广东珠海，一座新建的GW级液流电池工厂正准备投产

作者｜涂明

(资料图)

编辑｜刘景丰

“约不上，根本约不上。”

某储能赛道知名FA投资总监小饶向「甲子光年」吐槽，“液流电池现在太火了，想参与项目的投资机构太多，最近我的团队给企业拨出了不下七八十通电话，加了不知道多少个微信，愿意聊一聊的企业屈指可数。”

提起同液流电池企业签单的经历，小饶无奈又憋屈，“多少有点卑微。拿到联系方式的加不上；加上了聊天不回复；好不容易回复了，结果是‘上一轮刚融完，下一轮也已经定好了，再联系’。”

但换个角度，储能企业也有自己的“苦衷”。某全钒液流电池制造商称，“近日举办的中国国际储能大会上，短短三天，我们约见的投资机构就不下二十家，其中不乏大的政府产业基金和知名VC，确实见不过来。”

投融资历来是行业发展的风向标。今年以来，液流电池领域的大额融资不断披露。

先是今年3月，锌铁液流电池制造商纬景储能宣布完成6亿元A轮融资；紧接着，全钒液流电池龙头大连融科又于4月份宣布完成超10亿元B+轮融资，开始冲刺IPO。

此外，星辰新能、液流储能科技、巨安储能等液流电池初创企业，也刚刚结束或正在进行新融资。这些大多成立不满两年的企业，毫无疑问也站上了风口。

据统计，液流电池赛道在今年前五个月所吸纳的资金已超20亿元，融资总额超过2022年长时储能领域拿到的全部资金。液流储能科技总经理郑晓昊告诉「甲子光年」，“目前整个行业初创企业的融资都处于A轮前后，彼此估值相近，在8到9亿元上下，随着企业拿下更多的配储项目，估值会更高。”

今年以来，液流电池由于循环寿命长、安全性高、应用场景广等优点，而成为长时储能市场中的一股关键力量，市占率不断攀升。据不完全统计，仅最近十个月内在建、新招标的液流电池规模，便已超过过去十余年装机总和的数倍。

这个走势，比K线图上的强力拉升还要凶猛。

液流电池产业从未有过今天这样的发展速度。人、财、物高速涌入，正推动这个新兴赛道走向产业化窗口。液流电池的多种技术路径，如全钒、锌铁、铁铬，均有代表性企业出现，且各家产能已超越数百兆瓦。液流电池产业已来到GW时代，站到了产业化的窗口前。

然而，液流电池产业距离真正实现产业化，达成大规模生产与落地，还有一定的距离。它们的困难依旧不少：初装成本较高，令投资人望而生畏；技术不够成熟，电解液利用率、电堆效率须提升；产业链还不健全，上游原材料供给不充裕、下游被电网的调用次数不充足....

历经十余年的发展，液流电池终于走到了产业化前夜。面对多种困难，液流电池企业们正在全力破局，各使解数。中国科学院院士赵天寿表示，“今年会是液流电池产业转折的关键一年。”

为理清目前液流电池行业的发展状况，明晰行业面临的困难。「甲子光年」采访了十余位业内投资人、企业家、研究员，试图记录这一新兴产业的关键转折点，并结合行业难题，呈现头部企业的破局之法。

1.液流电池，“分庭抗锂”？

一场普通的储能行业招标会，引发了业内的广泛关注，“数得着的液流电池公司基本都有参与”。

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（1MW=1000KW），占项目总规模的48%。

按照3小时平均储能时长、2.5元/WH平均初装成本计算，这480MW项目仅所涉的建设资金就高达36亿元。

要知道，尽管液流电池当红，但长期以来，其在储能赛道的市占率并不显眼。据中国化学与物理电源行业协会数据，2022年中国新增新型储能装机规模为6.9GW，其中，液流电池占比仅3.5%，规模不过241.5MW。

所谓新型储能，是指除抽水蓄能外的其他储能技术，主要包括锂离子电池、液流电池、铅酸电池、压缩空气储能、重力储能等。过去，锂电池是新型储能领域绝对的龙头，市占率在94%左右。

而当下，液流电池正在从储能赛道的“边缘”走向舞台中央，并在许多储能项目中“分庭抗锂”。

今年3月，国家能源局发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）》中，强调了对中大型电化学储能电站的安全性要求，对电站可用的电池技术种类做了基本限定。《要求》明确，锂离子电池不得设置在人员密集场所，并将具有本征安全性的水系液流电池划为重点发展方向。

一进一退，变化显现。

发生这一变化的关键诱因是长时储能需求的进一步爆发，以及电站对安全性、容量可扩展性的要求进一步提升。

对储能来说，在快速响应电网调频需求的同时，进一步解决风电、光电在昼夜、四季等不同时间段发电量波动的问题，配合电网调节用电与发电情况，促进风光电高比例并网，是其存在的根本原因。

当下，我国储能市场以储能时长在2~4小时之间的短时储能系统为主，市占率在92%以上。中国化学与物理电源协会秘书长王泽深认为，“短时储能不能满足电力系统跨天、跨月、乃至跨季、跨年的储能需要，难以解决峰谷时期供需匹配的经济性问题。这就需要建设储能时长在4小时以上的长时储能技术。”

王泽深在第十三届中国国际储能大会上

研究表明，相比短时储能，长时储能更有利于减少弃风弃光率，且更具性价比。

美国国家可再生能源实验室曾计算，当储能系统持续时长达到4~8小时，电网弃风弃光率便可得到控制。中信证券也曾测算，到2050年，无长时储能的电力系统与引入长时储能相比每度电的成本将高24%左右。

根据国家“十四五规划”，到2025年，我国新能源发电量占总发电量比重要达到39%左右，新能源消费比重要提高到20%左右。提高风光电消纳水平是刚需，在这一背景之下，长时储能在近期迎来爆发。

湖北招标项目中，明确储能时长的项目共14个，其中规划时长在4小时以上的项目有5个。

除了湖北省的招标会，其他地方如西藏、新疆，2022年平均配储时长已超3小时，且在今年涌现出大量以长时储能为主的建设项目，能源央国企，如中国能建、华能集团等，在今年也发布了大批针对长时储能的项目招标。尽管眼下，2小时储能依旧是市场主体，但市场格局正明显的发生变化。

这会是一个万亿市场。亿纬储能市场部总监叶婉柔告诉「甲子光年」，“从2023年开始，3小时以上的储能需求占比将会从不足8%陆续提升到60%以上，时长会逐步提升”。麦肯锡曾做过预测，到2040年，全球长时储能累计装机容量可达1.5~2.5TW，到2050年，长时储能储电量将占全部储电量的95%。

而长时储能需求爆发下，液流电池正是最具竞争优势的技术之一。

储能时间长，必然要求电池更能“存”，容量要大，扩容要方便。而液流电池电堆和电解液能够分离，也就是功率和容量单元能解耦，可扩展性好，配置灵活，只需通过简单的堆加即可实现扩容。而锂电不行，锂电功率与容量单元一体，想增加容量，要重新上一整套系统，花费的额外成本会更高。

国网电力调度控制中心的王山（化名）也做出了解读：“长时储能领域，锂离子电池因为在高频率、长时间调度时燃爆风险更高，所以缺乏竞争优势。而液流电池因为本征安全，燃爆风险为0，是最适合长时储能的技术之一，所以会获得更多的尝试机会。”

星辰新能市场总监周旋则表示，“对于储能来说，安全性、经济性、可持续性是三大关键指标。安全性是液流相对于锂电的优势，经济性则表现为寿命长，全生命周期成本低、容量扩充成本低、建设选址更方便，这是液流相对于压缩空气储能、铅酸、抽水蓄能等的优势。”

政府项目招标情况是储能产业发展的晴雨表。它不仅反映行业发展速度，更重要的是，能彰显多元储能路径下不同细分赛道所分到蛋糕的大小。湖北招标中，5个长时储能项目中，4个均为液流储能电站。

液流电池正“取代”锂电走到聚光灯下，“今年是关键之年，储能需求被锂离子电池一家独占的市场格局已受撼动，巨大的市场空间正在释放，而液流电池也许是第一个享用这块‘蛋糕’的储能技术。但值得注意的是，液流电池和锂电之间，目前还不是互相取代的零和博弈，市场是增量市场，多个技术路线共同建设一个项目的情况会更普遍。”某全钒液流电池企业负责人表示，“但不管怎么说，机会来了。”

市场机遇到来，全国各地正在掀起“液流电池建设热”。

中国液流电池产业发轫于2007年前后。据国家能源司数据，十余年间，全国液流电池已投运装机量之和不过140MW左右。而在最近半年，如中核汇能、国家电投等能源央国企联合新、藏、鄂、冀等地方政府，展开了大规模液流电池项目建设计划，规模均在数百兆瓦左右。不完全统计下，最近10个月内在建、新招标的液流电池规模，便已超过过去十余年投运装机总和的数倍。

国家电投于去年底投产的全球首个MW级铁铬液流电池示范项目外景

液流电池产业从未以今天这样的速度膨胀、发展。落地项目指数级增加，带动了真金白银的投入。2023年以来，液流电池赛道迎来了投融资的高峰。

如纬景储能，在今年3月达成了6亿元A轮融资，大连融科则于4月份完成了超10亿元B+轮融资，并宣布开始冲刺IPO；星辰新能则披露，将在近期完成规模为数千万元的Pre-A轮融资；科润新材料、液流储能科技、巨安储能等企业也刚刚结束或正在进行新融资。

不完全统计，液流电池赛道在今年前五个月吸纳的资金已远超20亿元，融资总额超过2022年长时储能领域拿到的全部资金。

大规模招标、大手笔投资，长时储能建设需求下，液流电池赛道似乎已经乘风而起。

2.卡在初装成本前

既然储能市场亟需建设长时储能系统，那为何长期以来，2小时以内的储能系统始终是市场主体？

国网电力科学院研究员晓涛（化名）认为，“能源是成本敏感型市场，储能不是为了建设而建设，新能源发展的初衷是全方位降低社会用能成本，经济账必须算明白。而眼下，液流电池因为成本较高，经济账并不亮眼。”

全生命周期成本是计算项目收益率的重要指标。据国泰君安数据，2021年时，液流电池在使用寿命比锂电池长2.5倍的情况下，其每度电的全生命周期成本依旧比锂电池高了11%，内部收益率不足锂电池的七分之一。

等待更长的时间，赚更少的钱，经济账算不明白，市场对液流电池的需求自然有限。

而随着技术进步与产量扩展，液流电池的全生命周期成本在过去两年中不断下探。上海电气集团中央研究院储能液流电池产品部部长杨霖霖告诉「甲子光年」，“按25年使用寿命、储能4小时计算，钒液流电池在结束生命周期后仍有至少30%以上的残值可以回收，度电成本已降至0.2元/KWh。”

据国网能源研究院新能源所副所长黄碧斌介绍，目前锂电池的全生命周期度电成本约为0.5元/KWh，抽水蓄能的成本则为0.21元/KWh。经过两年发展，液流电池的全生命周期经济账已经优于锂电和抽蓄。

但仅仅是全生命周期成本更低依旧不够，据小饶介绍，国内大部分的投资机构，常规投资回收期一般在5~7年左右，而在储能领域，动态投资回收期也只能达到10年，“目前液流电池要想计算出成本优势，要花的时间在20年以上，投资机构可能会等不起。液流电池想发展，进一步降低初装成本是必须的。”

尤其是液流电池赛道路径颇多，群雄逐鹿下，高成本容易让投资者望而生畏。愉悦资本创始及执行合伙人刘二海表示，“哪个技术路线能跑出来，不确定性太大，VC只能大胆假设、小心求证，探索产业化的可能性。

初装成本是项目在安装和建设阶段的成本，是项目的启动门槛。

液流储能科技总经理郑晓昊表示，当前，一个百兆瓦级的液流电池项目，初装成本基本在2.5元/Wh左右。对比之下，锂电池的初装成本约为1.2~2.4元/Wh不等，而两小时储能系统的平均投标价格为1.61元/Wh，且还有下降趋势。

国金证券统计称，今年储能项目整体报价环比明显下降，2小时储能系统加权平均报价环比最高下降了近10%。

晓涛表示，“眼下，锂矿价格不断下跌，从去年的60万元/吨跌到今年4月份将近15万元/吨，锂电储能的成本因此持续下探。对比之下，液流电池初装成本高的劣势愈发明显。由于产品性质不同，液流电池的初装成本注定高于锂电，但至少要降到能让投资机构容易接受的程度。”

眼下，启动门槛高，已成为限制液流电池产业化发展的关键。

一套完整的液流电池，其构成主要包括电堆和电解液两部分，电堆是功率单元，主要负责电力的输入与输出，电解液是容量单元，主要负责存储电力。此外，液流电池还需要加装控制系统。

大连融科的全钒液流电池构成

据国际可再生能源组织（IRENA）统计，钒液流电池成本主要分为电堆、电解液与周边设备成本三大块。电堆和电解液是主要成本，合计占比达到75%左右，其他构件成本占比 25%左右；其中，钒电解液成本约占40%，电堆成本约占 35%；电堆中，隔膜又是核心，成本约占电堆的40%。

许多液流电池企业告诉「甲子光年」，目前，想方设法降低电池初装成本已成为企业发展的核心目标之一。而电解液和电堆这对“双电”系统的成本，正成为企业们“鏖战”初装成本的主要战场。

3.鏖战“双电”

解决方案之一，是通过技术进步降本增效，其中两个关键指标是电解液能量密度和电堆能量效率。电解液能量密度越高，意味着存储每度电所需的电解液更少；能量效率高，则意味着对电的损耗比较小。

针对能量效率的概念，周旋举了个例子，“80%的能量效率，意味着输入1度电，只能对应0.8度电的输出，有0.2度电会白白浪费掉。所以对凭借电力输入与输出赚钱的液流电池来说，高能量效率不仅意味着能以更少的设备数量实现更大的能量存储，也意味着电站能赚更多钱。”

对提升电解液能量密度来说，一个较为有效的方法是提高电解液浓度。国内液流电池电解液制备技术较为先进的研究院所、企业包括中科院大连化物所、北京普能世纪、上海电气储能、中南大学等。

中南大学化工学院教授、星辰新能首席科学家刘素琴告诉「甲子光年」，“通过采用电解液活化专利等技术，目前我的团队能将电解液浓度提升至2.8mol/L以上，并将电池能量密度提升至30Wh/L以上。”

据「甲子光年」了解，目前国内全钒电解液龙头的电解液浓度约为1.5~2.0mol/L，至于能量密度，目前市场缺乏统计数据，且企业间差异较大。据光大证券测算，目前钒电解液的能量密度在12~40Wh/kg之间。

除了能量密度，提高电解液利用率同样重要。南方科技大学讲席教授、中国科学院院士赵天寿表示，“即使是目前最成熟的全钒液流电池，其电解液利用率也只有60%，也就是说，剩下的40%的钒都没有利用好。”赵天寿开出的药方是提高系统内电流的强度，“提高电流密度，也就是功率密度，从而提高电解液利用率，降低成本，这应该是行业的共同目标。”

此外，提升电堆能量效率是优化电堆成本的有效手段，也是液流电池能否算清经济账的关键。优化能量效率指标已成为液流电池企业发展的关键。

郑晓昊介绍，液流储能科技的全钒液流电池电堆能量效率在78%上下；而铁基液流电池代表企业巨安科技的CEO孟锦涛表示，该公司的全铁液流电池电堆效率和系统效率均在80%以上。

锌铁液流电池的代表企业是纬景储能，但该公司并未透露任何与能量效率、能量密度有关的数据。锌基液流电池有关的国内企业数量介绍，其新进展可参考海外企业。美国ZBB公司的最新数据是，锌溴液流电池电堆能量效率能达到82%。

大连融科作为行业龙头，2013年时，其承建的5MW级全钒液流电池系统能量效率便已达到80%，去年12月底，该公司并网的全国规模最大的液流电池储能电站，百兆瓦级的“大连液流电池储能调峰电站国家示范项目”，系统效率可达76%。

中南大学的研究成果也能代表行业先进水平，刘素琴教授表示，通过在电极材料、隔膜材料、电堆结构三个方面做出优化，其研制出的全钒液流电池电堆“星辰一号”，能量效率已达到85%。

大连融科VPower系列液流电池

值得注意的是，谈到电池性能，业内的说法其实并不统一。晓涛告诉「甲子光年」，“比如电解液能量密度，有的按单位体积披露，有的按单位质量披露，有的干脆只披露电解液浓度。不同单位下，企业的技术能力可能完全不同。”

晓涛还表示，“能量效率也是一样，要分为电堆效率和系统效率两种。电堆效率高不代表电池充放电转换率高，因为还需要计算系统其他部分造成的损耗。但许多企业披露的数据都是电堆的。此外，相当数量的企业都会把实验室效率放出来，这种数据的可靠性还需要经过量产检验。”

这种现象出现的原因也很简单，王山认为，“许多液流电池初创企业刚刚走过中试阶段（产品在大规模量产前的较小规模试验），量产还只是规划和在建，批量交付尚未实现。行业处在这样的阶段，哪怕较为领先、有量产数据的企业也会希望再观察一下同行表现。”

他进一步指出，“更何况有些技术，如锌铁液流电池，在效率指标上确实稍逊一筹，所以在缺乏商业化成果、只能比技术数据的当下，有些企业其实不愿意公开披露相关信息。”产业处在发展早期，对待技术进步要有耐心，“同样需要看到，技术指标不是衡量企业能力的唯一标准，商业模式、电站运维能力、量产与工程能力同样重要。”

去年6月，大连化物所李先锋团队曾发表论文，称铁基的能量效率比较低，相比于全钒要低10%左右，锌铁液流电池则要更低一点。而据统计，液流电池的系统效率通常要比电堆效率低1.5%~2%。据「甲子光年」了解，眼下，液流电池企业量产后的电池系统效率能达到75%以上，便已算不错。

而关于电堆降本，除了优化能量效率，还有一个重要方向是降低隔膜成本。液流电池隔膜的主要作用是，在导电的同时阻止正负极电解液混合。其性能高低，主要体现在使用寿命与质子传导率两方面，前者考验耐久度，后者则决定电流传输效率。

这一零部件的优化方向主要是国产化替代。目前，中国电池隔膜主要采用的是美国杜邦公司（科慕）生产的Nafion膜，该隔膜是全钒氧化还原液流电池的标准膜，相关技术由国外垄断，价格高昂。

据刘素琴介绍，厚度为50.8μm的Nafion212隔膜，每平米制备成本为2100~2800元，折合每百兆瓦造价为1.8~2.3亿元。

行业内较为领先的优化方法由大连化物所提出。大连化物所研究员张华民表示，他团队自主研发的可焊接多孔离子传导膜，可将膜材料的使用面积减少30%，并令隔膜每平米制备成本下探到百元以下，电堆总成本将由此降低40%。

刘素琴团队也做有新进展，他们开发的非氟离子传导膜，较之Nafion212膜，导电率更高，寿命更长，“可实现国产化替代，有助于重塑国内供应链”。其造价低廉，50μm厚度下，每平米造价不过500~800元，百兆瓦制备成本为4千万元至6千万元，与Nafion212相比，降本幅度高达76%。

眼下，液流电池赛道路径多元，百家争鸣。技术还未成熟、生产还未起量，哪怕无时无刻不在进步，不确定性依然明显。刘二海告诉「甲子光年」，“创业是一场冒险，企业家对社会的价值就是消除这种不确定性。”多元路径对应着多位赛手，产业正在这些赛手手中一步步走向完备。

2019年时，李先锋团队曾做过预测，称到2035年，液流电池达到国家战略所需的关键指标，是GW级液流电池系统效率大于75%，循环次数大于1.5万次，使用寿命超过15年。

而当下，通过持续的迭代升级，国内液流电池的头部玩家基本已能做到电池循环使用2.5万次性能无衰减，使用寿命普遍达到25年，系统效率也有一定保障，只是在规模上，GW级储能系统还尚未诞生。随着企业技术能力的不断优化与产业链的不断完善，液流电池的成本存在明显下降空间，距离真正实现产业化发展，只有一步之遥。

4.打开产业化窗口

在近期举办的第十三届中国国际储能大会上，长时储能论坛首次以独立分论坛的形式出现在大会中，而这场长时储能论坛的主角，正是液流电池。纬景储能、巨安储能、液流储能科技、中科院金属研究所等众多液流电池企业、研究机构咸聚于此。

参与此次大会，液流储能科技副总经理于充很高兴，“我感到液流行业内的技术交流越来越开放、越来越频繁，刚才我还与巨安的孟总聊过，计划和同行们开一个交流合作会”，这是一种期盼已久的热闹，“行业正处在构建生态、完备产业链的关键时刻。”

在这次国际储能大会上，赵天寿院士也感到激动，“液流电池已经处在产业化的窗口期，今年将会是一个转折点。”

对于储能行业来说，所谓产业化，就是储能产品产能上得去，产品有人买，电站能并网。而要实现这一步，风光电产业选择上哪类储能产品，电网对哪类电站进行调度，非常关键。

液流储能科技总经理郑晓昊告诉「甲子光年」，“对于储能电站来说，被高频调用才能盈利。理想情况下，风电每天要调用三到十次，光电要调用一次，电网调度需求每天可以达到一千次以上。”但现实很骨感，“主流的锂电储能，平均每天调用时长仅为1.46小时，实际利用率只在6.1%至12%之间。液流电池当下的调用情况，不会比锂电更好。”

他举了一个实际运行数据，“我们在山东潍坊滨海经开区的四小时钒液流储能电站，目前每天能进行两次满充满放。”调度是电站参与电力市场交易赚取电价峰谷差、通过容量共享赚取辅助服务费用的前提，在这一背景下，液流储能科技的数据已然不错，但距离让电站能通过调度盈利，还有许多路要走。

郑晓昊表示，这是储能行业共同的问题，“关键是储能电站在电网中的接入位置，如果方便调度，则机会会更多。”

因此，对液流电池企业来说，能拿下什么样的储能承建项目，至关重要。为了使自己在竞争中占得有利地位，眼下，液流电池企业正在积极寻求同新能源巨头进行深度绑定。

如巨安储能已与中广核集团、湖北省新能源有限公司、国投十堰等企业合作。纬景储能承建了中国电建集团江西省电力建设有限公司的项目，并于今年3月作为倡议发起单位，参与上海市未来产业新型储能专家委员会成立大会，致力于打造上海未来能源产业集群。

而液流储能科技，已和华电集团、中核集团、国家电投集团达成合作。本月初，星辰性能宣布与通用技术集团旗下子公司中国技术进出口集团达成战略合作，优先参与通用集团在各地兴建或投资的风光电站及源网荷储项目。

除了与甲方积极深化合作，液流电池产业的深度绑定趋势，还体现在对上游矿产的控制权，和对产能爬坡能力的获得上。

比如对钒矿的控制。中国钒储量占全球39%，产量占全球67%，皆为世界第一，资源充裕。但中国钒目前并不能直接供给给钒液流电池产业。钒液流电池中的钒指的是五氧化二钒，这种材料的主要来源是钒钛磁铁矿。该种矿中的五氧化二钒含量并不高，主要成分是铁，且炼制过程需要高炉，因此钒一直以来都是钢铁厂冶铁的副产品。

钒炼制技术之复杂，成本之高，由钒液流电池企业直接冶炼并不现实，且五氧化二钒也不能直接用于制作电解液，中间还需专门的厂商给电解液长做提纯，提炼为高纯钒。一大套流程下来，钒液流电池企业想获得可靠、便宜的钒供应，千难万难。

中国科学院金属研究所研究员严川伟表示，“当前国内钒市场特点是仍是‘钢铁的江湖’，即钢铁副产钒占85%，而90%以上的钒又用回到钢铁行业。因此，获钒难、钒价高，已成为遏制钒液流电池产业发展的关键。”

「甲子光年」观察到，为解决这一问题，诸多液流电池企业均尝试通过战略合作、股权合作等形式掌握矿权，并借由钒巨头企业之手，优先获钒，在钢铁体系之外，打造独立的钒供应体系。这一现象在“钒矿之都”四川省比比皆是。

去年12月底，大连融科便与钒制品龙头钒钛股份旗下子公司成都钒钛贸易签订合作协议，钒钛贸易承诺优先保证大连融科的产品均衡供应，确保大连融科生产需要。早些时候，去年8月，永泰能源宣布与海德股份共同投资设立并控股德泰储能，由此迅速获得优质钒矿。

今年5月，液流储能科技与攀枝花市相关领导在北京进行会谈，就高纯钒供应与产业落地进行恰谈。不久后，星辰新能也与中国五矿恩菲工程技术有限公司，共同考察四川盐边县钒矿资源，该公司现已通过股权控制，自持一座湘西钒矿。

至于产能爬坡能力，将直接决定液流电池企业在市场需求爆发时能否抢到足够的市场份额。

为补足工程能力，大连融科宣布与钒钛股份共建电解液生产线，北京普能正在和中国钒产品第二大企业河钢股份洽谈成立合资公司，液流储能科技则与中国纯碱巨头山东海化集团成立了合资公司，共同生产钒电解液。

纬景储能告诉「甲子光年」，当技术优化到一定阶段、市场需求开始释放，“量产，提高产能是企业现阶段的核心任务”。多家液流电池企业负责人均对今年的市场增长颇有信心，“与现有的产能相比，市场需求几乎无限大。今年液流电池的市场需求至少是去年的四倍以上，能不能卖出去不是问题，产能才是问题。”

在这一背景下，国内液流电池企业的产能开始飙升。

如大连融科，正在攀枝花市建设年产能在2000立方米以上的钒电解液生产线。上海电气储能，则正在江苏盐城扩建年产能3GWh的基地。北京普能世纪，则已开始规划GWh级液流电池。

纬景储能表示，其位于珠海的GW级锌铁液流电池产线即将于7月竣工，投产后年产能可达6GWh；星辰新能的全钒液流电池产线到今年底年产能可达700MW；另一家钒液流电池厂，液流储能科技的产能则会在今年底达到600MW；巨安储能也表示，该公司将在今年下半年建成全铁电解液年产1万吨、电堆年产1万台的“双万”产线。

据不完全统计，仅今年3~6月，国内在建及规划液流电池产线便超过9条，产能规划合计超过8.2GW，潜在年产值超过700亿元。

纬景储能的“液流电池电堆智能产线”

头部玩家竞逐产能，液流电池迎来GW时代。中国液流电池产业化自2007年开始，彼时，今天的行业龙头大连融科、北京普能世纪等均先后成立。历经十余年的发展，液流电池终于站在了产业化的窗口前，在长时储能需求不断释放的今天，它们已离产业化不再遥远。

而液流电池崛起的背后，是不断高质量发展的中国新能源市场，是日益深化落实的“碳达峰、碳中和”政策。

有业内人士曾向「甲子光年」幽默地表达了对储能市场当下的看法，“过去的十余年，中国新能源的主旋律是‘风光无限’，历经‘双反’等坎坷，倒掉了无数行业巨头，中国‘风光’才做到世界第一。而现在，‘风光无限’要升级成‘氢氢储储’，氢能、新型储能正高速发展，所有人都应该期待中国新能源的下一个十年。”

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