发展可再生能源是加快能源绿色低碳转型、构建新型电力系统的重要举措，对于实现碳达峰碳中和、保障国家能源安全具有重要支撑作用。截至2023年底，我国可再生能源总装机达1.45×109kW，占全国发电总装机比重首次超过50%。其中，全国风电、光伏总装机超1.0×109 kW，发电量占全社会用电量比重突破15%，未来具有广阔前景。
由于可再生能源的发电量受环境影响大，具有随机性、波动性等特点，需要储能系统进行存储消纳，以提升系统的可靠性。在此背景下，我国电力系统对长时储能的需求日益提升，特别是在新疆、内蒙古等可再生能源系统比例高、发展快的地区，对储能时长的需求已发展到4h甚至更长。液流电池储能技术具有本征安全、容量大、循环寿命长等优点，能够更好地满足长时储能的需求，近年来迎来快速发展，具有较大潜力。
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液流电池储能技术特点
液流电池储能是一种电化学储能技术，主要特点是电池内的活性物质存储于液态的正负极电解液中，并在循环泵的作用下在各自回路中进行循环。只有当正负极电解液进入电堆时才会发生氧化还原反应，进行充电或放电。液流电池主要由电堆、电解液、电解液存储供给单元、管理控制单元等部分构成，基本结构如图1所示。
使用液流电池进行长时储能主要具有以下优点：
a）具备本征安全，安全性与可靠性较高。液流电池一般使用水系电解液，即使正负极电解液混合也不会发生燃烧或者爆炸。大连融科储能技术发展有限公司于2012年在辽宁省投建的全钒液流电池储能电站，已安全稳定运行十余年。
b）功率与容量相互独立，系统设计和调整灵活。由于液流电池的电堆和电解液存储供给单元相互独立，储能系统的功率和容量也相互独立，可根据储能需求灵活选择储能系统的功率和容量。其中，电堆的数量和大小决定了电池功率，电解液的容量大小决定了电池容量。即使容量出现衰减，也可以通过更换电解液或在线容量恢复等方法进行恢复。
c）全生命周期环境友好，达到使用寿命后回收利用率高。液流电池的电解液在电池系统达到使用寿命后仍有较高残值，可以回收利用。电极、外壳等主要为碳材料、金属材料和塑料等，也可以回收处理利用。
d）全生命周期的经济效益较好。尽管液流电池储能系统初期投资成本较高，但循环次数多，并且度电储能成本会随着储能容量的提升而降低，因此从全生命周期看，液流电池储能具有较好的经济效益。据测算，对于全钒液流电池储能系统，储能时长为2h的储能系统成本约为4500元/kWh，储能时长为10h的系统成本降至2100元/kWh。
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液流电池储能技术主要技术路线发展现状
液流电池储能技术路线种类众多。根据正负极电解液中活性物质的不同，可分为全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池等。根据工作时是否发生沉积反应，可分为液—液型液流电池（如全钒液流电池）、半沉积型液流电池（仅有一侧电解液发生沉积反应，如锌溴液流电池）、全沉积型液流电池（两侧电解液均发生沉积反应，如铅酸液流电池）等。
众多储能技术路线中，全钒液流电池、铁铬液流电池和锌基液流电池技术路线的研究起步较早，产业链相对完善，在国内外已经有一些较为成熟的示范应用和产业化推广，同时也是《“十四五”新型储能发展实施方案》明确鼓励开展产业化应用的3种技术路线。
2.1全钒液流电池储能技术
全钒液流电池储能技术采用不同价态的钒离子作为电池电解液的活性物质，主要特点有：
a）正负极电解液中使用同种元素钒，不易发生电解液交叉污染和容量衰减等问题；b）电池在运行过程中不会产生明显析氢反应，具有较好的安全性和可靠性；c）正负极电对的电化学反应动力学良好，在常温下即使不加催化剂也有较高的功率密度；d）电池正负极在充放电过程中不会产生相变，能够实现充放电状态的快速切换。全钒液流电池储能技术较为成熟，但存在成本较高、功率密度较低等问题。
近年来，研究者在电池材料和电堆方面取得进展，有效提升了电堆的功率密度、降低了成本。中国科学院大连化学物理研究所开发70kW高功率密度全钒液流电池单体电堆，将电堆功率密度由70kW/m3提高至130kW/m3，同等体积下将功率由30kW提升至70kW，成本降低40%。大连融科储能技术发展有限公司实际储能工程项目中，在能量效率不低于80%的条件下，将电堆工作电流密度从60~80 mA/cm2提升至200~300mA/cm2，电堆成本大幅降低。中国科学院过程工程研究所、兴欣钒科技公司等单位布局全钒电解液短流程开发，并进行试产。
从产业化角度看，全钒液流电池储能技术已进入产业化推广应用阶段，在国内外均有许多典型示范应用项目。2023年，我国新增全钒液流电池储能项目40多个，产业发展呈速增长态势。国家能源局于2016年批复同意建设200MW/800MWh全钒液流电池调峰电站项目，其中一期项目100MW/400MWh已于2022年投产运行并稳定运行超一年，是我国首个100MW级大型电化学储能国家示范项目，功率和容量均位于世界前列。该项目自2023年投入使用后，全年共完成调度超240次，有力保障了电网运行。日本住友电工于2016年在日本北海道建设的15MW/60MWh全钒液流电池储能电站，已安全稳定运行超7年。
2.2铁铬液流电池储能技术
铁铬液流电池储能技术采用铁离子和铬离子作为电池电解液的活性物质，主要特点有：
a）电解液活性物质的来源广泛、成本较低，毒性和腐蚀性也相对较小，具有较好的成本优势和环保性；b）铁铬离子氧化性较弱，对电堆隔膜材料的要求不高，可以使用价格更低的非氟离子传导膜；c）电池负极铬离子电对的电化学反应动力学较慢，需要在较高温度才能具有较好的活性；d）电池负极易发生析氢副反应，降低了系统库伦效率，也存在一定安全隐患。为解决上述问题，Wang等使用In3+作为添加剂，发现向负极电解液中加入浓度为0.01mol/L的In3+时，电池在200mA/cm2电流密度下的能量效率可达77.0%。Xie等制备了一种Pb/Bi催化剂，发现使用25%Pb和75%Bi配比的复合催化剂时，电池在125 mA/cm2电流密度下能量效率可达77%。
从产业化角度看，虽然铁铬液流电池存在负极电对活性不高、析氢副反应等问题难以完全克服，但在国内外已有一些代表性项目。国家电力投资集团于2025年试研制了具有自主知识产权的铁铬液流电池储能产品“容和一号”，并成功应用于河北张家口的250kW/1.5MWh示范项目，是我国首例百千瓦级铁铬液流电池储能项目；2022年1月，“容和一号”铁铬液流电池堆量产线投产。2023年2月，我国首个兆瓦级铁铬液流电池储能示范项目在内蒙古成功试运行，该项目由34台“容和一号”电堆和4组电解液存储罐组成，可以将6000kWh电储存6h。美国Ener Vault公司于2014年5月在加州特洛克建成250kW/1MWh的铁铬液流电池系统并投入商业化运营，但随后于2015年6月停止运营。
2.3锌基液流电池储能技术
锌基液流电池储能技术是指采用锌离子作为负极电解液活性成分的一类液流电池储能技术，包括锌铁液流电池、锌溴液流电池、锌碘液流电池等储能技术。
锌基液流电池储能技术主要具有以下特点：
a）使用金属锌作为负极电解液活性物质，成本相对较低；b）锌溴液流电池和锌碘液流电池的正负极电解液可以使用同种电解液（溴化锌或碘化锌），不会产生正负极电解液交叉污染的问题；c）锌基液流电池属于半沉积型液流电池，负极在电池充电过程中会发生锌沉积和锌枝晶，影响电池活性，甚至刺穿隔膜导致电池短路失效。研究者发现通过在电解液中添加Li+、NH4+、甘油等添加剂，可以调节锌的沉降速率，诱导锌离子转移到更为平坦的位置沉降；通过对电极材料改性修饰、对隔膜优化设计等方式，可以在一定程度上促进锌均匀沉降，抑制锌枝晶的产生。
从产业化角度看，锌溴液流电池和碱性锌铁液流电池是技术成熟度较高的2种技术路线，在分布式储能和用户侧储能领域具有良好应用前景。2025年10月，纬景储能科技储能有限公司等单位承担的200kW/600kWh锌铁液流电池示范项目于2025年成功并网；2023年10月，纬景储能在广东珠海建设的“超G工厂”投产，主要生产锌铁液流电池，年产能超6GWh，是全球首个吉瓦级别的液流电池制造基地。2023年4月，中国科学院大连化学物理研究所开发了面向用户侧的100 kWh锌溴液流电池系统，在榆林中科洁净能源创新研究院并网运行。
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存在的问题
3.1主要技术路线仍存在技术堵点
液流电池仍存在一些共性技术瓶颈，影响了储能系统的效率和成本，制约产业规模化应用。例如，液流电池电解液中的活性物质浓度较低，电池能量密度不高（一般在15~50Wh/kg），远低于磷酸铁锂电池（能量密度约为130~200Wh/kg）等其他储能技术。此外，部分技术路线存在一些个性技术难点。例如，铁铬液流电池工作过程中在电池负极会发生析氢副反应，存在较大安全隐患，负极铬离子的活性也有待进一步提高。锌基液流电池的面容量受限、锌枝晶问题，导致系统难以实现较长时间的储能。
3.2初装成本较高掣肘产业化进程
从全生命周期看，液流电池的度电投资成本较低，但与锂离子电池等储能技术相比，液流电池储能系统的初装成本高、回报周期长，严重制约了产业化进程。例如，对于储能时长为4h储能系统而言，全钒液流电池储能系统的初装成本约为3000元/kWh，其中电解液的成本约占50%。锂离子储能系统初装成本约为2200元/kWh。如果缺乏政策、资金的支持和适合的商业模式，则在项目初期难以盈利，难以获得市场和资本的认可。
3.3生态体系不完善制约产业发展
总体看来，液流电池产业目前仍处于产业化发展初期，产业生态尚不完善。
a）市场规模较小
截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3.139×107kW/6.687×107kWh，其中已投运液流电池储能占比0.4%，远低于锂离子电池储能（97.4%）。
b）企业研发能力较弱
目前，液流电池相关技术研发主要为科研院所，企业的研发能力和创新作用有待提升。
c）行业配套尚不完善
由于产业处于起步阶段，相关标准和试验测试体系不够健全，产品的性能、安全性、可靠性等难以评价。
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对策建议
4.1持续强化液流电池关键核心技术攻关
聚焦现阶段液流电池产业化瓶颈问题，加强产业协同合作，持续推进低成本液流电池新体系、新技术的创新攻关。
a）通过优化材料配方和制备工艺，开发电解液、隔膜、电极材料等方面的高功率关键材料，提高电池的能量密度和循环稳定性。
b）强化电池堆设计和系统模块等方面的研究，探索新型结构和工艺技术，提升电池系统的整体性能和可靠性。
c）借助先进实验设备和计算模拟手段，深入探索液流电池内部的物理化学过程和反应机制。通过建立精确的数学模型和仿真平台，加速新材料和新技术的研发和验证过程。
d）积极推动“智能制造与储能技术”相结合，促进液流电池技术与大『数据中心』、5G基站、数字电网等新型基础设施融合应用，推进智能工厂建设。
4.2鼓励开展液流电池商业模式探索创新
充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，鼓励企业加强液流电池商业模式创新，探索适合液流电池储能市场需求的新型运营方式。
a）发挥储能“一站多用”的共享作用，探索建立液流电池共享储能站点，适应复杂多变的电力市场环境，提升系统的利用效率，并通过容量租赁费、现货能量套利、参与辅助服务市场多个渠道获得收益。
b）推广液流电池系统“以租代售”模式，降低液流电池系统的初始投资成本。不断完善电池系统回收体系，促成“制造—使用—回收”的产业闭环，降低液流电池全生命周期成本。
c）结合储能应用场景，推进液流电池与锂离子电池、钠硫电池等技术路线方式有机结合，充分发挥各自优势，形成多元化的能源存储体系，提高储能系统的整体性能和可靠性。
4.3营造液流电池储能产业发展的良好生态
加强资金、技术、人才、数据等要素支持，建立健全良好的液流电池储能发展生态，逐步完善液流电池全产业链，推动产业高质量发展。
a）明确液流电池储能的发展方向和政策导向，通过财政补贴、税收优惠等政策手段，鼓励企业增加液流电池储能项目投资，推动产业健康发展。
b）结合容量市场与现货市场发展的必然性趋势，挖掘新型储能金融衍生品机制，吸引多元投资促进液流电池产业发展。
c）完善人才培养机制，加强产学研用结合，培养一批具有国际竞争力的高素质人才队伍；积极开展国际合作与交流，吸引更多优秀人才从事相关液流电池技术研究和开发工作。
d）推动液流电池产业与智能电网、智能建筑、电动汽车等产业积极开展跨界合作，共同打造产业生态圈。
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结束语
本文简要介绍了液流电池储能技术的基本原理和技术特点，以及全钒液流电池技术、铁铬液流电池、锌基液流电池3种液流电池技术路线的技术特点和产业化情况。这3种技术路线在技术储备、产业化等方面发展相对较好，但仍面临成本较高、技术瓶颈、产业链不完善等问题。建议进一步加大对液流电池关键共性技术和个性技术堵点攻关的支持力度，推动政策、资金、人才等要素向液流电池产业集聚，加快形成较为完善的液流电池产业链，促进产业化和商业化进程，支撑构建新型电力系统，保障国家能源安全。
