混合储能爆发！

凭借能量与功率解耦、本征安全、长寿命等显著优势，液流电池作为一种典型的长时储能技术，正在获得业主方越来越多的认可。

2022年11月，我国首次GWh液流电池储能系统集采落地。2023年，第二次和第三次GWh液流电池储能系统集采相继完成。

2021年以前，液流电池尚处于零星的小规模示范性项目建设阶段。2022年10月，随着大连融科100MW/400MWh大型液流电池储能电站项目投运，液流电池的商业化应用开始迈上新台阶。

今天，GWh规模的液流电池项目集采频现，标志着液流电池的市场应用开始进入快车道。那么，从已经完成的三次GWh项目集采来看，我们从中可以窥见些什么？

资格要求趋向严格

从招标范围来看，这三次招标采购的均为4h储能系统，中核汇能的两次招标均要求液流电池储能系统单个项目容量为1MW/4MWh至200MW/800MWh，国家电投仅说明了总采购规模为250MW/1000MWh。这说明了4h的储能时长仍占据主流，但这不会是常态，6h8h等更长时长的长时储能项目集采将逐渐成为主流，而且用不了太久。

从投标人资格要求来看，三次集采均要求投标人具有液流电池电堆的生产能力。

业绩要求上，三次集采均对投标人近三年内单体项目液流储能系统的业绩提出了要求，其中中核汇能2022年集采的要求最低，仅为1MWh及以上；国家电投2023年集采次之，为5MWh及以上；中核汇能2023年集采的要求最高，为10MWh及以上。

整体来看，招标方对投标方的资格要求在逐渐趋严，这说明了液流电池产业链在逐步成熟，相关厂商的市场竞争力在持续提高，给了招标方更多的可选空间。

钒电池占据鳌头

从技术路线来看，中核汇能的两次集采均指向全钒液流电池储能系统，国家电投2023年集采中标结果中，上海电气储能公司、液流储能公司、大连融科储能中标的均为钒电池，唯有北京和瑞储能中标的为铁铬液流电池，而和瑞储能又是国家电投的旗下公司。

显然，虽然液流电池的技术路线很多，但目前真正受到市场认可的仍首推钒电池。钒电池的技术成熟度、产业链建设、商业化应用均已走在前列，而其他技术路线包括铁铬、锌溴、锌铁、全铁等技术的商业化还不够成熟，缺乏足够大的商业化项目验证，市场的认可度依然较低。

三次集采中，钒电池领域的主要企业悉数参与，包括大连融科储能技术发展有限公司、四川伟力得能源股份有限公司、液流储能科技有限公司、北京星辰新能科技有限公司、四川天府储能科技有限公司、山西国润储能科技有限公司、开封时代新能源科技有限公司、寰泰储能科技股份有限公司等新老势力，和中车株洲电力机车研究所有限公司为代表的新面孔。

▲三次集采钒电池企业中标次数

从中标结果来看， 无论钒电池的新老玩家，都拿到了一些订单，虽然钒电池的技术含量较高，但新玩家们在当前也并非没有机会 。从招标方的角度，由于钒电池的玩家越来越多，对于钒电池的集采，招标方有越来越充足的空间，来确保获得一个可靠、低价的竞标结果。

中标价格趋于集中

从三次集采的中标价来看，中核汇能2022年集采项目，5家中标方报价区间在2.20元/Wh~3.62元/Wh，平均单价约为3.10元/Wh，投标价格较为分散，差额明显，最高价和最低价差额达1.42元。

价格差反应了企业技术水平、成本控制、市场策略等方面的不同，也在一定程度上反映了钒电池市场还未进入成熟稳定期。

再看今年以来的两次GWh集采，中核汇能2023年集采共有5家企业入围，报价范围2.46元/Wh~2.8084元/Wh，平均报价2.6483元/Wh，最高价和最低价差额0.3484元/Wh。国家电投2023年集采共有4家公司中标，报价区间在2.38元/Wh~2.84元/Wh，平均单价约为2.60元/Wh，最高价和最低价差额0.46元/Wh。

▲液流电池GWh集采中标价格对比（元/Wh）

由此不难看出，如上表所示，相较2022年首次集采，今年两次集采的投标价格有显著下滑，价差缩小，更加集中和稳定，这也在一定程度上说明了钒电池市场开始进入成熟期。

另外，中核汇能2023年集采共吸引了12家企业投标，最低报价为2.358元/Wh，在最低中标价2.46元/Wh的价格之下，还有四家企业的报价比2.46元更低，但未中标。这也说明了，单纯地靠价格取胜的策略是行不通的。

整体来看，三次GWh规模的液流电池项目集采，行业玩家越来越多，市场竞争越来越大，反映了以钒电池为代表的液流电池市场正趋向成熟。同时，在越来越多大规模商业化项目的实际推动下，液流电池行业的发展也将进一步提速，产品性能得到持续优化和提升，初装投资成本进一步得到削减。

12月14日，中核汇能有限公司2023-2024年度储能集中采购中标候选人公示，标段一（1GWh全液流电池储能系统）共有5家企业入围，报价范围2.46元/Wh—2.8084元/Wh，平均报价2.6483元/Wh。

五家入围企业中，北京星辰新能报价最低，为2.46元/Wh；中车株洲电力机车研究所报价最高，为2.8084元/Wh，且该报价也是12家投标企业中最高的。

该项招标于今年11月启动，采购总容量为6GWh，包括1GWh全钒液流电池储能系统和5GWh磷酸铁锂储能系统。

标段一：1GWh全钒液流电池储能。根据此前招标公告，其单个项目容量为1MW/4MWh至200MW/800MWh。该标段共吸引了12家企业投标，分别是四川伟力得能源股份有限公司、北京绿钒新能源科技有限公司、液流储能科技有限公司、北京星辰新能科技有限公司、林源电力(南京)有限公司、四川天府储能科技有限公司、山西国润储能科技有限公司、开封时代新能源科技有限公司、寰泰储能科技股份有限公司、杭州德海艾科能源科技有限公司、大连融科储能技术发展有限公司、中车株洲电力机车研究所有限公司，最低报价为2.3580元/Wh，详细报价如下：

新能源发展之际，行业对储能的需求也在逐步演进。在当下的电化学储能领域，锂电池是毫无疑问的主角。不过，在远景广阔的前提下，其他技术路线也可能分得一杯羹。可以看到，近两年液流电池的声量逐渐变大，装机量增长迅速，百兆瓦时的项目签约消息接连传出。

在“一锂独大”的时代，液流电池为何能够走到台前？ 混合储能是未来趋势，其他技术可以作为补充。如锂电+液流这样的综合配储场景会越来越多，液流电池的安全、长时、低价等特点也会让它在2小时以上的储能市场占据优势。

值得注意的是，液流电池的理论优势还没有得到时间和大规模的验证。以国内发展得最快的全钒液流电池为例，最早建成的储能项目已经连续运行了11年，刚刚超过寻常液流电池使用寿命的一半。初始投资成本多在2.5元-4元/瓦，尚未实现超低成本。

液流电池走在台前

在锂光环的对比下，过去几年液流电池并不引人注目，但这种情况正在发生变化。

液流电池是由美国科学家于1974年提出的一种电化学储能技术，是通过离子在电极上的氧化还原反应来实现充放电。区别于其他储能电池， 液流电池的电解质溶液存储在电池外部的储罐中，可实现电化学反应与能量储存场所的分离，使得电池功率与储能容量设计相对独立。

电池系统的主要部分是电解液和电堆（离子交换膜、电极等零配件）。根据正负极电解质溶液种类的不同，液流电池主要可分为铁铬液流电池、锌溴液流电池与全钒液流电池。在众多储能技术中，液流电池储能具有安全可靠、生命周期内性价比高、环境友好、循环寿命长等优点。

数据显示，在1986-2000年的启动期里，澳大利亚新南威尔士大学首次申请了全钒液流电池的专利， 中国工程物理研究院建成500瓦、1000瓦全钒液流电池样机，全钒电池逐步成为各国液流电池的主要研发方向 。2008年之后，日本的技术流入国内，掀起全钒浪潮。如今我国发展最快、商业化进程最有名的也是全钒液流电池。

近两年，国内签约的液流电池项目明显变多，规模上也呈现出变大趋势。

资料显示，2018年至2021年，全球液流电池累计装机规模持续增长，由79.5兆瓦上涨至152.2兆瓦。中国液流电池累计装机规模由16.1兆瓦上涨至51.6兆瓦。2021年，中国液流电池装机规模增速达125.3%，远高于同期全球液流电池装机规模增速，原因在于中国逐步建立起较为完善的液流电池产业链，早期签订的多个液流电池装机项目于2021年正式落地投运生产。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示， 目前储能技术可归为四个不同的梯队，第一梯队是可达1吉瓦规模的 抽水蓄能；第二梯队规模在百兆瓦，包括锂电、压缩空气、液流、储冷储热，当前的格局是液流独大。第三梯队是在十兆瓦到百兆瓦的级别，飞轮、钠离子电池目前的规模示范已经进入到这个范畴；第四梯队还是在做兆瓦级的工程的研发示范，包括液态金属、金属离子、水系电池。

工信部装备一司一级巡视员苗长兴曾公开表示，2022年我国锂离子电池储能产业链的产值已接近2000亿元，2023年上半年，新投运新型储能装机规模达到863万千瓦，相当于此前历年累计装机规模总和。

在锂电池占据绝对地位的时势下，液流电池为何还能迈入高速发展期，在市场中占有一席之地？

剑指长时储能市场

报告显示，2018-2021年，液流电池的历史市场规模年均复合增长率为55.2%，2022年市场规模达10.6亿元，预计2027年将达到248.9亿元，2022-2027年市场规模年均复合增长率或达到87.9%。

液流电池发展加快与政策扶持有关。国家能源局《2022年能源工作指导意见》提出，要保障电力充足供应，发电量达到9.07万亿千瓦时左右，同比增长约9.15%。在保持该增长态势不变的情况下，2030 年的发电装机应超过18万亿千瓦时，其中约9万亿度电是新能源发电，即新能源出力占总发电量的 50%。

同时，储能需求也在不断发生变化，比如变化较大的储能时长。

业内专家学者表示， 从过往实施的半小时、1小时项目，到现在储能时长要求都是在2小时。在西北新能源发展快速，装机量比较高的地区已经出了4个小时的需求。 可以判断，随着新能源进一步演进，6个小时，8个小时，10个小时，甚至日级、周级、季度级这类长时储能的现实需求就会出现。

目前，行业常见的储能方式普遍存在着储能时间短、安全性差、度电成本高等缺陷，不利于支持新能源的应用推广。液流电池具备本征安全、超低成本、长时储能等特点，且液流电池已来到吉瓦时代，站到了产业化的窗口前。

因此， 液流电池路线是锂电池技术的补充。

在2小时以内的储能市场中，锂电池的技术成熟，成本也低。2小时以后，锂电池的成本逐渐变高，在性价比上不如液流电池。 据悉，新型储能的技术路径没有绝对竞争的关系，而是优势互补，百家争鸣，一个鼓励长时新型储能发展的国家政策也将发布。

此外， 混合储能已成为业界趋势。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示，当前储能的商业模式相对比较简单，因为这一轮还是严重依赖风电、光伏强配的政策推动储能发展。接下来随着应用场景逐渐复杂，由新能源引发的短时高频，越来越多的调峰和电力消纳的需求，会衍生一个多场景、多技术路线、不同需求的未来。

据工信部《2023储能装备产业发展报告》，液流电池目前试点示范应用最大的规模已经达到了100兆瓦/400兆瓦时，建在山东台儿庄，是一个锂离子电池和全钒液流电池混用的电化学储能电站的示范，由29套储能磷酸铁锂电池系统加一套全钒液流电池储能系统构成。这个项目建成之后，每年可以减少限电6000万度，二氧化碳的碳排放能够降低8万吨。

值得注意的是，横亘在液流电池大规模发展面前的仍有经济性这一问题。即使在理论上拥有超低成本的特性，目前液流电池的初始投资成本还是有待下降。 全钒液流电池储能的初始投资成本一般在2.5元-4元/瓦，其他发展更慢的液流电池技术价格又会更高一些 。

厦门大学能源研究院院长林伯强表示，每一个技术路线都会有人去试，都会有人想以比较低的成本方式杀出来。 如果从安全性、成本、充电时间等指标来看，应该还是比不上锂电池。 但是目前它走的是规模化的效应，那么可能会降低一些成本。但最终考验的还是性价比的问题，还有它的安全性。

目前来看，投资门槛就是一个问题。要做大规模，在市场上站住，液流电池必须跟锂电池一样经过10年，甚至更长的时间来证明自己。单是安全性的话可能还不够，还得有成本的下降程度。比如说从过去到现在的成本下降了多少。

同时，液流电池使用寿命通常20年，如今国内还没有走完生命周期的项目。 以国电龙源卧牛石全钒液流电池储能电站为例，这是全球范围内运行时间最长的全钒液流项目，已经运行了连续11年的时间，寿命刚刚过半 。

液流电池能否实现安全、经济和绿色的能源“不可能三角”，或许还需要时间来回答。

全钒液流电池是一种利用钒离子在不同氧化态下的不同化学势能储存能量的液流电池，相比于锂电池，具有长循环寿命、高安全性、容量零衰减等优点。 伴随风电、光伏发展的储能产业，对安全性和时长要求不断增加，钒电池的需求将迎来爆发式增长。

然而，储能市场竞争越来越激烈。2023年锂电储能系统的中标价格介于1.1元到1.3元/Wh之间，钒电池的初始投资成本面临较大压力，降低成本成为全钒液流电池产业发展的必由途径。在钒电池中，钒电解液成本占比最高，并随储能时长的增加而增加，占比在40%~80%，电堆和系统等部分则占20%~60%，钒原料和钒电解液成为成本控制的关键。

今年以来，储能行业一个明显的现象是，长时储能火了。而其背后，是长时储能的价值开始被广泛认同。

然而，长时储能相对较高的初始投资也在制约着长时储能在市场上大展拳脚。在新能源强制配储和独立共享储能两种不同的大储应用模式下（本文不探讨用户侧储能），长时储能的空间如何？

强制配储：长时储能价值难以发挥

当前，全国多地将配建储能作为新能源并网或核准的前置条件。

纵观新能源配储政策发展，由最初的鼓励引导到成为并网标配，再到不建受罚，配储比例也从原先的10%~20%逐步上升至15%~30%，储能时长从1~2小时抬升至4~5小时，呈现逐步走高态势。

然而，近两年，新能源配储不断遭受诟病；配储究竟发挥了多大作用，也颇受质疑。

2022年11月，中国电力企业联合会发布的《新能源配储能运行情况调研报告》指出，新能源配储能利用率低，新能源配储能等效利用系数仅为6.1%，换言之，新能源配套储能更多只是摆设，晒太阳。

强制配储并没有提高储能利用率，反而建而不用、建而不调，成为沉没成本，新能源投资方追求低价配储以降低成本，一时间廉价、低质储能泛滥，储能价值并没有得到发挥。

目前，配套储能主要依赖于与新能源的打包，作为新能源的一部分来实现可行性，甚至变成了获取新能源项目的“路条费”，名不副其实，畸形发展。

在这样的环境下，投资方显然也不会去选择初装成本更高的长时储能技术。

业内人士分析指出，新能源强制配储本质上是一种计划手段，并不是一条长远之路，长效的市场机制才是储能行稳致远根本保障。

如今，强配储能除了满足地方政策需求之外，现实价值并不明显，花费巨资如此安排的必要性令人质疑，叫停之声已是不绝于耳。

独立共享储能：长时储能价值更加凸显

矛盾凸显下，独立共享储能电站应运而生，即以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议的项目，独立共享储能电站既减轻了新能源企业的配储负担，也解决了电网的配储需求。

有业内人士戏称道，“强配储能更像是地方搞的计划经济，草莽发展，而共享储能则是高层试图推动的市场行为。”

相较于新能源自配储能的分散式发展方式，“共享储能”有着诸多优势。

首先，共享储能相对单独的风光强制配储，收益率大大提升。有关数据测算，配储将拉低风光项目整体收益率约1%。但共享储能可让一部分风光项目将配储变成“租赁”储能；

共享储能还有明显的经济优势。规模化采购储能设备和建设施工，可降低储能电站成本，减小项目建设初期投资压力和未来运营风险。

不仅如此，共享储能可以根据需要进行灵活的容量扩充或缩减，以满足不同场景下的需求，以适应复杂多变的电力市场环境。

因此，共享储能也被认为是储能最好的商业模式。

但抛开与配储的投资和收入流向差异，仅就共享储能项目本身，仍无法解决当前储能的市场化收益无法覆盖其成本的问题，共享储能模式并没有实现商业模式的闭环。

目前，共享储能的三个经济性来源：容量租赁、辅助服务和峰谷价差套利，均存在不确定性。容量租赁依托于周边的光伏、风电资源及规划布局，而辅助服务则取决于电网的响应需求及电网结构，峰谷价差套利则取决于当地电力需求及电力现货市场。

这三个收益来源的不确定性，阻碍了市场化的投资积极性，尤其是现货市场还不完善，地区间差异也比较突出，也让最应该确定的峰谷价差套利收益变得不确定。

相对于强配储能的旱涝保收，共享储能尽管拥有市场需求，但却面临需求不确定、风险较大、收益率模型难以构建、投资决策变得更加艰难等难题，对专业性的要求也更高。

如果说强配储能只是一个简单的投资行为，那么共享储能则是一个专业化的运营行为，进入门槛较高，不能指望政策“兜底”，需要对各类未来收益进行专业判断和预测，这是一个技术活。

对于长时储能技术而言，在独立共享储能的商业模式下，其价值也能够得到更全面的体现，获得相较短时储能技术更佳的经济效益。

容量电价难产，原因为何？

对新型储能容量电价的呼声已经持续了很久。无论是配储还是独立共享，新型储能的经济效益保障仍要依赖电价政策托底。

2022年，宁德时代董事长曾毓群就在全国两会提案中建议，应该参照抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，给企业形成稳定合理的收益空间。

中国能建数科集团党委委员、副总经理李峻日前出席2023首届中国长时储能大会时也提到，“呼吁建立多元化长时储能成本疏导机制，加快推进新型储能技术规模化应用，期待容量电价政策的出台。”

寰泰储能副总裁高建国此前在接受ESPlaza长时储能网专访时也建议政府采取容量电价机制以促进长时储能产业化发展，“通过容量电价，鼓励全国各地长时储能、短时储能、中时储能共生、共同发展。”

在业内的阵阵呼声与政策的逐步试探中，容量电价似乎已渐行渐近。

今年6月，新疆发改委曾印发《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》，提出建立独立储能容量电价补偿机制，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对新疆投运的独立储能先按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿。

今年11月8日，国家发展改革委、国家能源局两部门联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。

今年11月13日，山东省发布《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》，提出完善新型储能市场化“两部制”上网电价机制，新型储能作为独立市场主体参与市场交易，执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制。

显然，政策制定者们对出台何种政策能够促进新型储能发展是了然于心的，但全国性的容量电价政策的出台到底难在哪？

从技术角度看，相关部门已多次开展新型储能容量电价政策方面的研讨，但新型储能技术路线较多，各储能技术的进展程度、投资成本又存在较大差异，如果按照同等收益条件简单计算，又存在公平性问题，实施难度较大。

从调节功能看，以锂电池为代表的电化学储能较为分散，无法体现像抽水蓄能那样的调压、系统备用和黑启动等多项辅助服务价值，电网系统不能直接对其进行调度。这也是出台统一新型储能容量电价颇具争议的地方。

由此来看，主要是因为新型储能涉及的技术路线众多，如果要出台统一的新型储能容量电价政策，难度较大。如果针对压缩空气储能或其他单一技术路线出台专门政策，又面临公平性问题。

但事实上，早在2022年，国家发改委就曾对压缩空气储能示范项目支持性电价政策征求意见，提出对压缩空气储能示范项目采取两部制电价（容量电价+电量电价），但该项政策最终难产。

据业内人士分析，主要原因很可能是：压缩空气储能仅是众多储能技术中的一种技术路线，单纯地仅对压缩空气储能出台电价支持政策，恐有失公平，恐将导致其他储能技术路线从业者的不满。

据悉，国家发改委正在酝酿和制定国家层面的新型储能容量电价政策，该项政策的出台应该是确定的，只是时间未定。从政策制定的本意出发，如果出台统一的新型储能的容量电价政策，调节性能更优、电网辅助服务能力更强的长时储能技术，也将获得更显著的政策助力。

来源|  巅峰储能