1985年，澳大利亚新南威尔士大学Skyllas-Kazacos提出了全钒液流电池技术，正负极氧化还原使用同种元素钒，电解液在长期运行过程中可再生，电化学反应动力学良好，运行过程中无明显析氢、析氧副反应。当前，液流电池电解液正朝着更高效、经济和环保的方向发展。

在当前众多电解液技术路线中，全钒液流电池的可再生、高回收展现出了较为成熟的发展态势，循环寿命20000次以上，能量效率可达83%，百MWh级大规模商业化进展，无枝晶等异常反应，且其示范应用也最为广泛且深入。

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近年来，我司一直专注液流电池储能领域，依托技术优势，紧贴市场需求，在电解液的研发与生产方面取得了显著成果，为大规模储能提供了强有力的支持。

容量报酬机制（Capacity Remuneration Mechanism，CRM）拍卖是一种市场机制，用于确保电力系统的供应安全，特别是在考虑新能源发展的背景下。通过“容量补偿机制、需求侧响应、市场多元化竞争、政策与行政手段结合”等方式保障电力系统的可靠性和充裕性，同时促进储能市场的发展。

比利时是首个全面实施新能源CRM机制的国家，自2021年每年至少举办一次拍卖。近日，电网运营商Elia公布CRM拍卖结果，450MW电池储能系统（BESS）获得了合同，几乎占据了比利时所有选定的新建设容量。至此，BESS累计获1.1GW合同，约13个新项目将在2028-2029年冬季之前获得容量付款。

其业内专家称，随着比利时的电池市场快速增长，加之免除电网费用和平衡市场高收入等因素，比利时已成为电池投资热点。对于银行及金融机构而言，若获得CRM支持，代表已有保证的收入，降低投资风险，让专案融资更为容易。

2021年国家发展改革委发布了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，落实两部制电价，对于国家抽水蓄能的发展将起到积极的推动作用。为什么会出现这种情况呢？国家电网调度中心高工裴哲义老师提到“首先给投资者一个确定的预期，投资是可以通过两部制电价或者容量电价回收的。无论是国有发电企业，还是一些其他的民营资本，对抽水蓄能的热情建设高涨。”

储能同样具有调峰、调频、备用等功能。而从投资的角度来看，这两者的一次性投入都比较大。从建设周期看，抽水蓄能建设周期较长，从设计到运行，一般是6到8年左右，电化学储能电站建设周期较短，一般在一年内可以建成。抽水蓄能电价的出台，对新型储能是有一定的参考价值的，电力法要求“同网同质同价”，通俗讲就是提供相同价值的电服务，应该享受同样价值的报酬。”

CRM机制是推动储能发展和应用的重要市场机制之一，通过提供经济激励，帮助储能技术在电力系统中实现其价值和收益，同时，可以激励更多的投资进入储能领域，推动储能技术的成本和效率持续下降，进一步促进能源结构的优化和转型。

11月21日，国家能源局综合司公示了第四批能源领域首台（套）重大技术装备名单，液流储能科技有限公司成功入榜。国内首台套指国内自主研发、制造且技术、质量达国际先进水平的大型装备或产品，体现了技术突破和自主创新的能力，是我国制造业自主创新的重要标志。

其中，储能领域12个项目入选，涉及到压缩空气储能、二氧化碳储能系统、钠离子电池储能系统、智能组串式构网型储能系统、液态空气储能系统、液流电池、飞轮储能、新型储能智慧集控平台等。我司“基于盐酸基电解液的500kWh全钒液流电池储能系统”成功入选。

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11月8日，十四届全国人大常委会第十二次会议表决通过《中华人民共和国能源法》。该法自2025年1月1日起施行。

10月30日，国家能源局发布了关于提升新能源和新型并网主体涉网安全能力服务新型电力系统高质量发展的通知。

在碳达峰碳中和目标指引下，新能源装机占比快速提升，新型储能、虚拟电厂、分布式智能电网等新型并网主体广泛涌现，新型电力系统建设取得显著进展。但由于新能源和新型并网主体涉网安全管理相关规范标准较为分散，个别新型并网主体尚未纳入统一调度，导致涉网安全管理出现部分真空，影响电力系统安全稳定运行。为深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实《国家发展改革委 国家能源局关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》《国家发展改革委 国家能源局关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，进一步提升新能源和新型并网主体涉网安全能力，强化现有安全管理规范标准的刚性执行，就有关事项做了通知。

通知指出，要科学界定涉网安全管理范围。国家能源局派出机构应当会同地方电力管理部门，综合考虑系统安全需要、技术经济性及并网主体承受能力等实际情况，根据新能源和新型主体并网的类型、容量规模、接入电压等级、系统运行特性等，科学界定辖区内新能源和新型并网主体涉网安全管理范围，把必须管住的管到位。对于已纳入涉网安全管理范围但暂不满足涉网管理要求的存量新能源和新型并网主体，国家能源局派出机构应会同地方电力管理部门科学制定改造方案并稳妥推进。

推动并网主体友好并网。新能源和新型并网主体的业主（单位）要对照《电力系统安全稳定导则》（GB 38755-2019）、《电力系统网源协调技术导则》（GB/T 40594-2021）以及风电、光伏、储能相关的国家标准及行业标准等规定要求，组织实施工程项目建设，保证继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统配置符合要求，避免“带病入网”。其中，远端汇集（大基地等）的集中式新能源应具备快速调压、抑制宽频振荡等支撑能力，必要时配置调相机等装置，防止大规模脱网。

加强接入电网安全风险评估。电网企业要深入研究分析分布式新能源接入安全风险，配合做好分布式新能源接入电网承载力评估工作，引导分布式新能源科学布局、安全接入、高效消纳。地方电力管理部门在开展分布式新能源接入电网承载力评估工作时，应充分考虑分布式新能源接入对电网安全运行的影响。

2024年以来，国内外储能产业均保持快速增长，市场放量增加明显。据“CBEA电池中国”统计显示，海外市场方面，今年以来中国储能企业已斩获海外储能系统及电芯订单合计超80GWh。在储能出海的大背景下，我们既要抓“好”机遇，又要重视“安全”。

此外，中东、东南亚、非洲、南美等新兴储能市场也在快速释放更大规模的储能需求。据了解，为了减少对石油等传统能源的依赖，沙特政府于2016年提出“2030愿景”，计划到2030年可再生能源在其能源结构中的占比达到50%，装机容量达到58.7 GW。

据高工储能不完全统计，2023年1-11月，包括宁德时代、亿纬锂能、海辰储能、蜂巢能源、远景动力、阳光电源、瑞浦兰钧、鹏辉能源、阿特斯等头部储能企业斩获海外订单（含框架协议）超过了150GWh。

要想“出海”，企业必须未雨绸缪。建立全方位的风险管理体系，将安全意识融入企业文化，并利用专业的保险和服务做支撑，以此来更好地应对国际化过程中的挑战，为员工提供坚实的后盾，从而实现长远、健康的发展。

基于行业内储能出海的优秀实践案例，总结为以下几点：