全球可再生能源占比已超过30%，但风电、光电“靠天吃饭”仍是尚未解决的大难题。当风电通过“西电东送”工程输送至东部，虚拟电厂在酷暑中助力电力供需平衡、为城市带来清凉时，如何保障家庭、工厂的电力稳定供应？
在上海吴泾热电厂，上海首批新型储能示范项目“12MW/48MWh全钒液流储能项目”正式投运，为长三角新型储能提供战略示范；在云南永仁，全国规模最大全钒液流储能电站“300MW/1200MWh全钒液流储能项目”正助力西南清洁能源基地调峰与新能源并网稳定；在吉林白城，100MW/600MWh全钒液流共享储能电站一期，已服务吉林西部绿电基地，为寒冷地区储能技术应用提供样板……
2026年1月，上海电气储能科技有限公司（以下简称“电气储能”）的全钒液流储能项目已在全国各地服务，同时还走向全球舞台——在阿布扎比举行的世界未来能源峰会上，电气储能以“全产业链零碳解决方案提供商”身份参展，展示了“光热+光伏+储能”多能互补、“飞轮储能+调相机”电网支撑方案，以及“光伏+储能+膜法海淡”集成技术，进一步强化了全球市场布局。
新型储能市场“百花齐放”
当前，新型储能市场呈现出“百花齐放”的格局，锂电池储能、压缩空气储能、液流电池储能等多种技术路线并行发展、遍地开花。不同功能的“超级充电宝”在多种应用场景中各显其能，推动新型储能在电源侧、电网侧、用户侧多维度蓬勃发展。
走进储能科技液流储能实验室，电气储能展示厅里的多款液流电池储能装置引人注目：中间是一个立方体电堆模块，两侧分布着若干个油桶状独立电解液储罐，分别存放正极与负极电解液。电解液经泵输送至电堆，通过氧化还原反应实现充放电。
“该技术采用水系电解液（硫酸钒等无机盐+水基），遇火或高温时仅会蒸发、沸腾，不会发生燃爆，且功率单元与容量单元解耦设计，这种设计从结构上避免了‘电解液在反应核心区大量积聚’的风险，即使电堆局部出现异常，也不会引发安全事故，具备本质安全特性，完全契合城市建筑、工商业厂房等对安全等级要求较高的部署场景需求。同时，它的显著优势在于，扩展储能时长仅需增加电解液容量，无需改造功率组件——正如沙盘上的演示装置所示，无论是六个罐子、八个罐子，还是十多个罐子，均可灵活配置。而且其长时储能边际成本低于锂电池，可为工商业分布式等场景提供安全解决方案。”工作人员介绍说。
2018年，上海电气集团判断储能市场窗口期将至，以原上海电气中央研究院研发队伍为基础，于2019年12月正式成立上海电气储能科技有限公司，负责“将钒电池产业化”。
“全钒液流电池可以解决长时储能的需求场景。”电气储能总经理、总工程师杨霖霖开门见山。长时储能一般是指可以持续充放电4小时以上的储能技术。然而，“目前国内储能商业模式尚未完全建立，行业尚处于发展早期阶段。”
钒电池产业化，
尚需跨过“三道坎”
虽然如此，新型储能的发展要实现规模化、产业化、市场化，尚待跨过技术、成本和质量“三道坎”。
关键核心技术仍待攻关。“当时我们研发液流电池时，国内一片空白，没有任何经验可以借鉴。”杨霖霖感慨道，“经过十多年的自主研发，从实验室小电堆调试到兆瓦级电站稳定运行，我们实现了多项‘从0到1’的突破。如今，研发的单体高性能电堆达65千瓦，远超国家‘十四五’目标的30千瓦；单体储能系统模块500千瓦以上，电堆直流转化效率超过80%，在实现高性能的同时提升了整体经济性。”
电堆是液流电池储能系统的核心部件之一，其密封性、一致性直接决定了液流电池的寿命与安全性。为此，电气储能组建专项技术团队开展多轮试验验证，攻克电堆结构设计瓶颈，采用防漏液、防漏电、低电阻设计及一体化密封等关键技术，最终通过一体化密封工艺实现电堆部件的高精度连接，从根本上杜绝电堆内漏、外漏风险。在电堆结构迭代过程中，引入热场模拟、电场模拟、流场模拟等多物理场仿真技术，精准分析电堆内部能量传递、电流分布及流体流动状态，据此优化电堆结构设计参数，进一步提升电堆整体功率密度与运行稳定性。
电解液是液流电池储能系统的另一核心部件，是能量输出的载体。电气储能创新研发的移动式全钒液流电池电解液容量恢复装置，可实时修复循环过程中劣化的电解液，提高电解液循环使用寿命，降低后期运维成本，进而大幅降低全生命周期成本。
在系统集成创新上，电气储能亦不断突破——2016年开发完成250千瓦全钒液流电池储能系统后，为解决占地及开发大功率单体模块问题，又开发出500千瓦单层/双层固定式及集装箱式全钒液流电池储能系统。2025年首创“兆瓦级地基全模块化式全钒液流电池储能系统”，实现多模块独立开发与柔性组合，单体功率达行业领先水平。同时，自主研发的BMS与PCS核心软硬件系统，具备毫秒级响应速度和95%以上的能量转换效率。
另辟蹊径，
创新开辟“钒铁液流电池”技术路线
商业化的突破首先是市场和成本的博弈。面对广阔机遇，如何降低液流电池成本成为关键问题。
钒价波动成为制约行业发展的关键因素——2021年，钒价从3万元/吨飙升至8万元/吨，导致电池系统成本上升35%。其经济性低于抽水蓄能等长时储能技术，一定程度上限制其大规模应用。“全钒液流电池目前国内只有少数企业能够供应，尚未形成规模化效应。当材料成本进一步降低后，液流电池将释放更大的发展潜力。”业内人士表示。
随着长时储能要求的不断提高，储能时长逐步过渡到4小时以上。美国能源部更是将长时储能的时长界定为10小时以上。杨霖霖介绍：“在长时范畴内，我们需要做到储能容量边界成本足够低，即在扩容的同时保证经济性。”
在杨霖霖看来，液流电池的成本降低空间依赖于关键材料的国产化。从2013年10千瓦电堆的蹒跚起步，到如今500千瓦系统批量交付以及3吉瓦时的年产能，电气储能每0.1%的效率提升、每1%的成本下降，都源于材料配方的反复调试、结构设计的不断优化和工程实践的持续打磨。
“电气储能必须开辟新的技术路线来打破成本枷锁。经过对多种金属离子电对的筛选，我们将目光投向了铁元素。铁的价格仅为钒的1/20，且具有良好的电化学活性。但业内一直不看好钒铁体系。因为钒铁混合体系面临着致命难题：铁离子在酸性条件下易水解生成沉淀，尤其在充放电循环过程中更为明显。”杨霖霖解释说。
杨霖霖带领团队另辟蹊径，创新开辟“钒铁液流电池”技术路线，成功解决铁析出等问题，并开发出钒铁混合电解液，性能已接近全钒体系电解液。该体系的核心突破在于电解液成本降低1/3，最终使钒铁液流电池储能体系每千瓦时的储电初装成本降至1000元。
“若将一半的电解液用铁电解液代替，可使电解液成本下降50%。目前，我们已完成250千瓦级钒铁液流储能产品的开发，这将为行业提供更经济的长时储能方案。”杨霖霖笑着说。
向深向远，
构建全钒液流电池“生态共同体”
前几年，“蜂拥而上”的扩产潮催生了锂电池产能过剩，行业无序竞争风险加剧，产业洗牌的引爆计时器开始启动。当前，在“双碳”战略与新型电力系统建设的双重背景下，国家政策明确推动新型储能从政府补贴依赖转向商业化运营，电力现货交易、虚拟电厂等机制加速了储能市场需求释放。
“未来电网整体格局将从源、网、荷3个主体向源、网、荷、储4个主体转变，其中储能将担负重要的使命和职责。”杨霖霖则认为，我国钒资源储备量位居全球前三，且是产能第一大国；同时，钒电池可实现100%残值回收再利用，无资源发展瓶颈。“但新能源行业项目周期长，我们要保障20年项目周期内产品质量稳定可靠，同时建立运维商业模式，并与产业链上下游共同探索一套闭环运维模式。”
“根据行业内数据预测的现行装机容量，我们可以说已提前6年完成国家2030年‘双碳’目标，12亿千瓦风光装机规模。”杨霖霖自豪地说，2025年公司新增投运项目达1417MWh，市场占有率33.99%，稳居行业第一梯队。
“破圈”之路，向深向远。电气储能正重点构建全钒液流电池“生态共同体”，探索完善新型储能的市场参与机制：联合上海交通大学、华东理工大学等高校，深化电堆效率提升、材料性能优化等技术攻关；联合国内钒资源开采企业、电解液回收企业，建立“钒资源开采-电解液生产-退役回收”闭环体系，降低原料成本与环境影响；依托浦东区位优势，投资建设下一代智能工厂，进一步降低制造成本。
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