剑指混合储能新时代！十五五期间-磷酸铁锂+全钒液流混合储能规模将达到千亿+市场。

$钒钛股份(SZ000629)$  剑指混合储能新时代！十五五期间-磷酸铁锂+全钒液流混合储能规模将达到千亿+市场。

中国百强光伏荟萃 巅峰储能

 2024年12月09日 17:00 山西 3人

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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。

在巅峰氢储看来，混合储能模式能够在弥补单一储能技术缺陷、提升系统效率的同时，推动多种新兴电池技术发展，前景广阔。

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？

巅峰认为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。

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。

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巅峰表示，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。

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？

液流电池剑指长时储能市场

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%，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。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，万亿市场红海。

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。巅峰据悉，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。

巅峰表示，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元/瓦左右，其他发展更慢的液流电池技术价格又会更高一些。

巅峰认为，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。

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混合储能的应用呈显著增长趋势。

国家能源局今年初发布的《新型储能试点示范项目名单》，共56个项目入选，其中包括山东省利津县795MW/1600MWh、山西省朔州市平鲁区100MW/200MWh、新疆维吾尔自治区哈密市伊州区256.5MW/1000MWh在内的混合储能项目7个。

1+1＞2？

混合储能系统诞生的背景是，目前还没有单一的储能解决方案可以包打天下。

近年来，新能源在新型电力系统中的占比不断提高，对灵活性调节资源提出了更高要求，需要更快速递响应和更长时间调节支撑，单一储能难以同时满足电网调峰、调频、惯量支撑，以及储能时长、成本、使用寿命等要求。

当前，以锂电池为代表的电化学储能储存时间短，容量规模等级较小，难以应对长时间(周、月、年)尺度下新能源出力与负荷需求的电量不平衡问题。而主要解决调峰等电能量时空迁移问题的长时储能技术在新能源消纳中则能与其优势互补。

通过将长短周期储能联合应用，能够实现电力系统的多时间尺度电力电量平衡，促进新能源的高效消纳，更有潜力成为支撑新型电力系统低碳发展和安全可靠运行的核心调节资源。

2024年4月，国家能源局发布的《电力系统新型储能电站规划设计技术导则》更指出宜根据系统需求采用混合储能技术，综合发挥多种类型储能的优势，协同参与系统优化运行。

与传统单一储能技术相比，混合储能技术结合了多种不同储能方式，综合利用了多种技术的优势，弥补了单一储能技术的缺陷，同时也克服了储能系统运行效率不高等问题。

同时，混合储能技术更为灵活与智能化，通过计算机、物联网等新技术手段，能够对储能系统中的各种储能设备进行协调控制，使得整个系统的储能效率得到最大化提升，同时实现对供电网络的动态调节和优化调度，增强微电网的运行稳定性及供电质量。

另外，混合储能有助于降低系统成本，两个或多个储能系统可以共享大部分相同的电力电子和电网连接硬件设备，降低初装成本及维护成本。

锂电池混合其他技术路线的项目应用陆续出现，多种新型储能技术互补以适用多元场景诉求。长期看，随着储能应用场景更加多元和多种新型储能技术更加成熟，在经济性与适用性的综合考量下，混合式储能组合应用将会成为发展方向。

因此，开展面向新能源消纳的长短周期混合储能的优化配置、协同控制以及能量管理技术研究，以充分发挥长短周期混合储能之间的互补优势，满足未来电力系统清洁、安全、高效等多方面需求具备充足的必要性。

目前，长短周期储能技术的发展还处于初级阶段，由于储能系统本身运行特性的复杂性，导致其优化配置、协同控制及能源管理等关键技术应用并不成熟，相关实际工程也处于应用示范阶段，还需要根据实际应用场景进行不断完善。同时，随着储能技术的不断进步，更多性能优秀的储能类型将不断涌现，加之人工智能技术发展，长短周期储能技术将在新型电力系统建设中发挥更大的支撑作用。

图片项目布局加速

7月22日，国内最大构网型混合储能项目新华乌什50万千瓦/200万千瓦时构网型储能项目传来最新动态，第一台220kV主变压器具备试验条件。作为出厂前的最后一道工序，意味着将迎来设备交付的关键节点，是保障项目顺利推进的重要一步。

据该项目此前发布的招标信息，该项目总装机容量为500MW/2GWh，分别为250MW/1GWh磷酸铁锂电池储能、250MW/1GWh全钒液流电池储能，储能时长4小时。

据乌什县发改委5月发布的最新公示：新华乌什50万千瓦/200万千瓦时构网型储能项目。主要建设内容为:20万KW/80万KWh磷酸铁锂电池储能、20万KW/80万KWh全钒液流电池储能和压缩二氧化碳储能10万KW/40万KWh三种储能形式、220kv升压站一座、220kv送出线路等。

通过不同形式储能技术的应用，可以获得功率型和能量型混合式储能运行经验及并网策略，在实际运行过程中积累实证经验和数据，探寻符合各地生产生活用电的储能方式，为能源行业储能技术应用提供可复制的示范案例。

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12月3日，汉象环能（深圳)控股有限公司旗下的林州凤源储能有限公司与河南拓朴工程咨询有限公司达成战略合作,共同开启林州凤源300MW/1000MWh独立共享新型储能电站项目的崭新篇章。

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项目总投资17.90亿元，拟建设200MW/400MWh磷酸铁锂电池储能系统，100MW/600MWh全钒液流电池储能系统，220KV升压站及送出线路同步建设。其中：磷酸铁锂储能系统额定容量共包含若干套电池储能系统， 电芯单体容量≥314Ah；每套电池储能系统标称容量为5MWh；液冷冷却技术。最终的系统配置以电池及PCS厂家的实际应用数据为准全钒液流储能储能系统额定容量共包含若干个42KW电堆单元，每个电堆单元储能容量为500KWh。技术要求包括循环寿命≥3000次，系统在单个或多个电堆单元故障时应保持≥90%的额定功率输出，充放电效率≥85%，能量密度需符合行业标准，响应时间＜30秒，设计寿命≥20年。电站内新建220KV升压站采用单回路220KV送出线路；建设集控中心和办公生活区，地上多层钢结构，建筑面积5000㎡。

签约仪式的成功举行，标志着双方将携手共进，共创储能领域新辉煌。汉象环能与拓扑咨询将以此契机，互通有无深化合作，共同努力林州凤源储能项目的落地和生根，为我国储能事业树立新标杆。

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随着技术进步和应用场景拓展，混合储能应用潜力日益凸显，正逐步成为能源存储领域的重要发展方向之一。近期，工信部发布《新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）》，提出鼓励结合应用需求探索开发多类型混合储能技术。

据巅峰了解，混合储能系统采用两种或两种以上具有不同性能特点的储能技术组合，以提高系统整体性能。在业内人士看来，该模式能够在弥补单一储能技术缺陷、提升系统效率的同时，推动多种新兴电池技术发展，前景广阔。

项目建设提速

近年来，我国储能产业发展迅速，锂离子电池、钠离子电池、液流电池等新型储能技术如雨后春笋般不断涌现。而随着应用场景的持续拓宽和系统需求的细化，单一类型的储能已难以满足市场需求。在此背景下，混合储能应运而生。

据巅峰了解，混合储能通过互补性能强、功能多、风险分散和综合效率高等优势，能够实现“1+1>2”的效果，因此备受业内关注。2022年，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》提到，结合系统需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。

政策引导下，混合储能项目建设不断提速，多个项目并网投运。在项目示范方面，国家能源局今年初发布《新型储能试点示范项目名单》，共56个项目入选，其中包括山东省利津县795MW/1600MWh、山西省朔州市平鲁区100MW/200MWh、新疆维吾尔自治区哈密市伊州区256.5MW/1000MWh在内的7个混合储能项目。入选的混合储能项目之多成为此次新型储能试点示范的一大亮点。

6月，由中国中车集团旗下中车株洲所设计、施工、供应设备的中电建新疆巴里坤156MW/624MWh储能项目正式投入运营。该项目配置150MW/600MWh磷酸铁锂电池舱、2.5MW/10MWh半固态电池储能系统、2.5MW/10MWh全钒液流储能系统和1MW/4MWh钠离子电池储能系统，形成了多元储能体系。

10月， 新疆乌鲁木齐甘泉堡400MW/1600MWh混合电化学共享储能项目在新疆乌鲁木齐甘泉堡经济技术开发区启动。该共享储能项目采用电化学储能形式，磷酸铁锂、先进钠离子、全钒液流等多种混合技术路线。

产业链待完善

整体来看，混合储能形式多样，以“磷酸铁锂+”为主，包括“磷酸铁锂+液流电池”“磷酸铁锂+飞轮”等。业内和巅峰分析认为，当前，我国电化学储能以磷酸铁锂电池为主，而混合储能能够解决单一磷酸铁锂技术路线存在的短板。并且，在某一储能技术发生故障或失效时，其他技术仍可以继续提供能源存储和释放。

巅峰储能：“混合储能涵盖多种储能技术类型，可以满足多样化的场景应用需求。比如，钠离子电池在低温条件下性能良好，可以摆脱对锂资源的依赖，且未来成本也可能低于锂离子电池。”

不过，尽管混合储能颇具优势，项目建设也已取得一定进展，但要实现更广泛的商业化应用仍存在挑战。据巅峰了解，目前，混合储能产业链尚不完善，且不同类型的储能设备之间存在相互作用和协作的关系，管理复杂。

巅峰储能：“混合储能系统包含多种技术，每种技术所需的环境和条件存在差异，比如飞轮储能通常安排在商业综合体的底部，但电化学储能并不适合放在这里，这就增加了储能系统规划和布局的复杂性，对于投资人来说是一个挑战。”。

巅峰储能：由于混合储能系统中每项技术都有其各自的工作原理和运行特性，因此需要专业的技术支持团队来确保混合储能系统的稳定运行和高性能。

另外，吴微表示，混合储能中，除锂离子电池储能外，其它技术的产业化发展程度仍然较低。“可以通过示范项目扩大各类储能的装机规模，进行市场培育，加快各类储能技术商业化进程。同时，可对配置混合储能的新能源发电项目进行优先并网等，增加其应用激励。”

带动新兴技术

巅峰看来，未来储能应用将朝着多场景、多技术路线和多元化方向发展。综合优化储能成本和性能将是当前和未来电力系统储能布局的重点方向。通过混合储能，充分利用不同储能技术的长处，将实现更高效、更灵活的能源存储和管理。

巅峰氢储指出，锂电池混合其他技术路线的项目应用陆续出现，多种新型储能技术互补以适用多元场景诉求。长期看，随着储能应用场景更加多元和多种新型储能技术更加成熟，在经济性与适用性的综合考量下，混合式储能组合应用将会成为发展方向。

今年以来，众多混合储能项目进入并网期。业内有分析认为，伴随着越来越多的混合储能项目走向实际运行验证，混合储能将迎来跨越式增长，未来几年内有望在特定市场领域内实现更广泛的商业化应用。

“混合储能的商业化进程主要取决于技术进步以及市场需求。短期内，电力系统的平衡需求仍将以短时调节的灵活性资源为主。同时，混合储能的经济性不明显，缺乏发展动力。但随着新能源在发电结构中的占比不断提升，对长时储能的需求将不断增加，混合储能有望迎来发展机遇期。”吴微指出。

另外，巅峰认为，混合储能的发展，将为各类新型电池技术带来更多应用空间和市场机遇。液流电池、飞轮储能等部分新型储能成本较高、规模尚小，或随着混合储能应用实现快速渗透。

磷酸铁锂+全钒液流电池迎来大机遇，各地加大钒电池产业布局

当前，攀枝花正在大力发展钒电池、氢能、抽水蓄能等产业，打造“中国钒电之都”。作为国内主要的产钒企业，钒钛股份与地方发展同频共振，正瞄准钒电池领域加大产业布局。

巅峰储能：“相比锂电池，钒电池安全性更高，适用于大规模、长时间储能场景，应用前景广阔。钒电池充放电循环次数可达1.5万次至2万次，按照一天充放电2次可使用20年以上，且20年后含钒电解液仍有较高的回收价值。从全生命周期看，钒电池的度电成本在电化学储能市场较低。”

“能源绿色低碳转型是趋势，风光装机规模有望大幅提升，配储需求将随之增长。钒电池产业发展，一方面要依赖于技术迭代，不断降低成本；另一方面需要下游应用推动。”

对于钒电池储能项目一次性投入成本高的问题，可以通过提供租赁服务的方式解决这个难题。

综合考虑，储能电池技术、脱碳技术、微电网以及岛屿电力系统构成了长时储能市场的关键增长领域。随着储能电池技术的进步，新型高效的长时储能系统得以诞生。在众多潜在的灵活且可扩展的长时储能解决方案中，氧化还原液流电池技术备受瞩目。

全球对于脱碳的重视为长时储能技术的发展创造了有利的市场条件。此外，随着对微电网和岛屿电力系统需求的逐步扩大，小型混合储能+长时储能解决方案亦呈现出增长潜力。在偏远或不易到达的地区，这些系统能够为其提供稳定且独立的能源供应。

未来，风电光伏+混合储能离网大型微电网会成为新型电力主力军。

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