完全可實現自給；三是產業鏈自主可控，關鍵材料已實現國產化，裝備制造產能全球最大。

而過往開展的釩液流電池應用項目不多，主要是因為過去很長時間市場需要的大都是短時儲能需求，釩液流電池的能量轉化效率比鋰電池低，市場認知度較低，產業鏈規模較小。其初裝成本為最大制約，是鋰離子電池的2倍以上。據有關測算，目前釩液流電池項目總投資成本集中在3.8-6.0元/Wh。其中4h儲能系統成本集中在3.8-4.8 元/Wh，2-3 小時儲能系統在 4.65-6元/Wh，整體仍較鋰電池高。

（二）我國釩液流電池規模化量產在即，液流電池廠商全速突圍

2023年以來，我國釩液流儲能進入產能、技術全速發展期。據不完全統計，僅今年3-6月，國內在建及規劃液流電池產線便超過9條，產能規劃合計超過8.2GW，潛在年產值超過700億元。緯景儲能、上海電氣、星辰新能、和瑞電投、永泰能源等多個長時儲能企業密集宣布規劃和建設生產線。

在產業上，我國釩液流電池全產業鏈逐步成型。目前，國內從事液流電池的機構主要有中國科學院大連化學物理研究所、大連融科、北京普能、上海電氣、緯景儲能、清華大學、中科院沈陽金屬所、中南大學、星辰新能等科研院所和企業，還吸引了鈦白粉龍頭中核鈦白等公司跨界布局。全釩液流電池的電解液、隔膜、膜電極等原材料供應鏈已經初步成型，國產化進程不斷加快，已能夠支撐起開展百兆瓦級的項目設計與開發，其產業配套更加成熟。

2022年，已有林源集團甘肅金昌全釩液流儲能系統、中力控股安徽望江全釩液流電池產線及裝備制造項目、液流儲能內蒙古通遼液流電池產線及儲能集成項目、融科儲能鄂爾多斯液流電池儲能產業化基地等項目宣布開建。2023年以來，緯景儲能江蘇鹽城百兆瓦級“液流電池智能產線”宣布開建；上海電氣宣布建設1GWh液流電池生產線，其合肥基地新增上馬1GWh釩液流電池產能；星辰新能宣布其全釩液流GW級工廠落地常州；永泰能源所屬張家港德泰儲能裝備公司1000MW全釩液流儲能裝備制造基地（一期300MW）正式開工建設。2024年3月，中和儲能“100MW液流電池全自動化生產線”項目簽約落戶長沙望城區，將推動硫鐵液流電池產品快速上市。該條生產線預計將于2024年下半年建成投產。

在應用上，更多液流電池項目進入并網、招標階段。繼2023年全國多地均公布建設液流電池儲能項目，2024年更多的液流電池項目進入并網、招投標、簽約開發階段。2024年上半年共有21個液流電池儲能項目（不含集采）招標啟動，涉及全釩液流電池、鋅鐵液流電池、水系有機液流電池、全鐵液流電池等多種技術路線，儲能規模共計1.5895GW/5.353GWh。

能源央國企如中國能建、華能集團、大唐電力、國電投、中廣核等大型電力集團，已經啟動了100MWh級別的全釩液流電池儲能項目建設。同時，華電、國網江蘇等也正在進行示范性項目的嘗試。有業內人士表示，2024年多個釩液流電池大項目不斷落地，進一步證明了包括全釩液流電池在內的整個液流電池行業在不斷地發展壯大。2024年是液流電池發展的第二階段，大量的試點示范項目使得產業工程經驗、制造經驗得到了豐富和積累。只有將研發端、制造端、工程應用端三端集合，才能最終實現產業的規?；l展。”

在技術上，不斷取得重大核心技術的研發與應用突破。以蘇州科潤新材料為代表的國內廠商崛起，打破了質子交換膜技術壁壘高，市場長期被海外龍頭占據，制約液流電池產業化發展的局面，加速了質子交換膜的國產化替代。

在電流密度方面，隨著液流電池材料技術和電池結構設計制造技術的不斷進步，電池內阻不斷減小、性能不斷提高。在保持電堆的能量效率不低于80%的條件下，液流電池工作電流密度由原來的60～80mA/cm2提高到200～300mA/cm2。電池的功率密度顯著提高，材料使用量減少，電堆成本大幅度降低。

在能量密度方面，2024年初大連化物所開發出70kW級高功率密度全釩液流電池單體電堆，其單體電堆體積功率密度由目前的70kW/m3提高至130kW/m3，在體積保持不變的條件下，功率由30千瓦提高至70千瓦，成本較目前的30千瓦級電堆降低40%。近日，大連化物所團隊在高功率密度全釩液流電池電極研究方面，又開發出一種鉍（Bi）單原子負載石墨氈電極，其在240mA/cm2的電流密度下能量效率達到81.2%，峰值功率密度達到990mW/cm2，為高功率密度全釩液流電池電極材料的設計提供了新思路，對全釩液流電池的提效降本具有重要意義。

2024年6月上海電氣儲能推出全球最大單體容量釩鐵液流電池——500kW/2MWh釩鐵液流電池。該液流電池以“體系創新、釩鐵融合”為基質，以高性能、低成本、長壽命、低輔耗、廣適配為特征，為深度打造零碳場景新范式和建構新型電力系統充分賦能。

在政策上，四川省出臺釩液流電池高質量發展專項實施方案。2024年5月8日，四川省經濟和信息化廳等6部門發布《促進釩電池儲能產業高質量發展的實施方案》，這是全國首個全釩液流電池產業專項政策。四川創新出臺全國首個促進釩電池產業高質量發展的實施方案，從開展應用試點示范、強化技術自主創新、擴大釩制品生產供給、推動產業降本增效、加快打造產業集群、培育完善標準品牌等方面，力求建立“政府主導、企業實施、多端合作、示范先行、綜合施策”的釩電池儲能產業發展體系。

（三）釩液流電池發展仍需政策支持和技術降本

近年來，我國對于液流電池的發展非常重視，其中全釩液流電池目前推廣應用最多，但是成本問題是這一技術路線必須要突破的瓶頸。對此，中科院趙天壽院士認為，提高電流密度和電解液利用率是非常重要的方向。他表示，電流密度的提高就面臨著功率密度的提高，功率密度提高意味著建造材料的用量降低，以此可減少初裝的成本；另外，電解液利用率的提高，可以減少電解液用量，也會降低電池的成本。

對釩液流電池降成本，中科院大連化學物理研究所首席研究員張華民教授也分析，整個全釩液流電池成本下降不僅是靠核心原材料去降本，還要圍繞降低電池電堆里的電阻提高電流密度來開展。提高電流密度要確保能量轉換效率能達到80%，需要從電堆設計和材料創新這兩個方向發力。如果電堆的成本下降以后，整個系統成本都降下來；再加上電解液作為金融租賃產品的商業模式，用戶的初裝成本會有很大下降。

當前釩電池商業化應用面臨三個方面的障礙：一是釩電池適合的工作溫區在5-40°，其應用相對較窄；二是由于其能量密度較低、設施設備建設因體積較大占地相對較大，尤其對工商儲能等用戶側的應用具有較大的局限；三是盡管其使用壽命大大超過鋰電儲能，全生命周期成本理論上會優于鋰電儲能，但因其初始投資額較高，目前釩電池系統初始投資額大致在2.1-7.5元/Wh，顯著高于鋰電儲能系統的價格，包括電力儲能在內下游用戶自主投建釩電池儲能系統的意愿不高。相比鋰電池應用場景靈活、投資較省且能量轉換效率高等優勢，現階段釩電池的應用受到較大的限制。

技術進步有望繼續降低成本。釩電池最主要的核心部件是電堆和電解液，其中電解液的成分一般為五氧化二釩，也是整個釩電池系統中釩產品的主要用途。據國際可再生能源署IRENA研究，釩電池成本要分為電堆、電解液與周邊設備成本三大塊。電堆和電解液是主要成本，合計占比達到 75%左右；其中釩電解液成本約占40%， 電堆成本約占35%，其他構件成本占比25%左右。為降低釩夜流電池儲能的初始投資成本、增加業主安裝應用釩夜流電池儲能系統的積極性，目前有部分系統集成商在探索通過租賃電解液的商業模式。

釩電池目前仍處于商業化初期，技術進步帶來的降本空間較大。如大連物化所通過減少膜材料使用面積而降低電池成本；2020年6月，大連物化所儲能技術研究部李先鋒和張華民團隊成功開發出新一代30 KW級低成本全釩液流電池電堆。該電堆采用自主研發的可焊接多孔離子傳導膜。在離子交換膜方面，目前全球釩電池主要使用美國杜邦公司的Nafion全氟磺酸樹脂交換膜，Nafion薄膜以磺酸基團為交換基團，作為全釩氧化還原液流電池的標準隔膜，其在電解液中的穩定性高，但價格昂貴，零售單價近20000 元/平方米。目前，國內的科潤、東岳、中科院大化所，國外的戈爾等都在自主創新開發了更低成本的膜。隨著國產離子交換膜的逐步推廣，膜等產品仍有較大成本下降空間，預計后續在其他電堆材料（雙極板、碳氈等）也有成本優化空間。

釩夜流電池未來技術進步重點集中在三個方面：一是開發新一代高性能、低成本的全釩夜流電池關鍵材料，如高穩定性、高濃度電解質溶液；高離子選擇性、高導電性、高化學穩定性、低成本的離子交換膜；高導電性、高韌性雙極板；高反應活性、高穩定性、高厚度均勻性、低成本電極材料。二是提高電堆性能和可靠性，優化電堆結構設計，提高電解質溶液活性物質釩離子在電堆內時空分布均勻性，降低離子傳導膜、電極、雙極板之間的接觸電阻，提高電堆的電壓效率和能量效率。三是提高系統集成技術，即開發高可靠性、高穩定性、低成本的大功率夜流電池模塊的設計集成技術和百兆瓦級全釩夜流電池儲能系統的集成及智能控制管理策略和綜合能量管理技術。

（四）上游釩資源供給雖無卡脖子之虞，但因釩的價值在系統中占比大易受價格波動影響

我國釩產品儲量和產量占比均居全球第一。目前，我國釩礦儲量占全球比重為39%；產量占全球 68%。主要集中于四川攀枝花地區和河北承德地區。其中攀枝花地區的釩資源最為豐富，儲量居國內第一、世界第三。另外湖南、廣西、甘肅，湖北等省份也都有釩資源的分布。

世界釩產品原料的絕大部分均來自于釩鈦磁鐵礦，全球約74.8%的釩來自于釩鈦磁鐵礦經鋼鐵冶煉后得到的富釩鋼渣。我國利用釩渣作為原料生產釩的占比更高，達 86.9%，其中攀鋼釩鈦產能40000噸/年，位居全球第一。石煤提釩占比10.7%，廢催化劑原料占比2.1%，直接采用釩鈦磁鐵礦原料的占比僅0.3%。石煤中釩的品位很低，五氧化二釩含量多在0.8%以下，且生產過程中產生氯氣、氨氣、廢酸、廢渣，對生態環境破壞嚴重。

釩作為鋼鐵冶金行業的副產物，生產的釩占了85%，其中鋼鐵消費95%以上的釩，在鋼鐵行業里形成了一個閉環。但釩在鋼鐵中添加0.2%（最多不超過0.5%），其價值在鋼鐵最終產品中所占的比例極小，價格的波動的影響很微弱。但在釩電池中，釩的價值至少要占到50%以上，如果釩的價格發生波動，對釩電池制造的影響很大。另外一個是產能限制，釩的生產是鋼鐵冶金副產物，產量受鋼鐵產能的限制，能拿出來做釩電池的比例也有限。目前我國基建規模趨于飽和，鋼鐵的消費漸趨萎縮，其對釩的用量在減小，可以使得釩的量每年能釋放出數萬噸，同時還可以把可用的釩鈦磁鐵礦更多的用于提釩。此外還可從石煤中提取釩，當前僅有1萬多噸/年，在兩年內可以再增加4—5萬噸/年。