1、中国储能液流电池市场发展规模
2021年储能液流电池由于系统价格高昂、产业配套不完善等制约因素，整体市场装机容量仍然处于较低水平。
国内液流电池市场发展呈现以下特点：
1)市场并未商业化，正处于项目示范阶段，且示范项目远低于锂离子电池;
2)技术路线具有较明显的偏向，以商业化程度最高的全钒液流电池为主;
3)示范规模偏小，基本以KW-MW级别为主，混合型示范居多，结合铁锂、三元等锂离子电池混合应用与考察，全液流电池示范项目偏少。截至2021年底，中国液流电池累计装机量规模约合200MW，占储能累计装机量比例约为0.4%。
GGII预测未来10年液流电池有望进入高速增长阶段，其主要驱动力有：
1)液流电池技术与长时储能匹配性高，电池循环寿命一般在10000次以上，没有起火爆炸风险，功率与容量可分开设计，能根据具体容量灵活扩充储能容量;
2)液流电池经过过去十年的工程示范，国内产业配套成熟度快速提升，制造成本下降明显;随着示范规模突破百兆瓦和头部企业产能的扩张，其投资成本有望进一步下降;
3)十四五储能规划提出重点支持百兆瓦液流电池技术项目示范，预计更多的央企和地方政府将会采用该技术路线。
2020-2030年国内液流电池累计装机规模(GW)
资料来源：高工产研新能源研究所(GGII)，2022年3月
根据美国能源部统计，2017年以前全球液流电池的装机量处于缓慢增长的阶段，2018年以后受到中国、韩国储能大规模投资的影响，液流电池装机量急剧上升。2019年以来液流电池新增装机量主要由中国贡献。
2010-2020年全球液流电池装机量增长情况(MWh)
资料来源：DOE，2021年10月
2、中国储能液流电池各技术路线发展阶段
液流电池根据电解液体系的不同，具体可划分为全钒、锌溴、铁铬、锌铁等技术路线。
其中铁铬液流技术路线是第一代液流电池技术路线，其采取非贵金属原材料，其材料价格廉价、供应稳定，避免液流电池出现锂离子电池原材料暴涨、金属供应不足的风险，适合作为大容量、长时间储能电池的大规模产业化应用。但铁铬液流电池在材料体系上存在明显的缺点：铁铬液流电池负极侧析氢反应严重，铬离子的电解活性差，需要配合催化剂使用，导致其整体效率和功率密度难以提升至合理水平。目前铁铬液流电池装机量较小，处于工程化示范阶段。
全钒液流电池是目前液流电池商业化程度最高，装机规模占比最大的液流电池技术路线。该路线以钒电解液作为阳极和阴极电解液，其循环寿命可达到20000次以上;由于使用钒作为电解液，避免铁铬液流电池发生的析氢反应和铬离子电解活性不足的问题;从事全钒液流电池生产的企业数量更多，产业配套较为成熟，目前已经进入商业化应用的初期。
锌溴、锌铁液流电池在国内的商业化进展稍稍落后于国外。在技术层面，锌溴液流电池作为国内外长时间研发的电池体系，其技术和产品的成熟度较高，后续商业化推广一方面依赖相关技术的持续创新突破，降本增效，另一方面还需要更精准的场景应用与推广。锌铁液流电池在技术和产业链上还不够成熟，但其具有较高的能量效率，较长的循环寿命以及较低的材料成本，后续商业化前景广阔。
从商业化进展看，锌空液流电池和全铁液流电池在国外都进入了相应的商业化应用阶段，证明其产品在技术路线上已得到一定的市场证明和检验，然而，其在国内均还处于技术研发阶段，没有进行商业化推进和产品开发，2 种技术的经济性、适用性以及进一步的商业化进展需要紧密跟踪。综上，可以看出目前储能市场对于液流电池技术呈关注度逐渐加深、认可度逐步加大的态势，装机量也在快速提升。在选取的技术体系方面，国内对于全钒液流电池的商业化推进进展较快，但其余技术的商业化进展落后于国外。
3、中国储能液流电池市场竞争格局
在众多液流电池中，全钒液流电池发展最快，商业化走得最远。
首先，全钒液流电池单瓦时成本最低，国内最先进的产品已经能达到3.3元/Wh的成本水平，预计2022年可以下降到2.2元/Wh的水平(按照4小时储能系统计算)。
其次，全钒液流电池经过多年配套与示范，国内已经形成一批技术实力较强、产品系列较为齐全的规模企业，关键核心部件的产业配套基本实现国产化，能满足大规模订单的生产与销售。未来中短期，全钒液流电池将是液流电池的主流产品路线。从长远看，全钒液流电池也面临着钒资源不足、运行温度和系统效率受限等风险。铁铬电池路线能很好地应对全钒液流电池以上风险。首先全球锂资源的储量约合1600万吨，钒资源的储量为2200万吨，但铬资源是5.1亿吨，具备大规模应用推广的潜力。其次铁铬液流电池温度适应范围更广，在没有保温的措施下，管道内温度适应范围可以从零下20℃到70℃。
第三，铁铬等关键原材料在20元/kg，远低于全钒液流电池的253.9元/kg，当量价格为1.4元/mol，低于全钒液流电池的23.1元/mol。2020年以来国内铁铬液流电池的产示范项目规划快速增加。但铬离子活性不足、析氢反应、电解液互混问题的解决仍有待进一步的理论突破。
液流电池市场具有以下特点：
1)行业参与者少，规模企业更少;
2)产业配套相比锂电池不完善，生产成本仍然较高;
3)下游需求未形成规模，竞争尚未完全打开。现阶段除大连融科、普能世纪等个别企业以外，其余企业均在业务起步阶段，最终竞争格局尚未形成。
现阶段，大连融科和普能发展历史较长，积累不少MW级液流电池项目的设计与开发经验，在与业主客户接触时拥有更大的先发优势。此外，大连融科依托中科院大化所，且与大连市政府有着较深厚的合作渊源，普能曾经牵头承担国家863计划全钒液流电池储能技术开发项目，在国内外液流电池行业积累许多产业资源，也增强其在争取液流电池示范项目订单的谈判能力。
和瑞储能进入市场较普能和大连融科晚，MW级项目的设计生产经验不如上述两家。但依托国电投自身的新能源开发业务和金融资本加持，和瑞储能无需过多担心项目开发周期过长、项目过多导致的资金链压力问题，同时在争取国电投在国内各地区液流电池示范项目的订单时具有更多的先天优势。从中长期看，国电投和瑞储能发展空间相比国内其他民营企业具有更大的发展空间。
4、中国储能液流电池价格
GGII统计，2019年以前全钒液流电池由于下游需求小，生产规模不大，产业配套不成熟，因此单瓦时价格高达4元以上。2020年以来，全钒液流电池的系统价格持续下降，预计2022年全年有望下降至2.2元/Wh，十四五期末可以实现低于1.8元/Wh的水平。主要的降本驱动力有以下几点：
1)十四五储能规划等中央及地方政策文件陆续出台，积极引导液流电池实现产业化发展，部分地区大力发展长时储能(热)技术，鼓励4小时以上储能项目的上马;
2)大连200MW/800MWh调峰调频项目，中广核襄阳100MW/400MWh，国电投100MW/500MWh等百MW液流储能项目陆续通过备案与上马，下游需求快速打开。在采购规模大幅度提升背景下，液流电池单瓦时成本迅速下降;
3)国内从事液流电池产业链企业数量快速增加，融科、普能世纪、苏州科润等头部企业加速扩张电堆、离子交换膜、双极板等零部件产能，带动制造成本下降;
4)经过多年技术攻关，液流电池核心部件如离子交换膜、双极板、端板、电堆、电解液配方均已实现国产化，极大降低进口原材料对产品降本的制约。
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