在“双碳”背景下，随着能源转型不断推进，新型储能行业迎来爆发性发展机遇，预计到2025年，市场规模将突破万亿元。

在一众新型储能路线中，锂离子电池正占据“一家独大”的地位。国家能源局数据显示，2022年，锂离子电池储能占比新型储能装机比重为94.5%。

在巨大的市场惯性面前，几乎所有新入行企业在准备进入“储能赛道”时，纷纷将更加成熟的“锂电”技术路线作为技术首选。

然而问题在于，新型储能是否真的等同于锂电路线？随着新型储能竞争的日益白热化，“路线之争”值得行业更多思考。

近日，在杭州召开的第十三届中国国际储能大会上，华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华博士会场提出观点认为，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。

有行业人士解读认为，这或许意味着，在新型储能领域中，锂电路线“一家独大”的市场地位正迎来挑战。

近日，液流储能科技有限公司总经理郑晓昊在接受21世纪经济报道采访时表示，目前来看，尽管锂电作为储能技术的应用在成熟度和成本上最优，但随着长时储能需求成为主流，且要求进一步延伸，由于自身安全性挑战、扩展成本高的问题，目前的锂离子电池储能技术难以满足。因此，长时储能市场将被液流等更适合长时储能的路线取代。

长时储能需求迎来爆发

何谓长时储能？目前市场上尚无统一的标准定义。

2021年，美国能源部的长时储能的相关报告提到，把长时储能定义为至少连续运（放电）时间为10小时，使用寿命在15至20年。

目前，国内通行的定义标准是：将连续运（放电）时间为不低于4小时的储能技术则为长时储能，30分钟~4小时为中时储能，更短的则为短时储能。

在新能源加速并网的过程中，因其出力的不稳定，所以对电网的消纳能力提出了更高要求。为了更好地应对日度间波动、平衡季度间的能量缺口，长时储能需求迎来爆发。

在杭州储能大会发言现场，郑华博士明确表示，2021年全国性的“拉闸限电”和2022年8月四川缺电，这两起极端电力安全事故的原因都是能源不稳定性带来的，一旦无风的阴天状况持续一到两天，某地电力系统就会发生一两天断电局面。

为避免这一景象发生，我国各地在政策上，同样加大了对长时储能的扶持力度。

在新能源“强制配储”背景下，2023年2月，中国的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。

这其中，甘肃、福建、湖北、吉林、辽宁、黑龙江、安徽所颁布的政策中，明确要求电源侧配储的调峰时长超过4个小时。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。

这些意味着，长时储能的发展空间十分巨大。

目前，我国主要储能需求来自新能源配储。根据3月29日，中电联发表《2022年度电化学储能电站行业统计数据》显示，截至2022年底，电源侧储能总能量约6.80GWh，累计投运总量5.50GWh，占全部新型储能电站的80.8%。来自储能主要市场的——电源侧储能的需求将刺激长时储能的发展。

而在全球市场上，麦肯锡建模的研究表明，到2040年，长时储能行业有可能部署85-140TW/H的储能容量，而且这个储能的总用电量有可能达到全球总用电量的10%。

锂电“一家独大”地位受挑战

然而，在长时储能巨大需求下，如今作为主流储能路线的锂电池储能路线，其“一家独大”的市场地位或面临挑战。

5月29日，郑晓昊告诉21世纪经济报道记者，随着长时需求的日益增多，尽管当下，锂电路线仍具备巨大经济性优势，但长远来看，其优势地位或被液流等更适合长时储能的技术路线取代。

他所在的液流储能科技有限公司是目前国内唯一一家采用全钒液流电池、铁铬液流电池双技术路线的储能公司。

他进一步表示，“如果电网需要配置一个一秒钟之内响应，但是充放电时间在30分钟左右的储能类型，锂电更为合适，但如果配置一个更长时间的，可能液流更为合适。”

郑晓昊从安全性和经济两个角度就上述结论给出解释。

首先是安全性上，郑晓昊认为，锂电池的作为可燃物的特性，决定了其安全问题无法得到彻底解决，而在长时储能要求下， 这一问题将更加凸显。

他明确表示，“锂离子电池是可燃物做出来的，这就意味着无论BMS（电池管理系统）做得有多好，液冷或风冷系统做得如何强大、电流控制系统如何精准。但锂离子电池作为可燃物这一特性无法回避，任何轻微的质量问题或者操作不当，都可能带来电芯的起火燃烧爆炸。”

郑晓昊表示液流电池就不存在这一问题，他指出，“液流电池的电解液用水做的，即使把它正负极混合在一起，都不会起火。”

事实上，锂电的安全事故频发，一定程度上也阻碍了锂电池的应用拓展。

6月1日，北京召开的一场新型储能投融资研讨会上，中国工程院院士杨裕生指出：“韩、美、澳锂离子电池曾多次失火、爆炸。如2022年10月15日韩国重要数据中心电池起火断电，导致两大互联网中断服务，3.2万个服务器瘫痪，金融交通运输严重受损。”

锂离子电池作为长时储能的劣势还包括扩展成本高的问题。

郑晓昊解释，锂离子电池提供功率与贮存能量的装置绑定在一起，在不提升功率，仅提升容量的情况下，电池成本等比例增加。即4小时储能系统的电池成本是1小时储能系统的4倍。与之相比，但液流等其他路线相比下可能更加节约成本。

与之相比，液流电池若提高续航，其所需成本远远低于锂离子电池的等比例放大。

“液流电站的充放电时长，理论可以做到无限长，我们要做就是提供一个相对比较大的筒体就可以储存后的电解液来存足够的电流，未来的电网要求液流电池存一天到两天的电量，它也是能够实现，无非就是更大型的筒体而已。”郑晓昊表示。

呼吁更多新型技术

此外，资源问题也成为锂电池发展长时储能的制约之一。

公开资料显示，锂资源的总量分布有限，地壳丰度仅为0.006%。即便全部开采出来，也只够满足100太瓦时的需求。

麦肯锡建模研究表明，到2040年，全球长时储能行业有可能部署85-140TWH（太瓦时）的储能容量。

相比之下，液流电池路线中的钒流路线，同样存在巨大资源储备缺口。据郑晓昊表示，全球的钒资源开采出来，也不够50太瓦时的容量。

郑晓昊指出，市场将会寻找更多其他资源的技术路线。从锂离子电池进化到钠离子电池，钒流液流电池进化到锌铁/铁铬技术路线，或成为储能市场的终极技术。

杨裕生院士则提倡，储能市场在稳步发展锂离子电池的示范规模同时，也要加紧扶持铁铬为代表的液流电池技术路线。

编辑/樊宏伟