国家电投北京和瑞储能科技有限公司副总经理 杨林 出席论坛并发表主题演讲——《铁-铬液流电池储能技术最新研究进展及应用》
以下为演讲实录：
储能现在在整个电力行业的作用毋庸置疑，随着近几年储能的蓬勃的发展，储能在电力系统中或者电力系统对储能提出的需求其实越来越明确，总结起来是两大方面四个点：
一是对储能电池性能方面的要求，首先是对于高安全性的研究。刚刚汝总在介绍中提到，对于大型储能电站安全的因素对于后期的运行维护等是非常重要的。去年国家能源局和发改委出台一个文件，对于大中型储能电站提出一个明确的要求，不允许再使用三元锂和钠流电池。今年前一段时间对这个文件做进一步的补充，对大中型储能电站不建议不宜选择梯次利用的动力电池。总结起来就是一句话，因为电力系统对安全的要求已经是越来越重要，这些电池技术在运行的时候存在安全隐患。如何提升电池性的本质安全对电力系统后续是非常重要的。
二是高可靠性。我们知道电网或者电力系统对储能的要求非常多，比如说调频、调峰等还有一些响应，这种东西对电池的性能的要求提出比较高的要求，如何更好地响应电网的需要或者用户的需求，这可能是储能技术的未来发展一个趋势。
随着储能在电力行业中的应用越来越多，运行维护问题也是成为大家比较关注的话题。对于业主来说，希望是全寿期不需要维护，这当然是最理想的状况。对于储能电池来说是不是也是这样，我们思考一下。如何去减少它的维护，或者即使维护或者运行也是比较傻瓜式，很简单的东西，这对于电网，对于用户来说更为友好。
三是对于成本的需求或者对于经济性的需求。储能也是一种商品，商品是一定要经受市场的考验。而市场考验商品的重要就是价格或者经济性。因此现在如何开发一种更为低成本地储能电池，对于储能技术来说也是比较重要，我们现在知道储能现在的厮杀其实非常激烈，锂电池的价格甚至跌到成本价，其他储能技术的价格现在不得不面对这样一种市场价格的拼杀，但是这种东西如果不能保证性能的前提下，如果只是拼价格对于储能的发展来说其实也是不利的。
四是对于长寿命的考验，这个依然是经济性的一个测算。如果循环寿命足够长，全寿命周期的度电成本也会比较低。
这是发电侧对储能技术发展趋势四个方面。
对于储能应用的发展趋势，现在是对于时长提出了越来越多的要求。一方面因为新能源消纳的问题，传统的可调度的发电资源渐退出调度市场。新能源发电整体的波动性或者说需求长时的储能技术对于这方面的调节可以说是更为有利。另外一方面就是系统灵活性的需求，具备4-10小时持续放电能力的储能系统，可以为电力系统提供更为可靠稳定地运行支撑。
长时储能概念美国最早提出来，因为是在前几年白皮书对于长时储能提出明确的概念，就是4-10小时的储能技术。下面图是美国国家可再生能源实验室发布的研究报告中做的测算，结合了新能源的功率、调度运行的时间、储能的功率、储能的时间等做了一个测算。最后的结论就是更大功率的储能布置，能够消除更多的净负荷的需求，同时储能的时长需要其实越来越长。
我国这几年的政策也在逐渐地向长时储能这方面做引导。比如说新疆、内蒙古、甘肃、河北这四个省是比较靠前的提出在省的发展规划或者操作指引中提出明确的要求，要求配置4小时以上的储能技术。对于用户侧来说，大的工业用户或者工业园区其实长时的储能技术对他们来说比较有利，因为谷电的时长，夜间的谷电时长比较长。
储能技术中除了传统的抽水蓄能和压缩空气，其实液流电池可以说是目前最适合长时储能的技术路线。我们从这张图上可以看到液流电池的功率和储能的时长可以做一个清晰的切分，这一块完全可以根据使用的需要来进行一个定制化的设计，它的配置上更为灵活。液流电池的建设上也不受地理环境的限制，因此在工程应用上也是更为有利。
液流电池的应用场景和其他的储能技术是比较类似，也是归为几类：发电侧、电网侧、用户侧，包括用的比较多的共享储能等等。国家电投集团一直在推一个概念叫“综合智慧零碳电厂”的概念，这个概念其实是把很多的应用场景集合在一起，但是无论怎么用，储能在里面都是非常重要的一个环节。
液流电池的市场也是发展比较巨大，这个是根据国家能源局的一些数据对于装机规模来提出的概念。行业内很多调研的报告或者一些知名的专家其实也提出了一些预测，在2025年-2025年，液流电池的占比在行业内甚至能占到50%，这样我们去估算一下液流电池的市场规模在全球可能超过万亿，在中国市场也将接近五千亿。
当然液流电池的发展方向就是朝着规模化和成本更低的方向发展。目前存在的一些问题可以主要有三点：
第一，美国能源署分析之后得到的结论。如何有效降低关键部件的生产成本。我们知道在液流电池中核心部件比较多，像膜材料，双极板材料，碳毡材料等等在液流电池成本构成中占比比较大。如何去降低这些成本，包括它的辅助系统的像泵、管道等等规模化之后，怎么提升效能，降低规模化成本，这个是电池未来发展重要考虑的因素。
第二，亟需健全标准化的供应链和系统集成。在液流电池细分领域比较多，像全钒液流、铁-铬液流、锌溴、锌铁等等所有这些电池对零部件的选型其实是不太一样的。电池堆肯定是不一样的，因为电化学性能不一致，对于其他辅助系统这一块，像泵、阀门、管道等等能不能建成一个标准化的体系？这一块也是有待行业内的同行共同努力的。
第三，需要规模化生产制造。从现在来看，液流电池的规模在整个储能行业的市场中占比还不是太大，它的规模也不是很大，这种状态下生产成本必然会比较高。只有有待于规模化生产的建立之后，才从规模化上降低它的成本。当然它的总体目标就是通过一系列的技术的进步，产业的扩大，最终来降低它的成本。这是美国能源署的预测或者目标，希望在大规模部署的时候，点电池的成本降低到300美元/kWh以下。按照美国能源署，对美国市场的评估，现在对于钒矿依赖程度比较大，一些项目在重点推一些铁基、锌基等技术的应用。
介绍一下铁-铬液流电池的技术。
铁-铬液流电池从技术发源上来说是在液流电池内的鼻祖，最早在70年代美国NASA提出液流电池概念的时候，其实选用的技术就是铁-铬液流电池技术。后续在80年代的时候日本成功制造出10KW和60KW的原型系统，但是再往后发展铁-铬液流电池从大众的视野中消失。行业内对铁-铬提出很多质疑或者认为技术是瓶颈的地方，我总结以下几点：
1、离子互串的问题，传统的铁-铬正极和负极电解液是不一样的，一面用的铁离子，一面用的铬离子，运行过程中存在离子的互混，它会造成电解液的交叉污染，从而降低电池的性能。
2、析氢反应比较大，随着电池的运行会有很多的氢气的析出，一方面对电池的性能有影响，另外一方面对对安全性上有一些隐患。
3、离子交换膜价格比较高，导致成本比较高。
4、Cr离子活性比较差。
5、电流密度低等。
这些技术瓶颈是影响铁-铬发展的重要的因素。导致铁-铬进入中国以后没有发展起来的原因。
向大家报告一下，这些瓶颈在现在的铁-铬的应用中已经都得到了比较好的解决，离子互串的问题早在80、90年代很容易得到解决。另外一方面析氢问题和Cr离子活性差的问题，核心是Cr离子活性比较差，反应电位比较高，从而引起析氢问题。现在的技术上是通过在电解液中增加一些催化剂，通过这个催化剂提高Cr离子的反应活性，这样一方面提高了它的活性，另外一方面减少或者抑制析氢反应。离子交换膜后面介绍中会提到，我们研发了国产化的一种膜材料，成本得到很大的降低。
解决以上问题之后，铁-铬技术优势比较明显，包括长寿期、长时储能、电解液成本比较低、环境好、安全性高等。
这是从价格因素上给出的一个对比，因为铁和铬矿产储量比较多，所以价格比较稳定，比较廉价。
这是我们现在的一些实验基地的情况，就不详细介绍。
这是现在重点攻克的一些技术难题，针对前面所到的铁-铬存在的技术瓶颈所做的一些技术。像关键材料，我说一下膜材料，铁-铬一直应用的是进口的全氟磺酸膜，现在逐渐做成国产化不含氟的磺酸膜，和进口的价格比不到1/10。
这是现在山东潍坊建的一个铁-铬液流电池装备制造基地，在去年1月份产线已经达到量产。现在电流密度达到140毫安平方厘米，在业内技术参数和其他的技术有一个对比和竞争了。
这是模块化的建设。
应用案例上张家口的250KW/1.5MWh储能系统是在2020年12月建成投运的，1MW/6MWh的铁-铬液流系统在内蒙古霍林河去年建成，在今年2月底正式进入试运行阶段，现在还在做试运行的调试工作，预计很快得到正式的商运。
我的报告就到这里，谢谢大家！
