液流电池落地提速，投资人扎堆入局
21世纪经济报道记者 林典驰 深圳报道
近期，西湖大学同诸多所高校合作，共同开发出一类基于吩嗪衍生物的水溶性有机储能小分子，并提出在水系有机液流电池充放电过程中实现电化学碳捕获一体化的方法。
“在实际运行过程中，以该小分子形成的电池体系，既可以作为二氧化碳捕集系统，也可同时进行能量存储。”西湖大学理学院王盼介绍。
不仅是科研端加速，今年液流电池也液流电池产业化落地明显提速，仅上半年项目数量就已是去年同期的2倍多，2023年也被业界称之为“液流电池”元年。
彭博新能源财经数据显示，截至2023年8月底，全国各地液流电池装机规模已经达到220MW/865MWh，储备项目规模已经达到5GW/18GWh，到2025年，中国将部署最多4GW的液流电池。
投资人向来是最具备市场敏锐度的那群人，储能系统集成商已经竞争陷入白热化的当下，液流电池进入投资人的视线，仅今年国内的总融资额就已经超过21亿元。
另一方面，相比起一级市场的火热场面，液流电池产业化仍处于早期阶段，融科储能、纬景储能、上海电气储能开始崭露头角。另外，液流电池初期投资成本高，单瓦时投资成本为锂电池储能的近3倍，阻碍了液流电池的推广。
投资人转身
过去两年国内储能“爆火”，推动锂电池储能企业估值水涨船高，投资人难以抉择。
一级市场投资人在与21世纪经济报道记者交流过程中坦言，“自己已不看源网侧的电化学储能项目，一方面是估值过高，一二级市场倒挂；另一方面，源网侧储能已经是一片红海，价格战压薄企业利润空间。”
面对可选标的日益减少，一级市场的投资人开始将目光转向储能的细分赛道，长时储能中的液流电池被认为是潜在的投资机会。
9月12日，上海电气旗下子公司上海电气储能宣布完成4亿元A轮融资，投后估值超22亿元，公司在液流电池已有长达12年的积累，在安徽巢湖、吉林白城、江苏滨海均有生产基地。
除此之外，今年融科储能、国润储能分别完成超10亿元B轮融资和近2亿元A轮融资，液流电池正在收获投资人青睐。
“我们过去关注电化学储能较多，未来将目光投向长时储能，包括液流电池、氢能源等，同时对储能集成环节的企业，我们也是着重看其产品设计能力、技术能力以及营销能力。”珠海格力金投投资总监余辉谈到。
作为长时储能的后备军，液流电池当下正进入投资人的视野。事实上，液流电池起源于上世纪70年代，但碍于产业化困难，始终停留在实验室当中。
2022年，液流电池取得突破性进展，兆瓦级产品量产交付，首个吉瓦时级别项目集采开标，大连液流电池储能调峰电站一期成功并网等诸多事件，业界看到了发展的曙光。
相比起磷酸铁锂等新型电池，液流电池其活性物质是储存在外部储罐中的液体电解质，输出功率和储能容量相互独立，可拓展性能良好，解决锂电池储能两者不可兼得的问题。充放电过程中，不涉及物相的变化，循环寿命可达上万次。另外，因其水系的特质，一般不燃烧、不起火，安全性能突出。
评判液流电池的关键
液流电池中，目前90%以上的应用均是全钒液流电池。“全钒液流电池电解液可以百分之百回收利用，没有环境污染；液流电池没有爆炸燃烧的风险，安全性能较高。”大连海事大学交通运输工程学院教授马相坤谈到。
马相坤此前曾任大连融科储能技术发展有限公司技术总监近8年，在液流电池产业化拥有的丰富经验。
在碳中和能源院士高峰论坛会上，他从投资人的角度，分享鉴别一家液流电池企业的关键因素。
在他看来，首先是技术的可靠性，可靠性包括产品技术的工艺可行性，液流电池耐久性、稳定性和产品经济性。液流电池不能出现“跑冒滴漏”的问题，这是最为基础的。
其次是产品的可靠性和一致性，若电堆故障，更换和维修成本很高，从投资人的角度要评估它的产品是否可靠。
验证产品的可靠性则需要多个项目综合验证，潜在的故障包括膜漏、电极氧化、双极板渗漏等，以及BMS和EMS的合理性，决定了产品的性能和寿命。
再者，液流电池从样机到小批量生产，通过小批量生产探索设计工艺和设备，设备定型后进行装配调试，同步对生产人员培训，一步步走到批量生产能力，这需要长时间的生产经验积累，需要时间和项目验证。
“本身液流电池厂家生产工艺还没完全成型，第三方厂家提供成套的生产线设备较为困难。”马相坤强调。
另外，产品维护通常也是厂家容易忽视的一点，同锂电池工厂不同的是，液流电池生产就是一个小型的化工厂，需要定期对各种仪器仪表进行维护，同时维护也是技术进步迭代的源泉，通过项目发现问题并解决问题。
全钒液流电池降本路径探索
事实上，液流电池最早可以追溯到上个世纪60年代，但由于其量产困难，成本居高不下，因而始终没能大规模应用。
目前，国内九成以上的液流电池企业都是采用全钒的技术路线，“国内钒市场由钢铁企业主导，钢铁副产占85%以上，之后又回流到钢铁行业。获钒难、钒价高，已成为遏制钒液流电池产业发展的关键。”中国科学院金属研究所研究员严川伟表示。
全钒液流电池一次性投资成本较高，若算上使用寿命和度电成本，全生命周期成本还相对可观，以1MW/4MWh为例，报价在2.5元/Wh到3元/Wh期间，远高于目前1元/Wh左右的磷酸铁锂电池储能。
“液流电池还处在培育期，核心部件刚刚实现全面国产化，稳定性得到提升。全钒液流电池采用对称电解液，正负极都是一类的电解液，提升了系统容错率，全钒的体系，在建设、运营过程中发现错误，可以及时纠错，比较适合产业链发展初期的状态。”毅富能源总经理张成表示。
目前全钒体系建造成本很高，主要成本中电堆和电解液占到80%以上。张成谈到，降本的路径主要有三条，第一是电解液的制备，降低上游电解液的生产成本；第二是提高电堆的功率密度，减少电堆体积等核心材料的用量；第三是提高电解液利用率，降低活性物质用量，将核心材料发挥出最大的效能。另外，还包括容量恢复技术以及电池管理技术，以此提高稳定性和效率。
“建议大型储能项目中一部分采用全钒液流体系，可以提升项目的整体安全性。另外，由于锂电的循环寿命比液流电池短，当部分锂电的循环寿命到期时，可以提到液流电池的比例，最大限度分摊风险，激活液流电池产业链。”张成认为。
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