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储能被视为“长坡厚雪”的新型发展赛道，正成为新型电力系统不可或缺的组成部分。

进入2023年，锂电池储能行业迎来了前所未有的发展高潮，与此同时，也相继凸显出发展隐忧与无序竞争。

由于锂本身是一种活跃金属，锂电池天然存在易燃隐患，属于本征不安全，并在近年来爆发了近十起安全事故。另一方面，基于锂电池储能行业多种质疑却不绝于耳。

当前基于锂电池储能行业的质疑主要体现在：针对储能电芯循环寿命的质疑、 针对储能系统能否承受电网的质疑、针对储能行业真火还是虚火的质疑、针对储能能否进行交易的质疑。

针对锂电池的安全问题，国家能源局在《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)》中提出，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池。

无序竞争则是困扰锂电池储能行业的另一大难题。当前，储能系统招投标市场频频出现低价，集采4小时储能系统最低报价跌破0.9元/Wh，电池最低报价跌破0.5元/Wh。今年以来，随着跨界及电池等领域企业加速进入储能系统集成赛道,行业竞争愈发激烈，储能系统投标报价不断走低。

伴随着锂电池储能无序竞争，安全性差等问题凸显,锂电池储能已不再被视为唯一优选的发展路径。

与此同时，作为新型储能路径代表，液流电池因其本征安全、技术成熟与长时储能等优势，正加速进入储能领域。

基于本征安全、长寿命、灵活配置、资源可循环利用等优点，液流电池已然成为储能市场中一股强势增长力量。相关企业正借资本赋能，加速完善产业链生态，加快提升产业核心竞争力。

液流电池是一种大规模、高效率的电化学储能技术。液流电池种类较多，主要包括全钒液流电池，锌溴液流电池、锌铁液流电池等。其中全钒液流电池是目前成熟度最高、商业化进程最快的技术路线。

更为关键的是，相较平均储能时长只有2小时的锂电池，储能时长可达8小时以上的液流电池可应对日渐重要的长时储能需求。

截止2023年2月，我国的31个省、直辖市、自治区中已有27个已发布新能源配储相关政策，明确“十四五”期间具体装机目标的省份有18个。其中，内蒙古、辽宁、河北、上海、新疆、西藏等省区市相继要求新能源项目配置时长达到4小时以上的储能。未来随着政策推进，不排除更多省份加入延长储能调峰时长行列。长时储能技术面临较大缺口。

在项目方面，液流电池已经受到更广泛市场青睐。5月10日，湖北省发改委公示了拟纳入湖北省2023年新型储能电站的试点示范项目清单，清单共包含21个项目，所需采购的试点示范项目规模达1GW(百万KW)。不同寻常的是，清单里没有任何项目是单独采用锂离子电池配储的，反而大规模配置了液流电池。招标需求中，全钒、铁基、锌基三种技术路径的液流电池加起来，合计规模达到了480MW，占项目总规模的48%。

越来越多研究表明，随着电力市场对电力转移需求增加，长时储能需求正在迎来爆发。储能市场正在抓紧发展锌基、钒基等液流电池技术路线。

并且，随着储能时长的增加，液流电池的投资成本边际递减。

目前，液流电池还处于产业化初期，如何加强液流电池的市场竞争力，是行业亟需解决的关键问题。

即便是成熟度最高的钒液流电池，也面临着高成本难题。据了解，液流电池产业链复杂，从上游钒矿、碳材料、隔膜、双极板、聚合物等原料和电堆材料，到中游电堆装配和控制系统存在较高技术壁垒，再到下游发电侧、电网侧、用电侧等终端市场配套需求各异，对成本要求颇高。

降低成本自然成为企业攻关的主要目标。钒电池成本主要来自于电堆和电解液，其中钒电解液成本占比高达50%。

为保证原材料供应安全以及提升产品经济性，相关企业需要出手布局上游矿产。

如何让液流电池产品得到市场的认可？关键还得拿项目数据说话。

进一步推进大规模、长时储能商业化应用验证，明确液流电池最佳商业化运行模式。对于市场担忧的钒价格波动问题，可以通过评估市场规模、提前在资源端加强规划等举措，将价格控制在合理范围。

钒液流电池的电解液不会被消耗，可以对其进行融资租赁，这样就能在初装成本中，将电解液成本剥离出去，建立一种新的商业模式以降低建设难度。

随着各地液流电池示范项目越来越多落地，未来5年，液流电池将进入快速增长阶段，在新型电力市场中发挥重要作用。

而中国在2030年、2060年实现碳达峰、碳中和的战略目标，也决定了距离产业化仅一步之遥的液流电池，在井喷的市场需求下，将成为未来储能产业的主力军。