化学储能（全钒液流电池）研究报告20240106

化学储能（全钒液流电池）研究报告2024年1月6日化学储能行业的基本情况化学储能定义及种类化学储能是指将化学反应的能量存储起来，然后在需要时释放出来以供使用的一种能量存储方式。这种技术的关键是化学反应，它可以在能量需求时释放能量，或在能量过剩时储存能量。化学储能广泛应用于电网储能、电动汽车、便携式电子设备等领域。具体的化学储能种类包括：电池储能技术锂离子电池：高能量密度，广泛用于便携式电子设备和电动汽车。磷酸铁锂电池：长寿命，安全性高，适用于电动汽车和大型储能系统。铅酸电池：成本较低，技术成熟，主要用于汽车启动和备用电源。镍氢电池：环境友好，用于某些电动汽车和电子设备。固态电池：预期有更高的安全性和能量密度，目前主要处于研发阶段。液流电池技术钒液流电池：可分离的能量和功率设计，适合大规模储能应用。锌溴液流电池：能量密度较高，但需要处理腐蚀性和复杂性问题。铁铬液流电池：原材料成本较低，但技术成熟度不如钒液流电池。超级电容器利用静电场存储能量，充放电速度快，适合短时大功率输出。燃料电池将氢气或其他燃料的化学能转换为电能，通常用于电力生成和电动汽车。这些化学储能技术各有特点和适用场景，选择合适的技术取决于所需的能量密度、成本、安全性以及环境影响等因素。随着技术的进步，新的化学储能解决方案，如有机液流电池和多价金属液流电池，也在逐渐发展中。除了化学储能之外，物理储能也被广泛的应用。物理储能技术利用物理系统的状态改变来储存和释放能量，包括机械储能、热能储能以及电磁储能等方式。机械储能通过抽水蓄能、压缩空气储能（CAES）、和飞轮储能等方式存储动能或势能，这些方法通常适用于大规模储能并且能提供长时间的能量输出。热能储能，包括感应热储能和相变材料（PCM）储能，主要用于太阳能发电、工业余热利用和温度调控。电磁储能，如超导磁储能系统（SMES）和电磁场储能，以其快速响应和高效率特点，在电网调节和某些特定工业过程中发挥作用。具体选用哪种储能技术是根据实际的应用需求、成本效益以及环境影响等因素综合考量。下图为已开发的各种储能技术及其适用范围：资料来源：国际储能网锂离子电池、钠电池在长时储能场景下存在缺陷，更适用于4小时以下储能。主要基于以下几点：成本方面，磷酸铁钾电池提供功率与贮存能量的装置绑定在一起，提升容量的情况下，电池成本等比例增加。技术方面，锂离子和钠电池均采用涂布电极，很难储能时长十小时以上。安全性方面，增加电池容量将伴随电芯的加厚，长时间运行温度高，安全隐患大。寿命方面，锂电池通常可以用14年左右，钠离子电池寿命更短，且使用后期都面临容量衰减，储能电站通常寿命都是在20年以上。另外，抽水蓄能、压缩空气储能对地理条件有一定要求。从目前的已开发的各种大型储能技术来看，抽水蓄能、压缩空气、液流电池是主流应用方向，前两者在地理条件上有较多要求，需要靠近河流或岩石洞穴等。随着可再生能源比例的提高，长时储能系统的开发成为关键需求。长时储能通常指的是能够支持超过4小时，甚至达到数天或数月充放电周期的储能系统。可再生能源，如太阳能和风能，虽然环境友好，但其发电过程存在不稳定性、间断性和不可预测性。这些特点在大规模接入电网时可能会影响电网的安全和稳定运行，并导致较高比例的弃风弃光现象。因此，开发高效的储能电池系统，实现其与电网的顺畅对接，是提升新能源利用率的关键挑战。据相关研究表明，当风能发电量占到总发电量的50%至80%时，10小时或更长时间的储能系统将成为必不可少的部分。4小时以上长时储能已成为真实刚需。根据相关经验，新能源占比达到15-20%之后，4小时以上的长时储能需求成为刚需。内蒙古发布《关于加快推动新型储能发展的实施意见》提出，新建市场化并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上。科技部下发的《“十四五”国家重点研发计划“储能与智能电网技术”重点专项2022年度项目申报指南》中也提出，储能技术时长持续4个小时以上，将作为一项重要的考核指标进行验收。在美国光伏占比要求较高的地区已开始使用6-8小时的储能进行调峰。所以综合来看，钒电池循环寿命长，通常可以运行20年以上，容量无衰减，安全性高，散热性好，且储能电站一般位于空旷地区，占地面积大的缺陷得到弥补，因此在长时储能领域首先爆发，与锂离子电池、抽水蓄能等储能形式形成互补。化学储能的应用及占比情况在中国，储能市场预计在预测期间将以超过18.8%的复合年增长率增长。电化学存储段预计将在未来几年内主导市场，这包括锂离子、铅酸、流电池等电池存储系统。数据来源：MordorIntelligence咨询预测2021年，中国的储能容量为46.1GW，其中抽水蓄能以39.8GW的总装机容量占主导地位，约占总储能容量的83%。电化学储能是第二大储能方法，装机容量为5.7GW，约占总储能容量的12%（其中锂离子电池占11.2%），其余1.2%来自熔融盐热存储技术。此外，政府计划到2030年增加国家的储能容量，以实现2060年实现净零排放的政府计划。支持性的政府政策、投资增长和电化学储能项目的增加是推动中国储能市场的预期驱动因素。根据国家电网公司的数据，政府计划到2025年实现化学储能装机容量30GW，并在2030年增加到100GW。预计在2024-2029的预测期内，化学储能将引领市场。随着全球能源转型，可再生能源的渗透率提升带动新型储能的发展，特别是可再生能源大基地的建设带动长时储能的应用，券商预计2023年全球液流电池行业进入规模化发展的元年，2023年全球新增装机有望达到1.7GWh，2026年全球液流电池新增装机量有望达到19.6GWh，2023-2026年均复合增速达到125%。202120222023E2024E2025E2026E国内新增储能（GW）2718416789液流电池占比（％）1.20%1.50%2.00%3.00%4.00%5.00%国内新增液流电池储能（GW）00.10.41.22.74.4其他国家新增储能（GW）5821406277液流电池占比（％）0.50%0.20%0.30%0.40%0.50%0.60%其他国家新增液流电池储能（GW）000.10.20.30.5全球新增液流电池储能（GW）0.10.10.41.434.9年复合增长率YoY%133%253%222%114%64%储能小时数（h）444444全球新增液流电池储能（GWh）0.20.51.75.611.919.6年复合增长率YoY%133%253%222%114%64%数据来源：公开资料、券商预测截止目前，液流电池还处在发展初期阶段，但预期增速高。

液流电池的基本情况液流电池的发展液流电池的概念可以追溯到20世纪70年代。最初的概念由美国国家航空航天局（NASA）的科学家提出，用于太空飞行任务中的能源存储。这种电池的特点是电解液中的能量载体分离，这允许它存储的能量和输出的功率独立调节。自那时起，液流电池技术经历了几个发展阶段：全钒液流电池因为发展较早，技术相对其他的液流电池更成熟，所以是目前最主流的液流电池。中国液流电池发展历程可以概述如下：早期探索：液流电池（RFBs）的研究在中国起步较晚。直到21世纪初，中国在这一领域的研究还相对停滞。首个专利申请：据欧洲专利局（EPO）数据库显示，中国的首个液流电池相关专利是由肖某于2002年12月提交的全钒液流电池系统，该专利于2004年6月被授权。研究逐步开展：21世纪初，中国的液流电池研究由大学和公司逐渐展开，国内液流电池产业开始发展。专利申请增长：自2000年以来，液流电池专利的申请数量每年都在增加，特别是在2010年后，行业进入快速发展阶段。全球专利占比：到2023年7月，中国的液流电池专利总数达到6344项，占全球专利的59.23%，位居全球第一。这一发展历程表明，尽管国内在液流电池领域起步较晚，但在短时间内取得了显著的进步和增长，特别是在专利申请和技术发展方面。通过在世界各大专业机构中发表论文的数量来看，国内的科研机构在近几年就钒电池及相关领域的研究成果数量遥遥领先。除中国外，日本、澳大利亚、加拿大、美国也处于全球技术第一梯队。全钒液流电池概要全钒液流电池（通常称为钒电池）是一种利用钒作为主要活性物质的电池，其中钒以循环流动的液态形式存在。这种电池的工作机制基于通过外部泵将电解液输送到电堆内部。在机械动力的推动下，电解液在储存罐和半电池之间的封闭回路内循环流动，并在流经电极表面时发生电化学反应。此过程中，双电极板负责收集并传导电流，实现了将溶液中储存的化学能转换为电能。这一转换过程依赖于钒离子在不同氧化态间的变化，从而实现能量的储存与释放。钒电池工作原理图：钒电池系统由多个关键组件构成，包括功率单元、能量单元、电解液输送系统、电池管理系统和储能逆变器等。其中，功率单元和能量单元是系统的核心。功率单元即电堆，由离子膜、电极、密封垫、电极框和双极板等部分组成。电堆作为发生电化学反应的关键部件，其规模和配置直接影响钒电池的功率性能。能量单元则是含有不同价态钒离子的水溶液，分别存储在正负极的储液罐中，其体积和浓度决定了电池的储能能力。正极液使用+4/+5价钒离子，而负极液则是+2/+3价钒离子。这些组件的协同工作确保了钒电池的高效运行和储能能力。组成主要部件功能功率单元电堆（包括电极、离子膜、电极框、密封垫、双极板、集流板、导流板、紧固件、端板等）发生电化学反应的主要场所，决定了电池的功率大小能量单元电解液、储液罐存储反应所需的活性物质（钒离子），决定了电池的储能容量电解液输送系统循环泵、管路、阀门等系统运行时，负责将电解液从储液罐输送到电堆，反应后再使电解液从电堆回流至储液罐中电池管理系统传感器（监测温度、压力、电压、电流、漏液等）、电动阀门、单向阀门、电力开关实现各电堆、设备仪表、储能标准单元运行状态参数的监测、分布式控制及联锁保护，保证系统正常运行储能逆变器电子元器件（IGBT、电容、电感、电抗等）、机柜、机箱将系统储存的直流电转换为交流电资料来源：姜鹏等．电解液输送系统对全钒液流电池储能系统性能影响．电源技术（2023），张华民，《液流电池技术》成本方面，钒电池中电解液与电堆的成本占比较高。电解液一次成本占总成本的35%，其中五氧化二钒占电解液成本50%-60%左右。电堆成本占总成本的35%，而电堆成本中55%来自于质子交换膜（氢离子交换膜）。其他装置（如管路与控制系统、循环泵等）占总成本的30%。钒电池领先企业信息目前国内钒电池储能系统的生产企业已达20多家，并且更多的企业在近期进入该市场，这说明了钒电池的确是一个被看好的潜力赛道，但也预示着未来市场竞争的激烈。国内外主要的领先企业情况如下：企业名称成立时间基本信息项目情况北京普能2007年2009年，北京普能以215万美元低价收购加拿大VRBPowerSystem，获得其各项技术、专利、商标、设备及核心技术团队北京普能在全球12个国家和地区已安装投运项目70多个，累计安全稳定运行接近100万个小时，总容量接近100MWh，处于开发阶段的项目总容量达到3GWh大连融科2008年大连融科依托中科院大连化学物理研究所的技术支撑，拥有覆盖钒电池技术创新、钒资源、关键材料、储能电池生产制造、系统集成、投资运营等全产业链运营能力2022年，由大连融科承建的全球最大液流电池储能电站一期工程100MW/400MWh项目投运，这是我国首个国家级大型化学储能示范项目，标志着钒电池商业化应用迈上新台阶上海电气2011年组建钒电池团队其钒电池的技术孵化自上海电气中央研究院，2019年，上海电气设立上海电气储能科技有限公司，开启钒电池的独立产业化之路经过十余年技术沉淀和四年多的产业化进程，上海电气已成功研发5kW/25kW/32kW/65kW系列电堆，成功交付50余项液流电池储能项目天府储能（成都）2022年3月西南交通大学先进储能技术实验室负责人曾义凯任首席科学家2023年8月27日，天府储能正式推出新一代超高功率128kW钒电池电堆产品，12月27日其工厂在温江投产星辰新能（北京）2021年业务贯穿石煤钒矿、电解液、电堆核心组部件、电池整机、储能系统等全产业链在常州落成GW级工厂（全球首个全自动化全钒液流工厂）国润储能（山西）2020年清华技术，两大核心产品：全钒液流储能电池产品和全氟离子膜，已建成年产100MW全钒液流电池智能化规模化生产线已落地2个园区光储充一体化项目；2023年与朔州滋润机场成功签订“零碳”机场全钒液流电池储能系统合同UniEnergyTechnologies(UET)通过并购或合并而成立美国企业，专注于大规模钒液流电池的开发和制造，其产品广泛应用于电网、商业和工业储能系统项目遍布全球，包括美国、欧洲和亚洲的多个电网和商业储能项目，跟大连融科合作开发钒液流电池SumitomoElectricIndustries（住友电工）1897年拥有长期的钒液流电池研发历史，提供多种规模的储能解决方案在日本和全球范围内部署了多个钒电池系统，包括一些大型电网储能项目CellCubeEnergyStorageSystemsInc.N/A加拿大企业，专注于提供钒液流储能系统，其产品适用于多种应用场景CellCube的钒电池系统被广泛应用于多个国家的电网支持、可再生能源整合和商业储能InvinityEnergySystems2020年英国企业，前身为AvalonBattery和redTenergy，专业生产钒液流电池，服务于全球市场钒电池解决方案被用于全球多个地区的能源存储项目StorEnTechnologiesInc.N/A美国企业，拥有钒液流电池技术，主要关注储能效率和长寿命的解决方案StorEnTechnologies专注于提升钒电池的性能和效率，其产品主要用于商业和工业储能领域AustralianVanadiumLimited(AVL)2005年澳大利亚企业，除了钒矿开采外，也涉足钒电池市场，提供储能解决方案AVL除了矿业活动外，还参与开发钒电池储能项目，特别是在澳大利亚地区。资料来源：公开信息，茂天研究综合来看，这些企业普遍掌握了包括电堆（质子膜）、电解液和系统集成等核心技术。部分企业还拥有钒矿资源，这一点对于钒电池储能系统的成本控制和市场竞争力尤为关键。随着技术的不断进步、原材料成本的稳定，以及供应链的优化，这些因素共同成为钒电池储能系统企业提升市场份额的重要驱动力。同时，一些上市公司也发布转型公告，增加相关钒电池的业务，统计情况如下：企业原业务新业务转型时间股票代码中核华原钛白钵白粉钒电池2022年7月002145.SZ四川发展龙蟒股份磷化工钒磁铁矿、钒电池2022年7月002312.SZ山东海化集团石油化工钒电池2022年8月000822.SZ永泰能源煤炭、电力、石化、储能等钒电池2022年8月600157.SH昆仑万维科技信息分发、社交、娱乐、元宇宙、游戏及AIGC等钒电池2022年12月300418.SZ潍坊亚星化学氯化聚乙烯(CPE)离子烧碱、ADC发泡剂等液流电池2022年12月600319.SH西子清洁能源装备制造余热锅炉、电站锅炉、电站辅机熔盐储能、钒电池2022年3月002534.SZ攀钢集团钒资源股份五氧化二钒、高钒铁、钒氮合金、钒铝合金为代表的钒系列产品，以钛白粉、

钛渣等为代表的钛系列产品钒电池2022年10月000629.SZ河南易成新能源硅电池片、石墨电极、负极材料等钒电池2021年300080.SZ龙佰集团钛、锆产业链深度整合及新材料研发与制造钒钛制品、钒电池2022年7月002601.SZ常州市凯迪电器线性驱动系统钒电池2022年8月605288.SH山东玉龙黄金股份金矿勘探、开发及大宗商品贸易钒电池2022年12月601028.SH随着越来越多的企业进入钒电池及其相关产业领域，竞争将可能变得更为激烈。然而，这一增加的市场参与度也可能成为推动技术创新和快速发展的催化剂。随着参与企业数量的增长，除原材料之外的部分组件，如规模化生产的配件，其成本有望得到降低。这种规模效应不仅能提高产业的整体效率，也可能进一步推动钒电池技术的市场普及。推动钒电池发展的原因分析能源安全需求：安全需求在能源领域中至关重要，它涵盖两个主要方面：一是原材料供应链的安全和可控性，二是储能设备本身的安全性。首先，随着全球转向绿色低碳能源和新能源汽车的快速增长，锂资源作为战略性矿产的重要性日益凸显。各国对锂资源供应的安全高度重视，纷纷将其纳入关键矿产目录。2020年和2021年，世界银行和国际能源署分别发布的报告强调了未来几十年关键金属需求的上升趋势以及供应安全的挑战。2023年，G7会议期间，欧盟和美国签署了矿产金属协议，旨在建立以G7为核心的新矿产金属供应链网络，这可能会对全球锂矿资源交易产生重要影响。尽管全球锂资源分布广泛，但高品位锂矿主要集中在南美洲几个国家和澳大利亚。中国虽然锂矿资源丰富，但总体品位偏低，导致对外依存度高达55%，高端电池级的锂原料几乎都是进口。因此，寻找能减少对进口原材料依赖的替代方案变得尤为关键。中国是钒资源的第一大消费国，同时也是第一大生产国。中国蕴含510万吨钒资源，占有量居全球第一，其中主要分布在四川攀枝花和河北承德地区，钒资源上的优势可以从新型电池原料自给自足的角度保证国家能源安全。其次，储能设备的安全性是另一个重要考虑因素。近年来，全球储能领域发生了多起安全事故，其中大多数涉及锂电池。据公开信息显示，过去几年全球储能领域共发生70起储能安全事故，其中2011-2022年4月全球共计发生34起储能电站爆炸事件，94%涉及锂电池。锂电池的热失控问题是导致火灾和爆炸的主要原因。相比之下，钒电池由于其电解液的特性，不会出现热失控问题，因此在安全性方面具有显著优势。政策影响：2021年7月，国家发展和改革委员会以及国家能源局发布了旨在加速新型储能技术发展的指导意见，这一政策允许多种储能电池技术参与电力市场，为储能领域的多元化发展铺平了道路。2022年6月22日，国家能源局起草的《新型储能项目管理规范（暂行）（征求意见稿）》明确指出，在电池一致性管理技术和动力电池性能监测与评价体系完善之前，原则上不建议新建大型动力电池梯次利用储能项目。对于已投入运营的相应项目，规定需定期对电池性能进行评估，并加强监测与监管工作。同年7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(2022年版)(征求意见稿)》中提出，中大型电化学储能电站不宜使用三元锂电池、钠硫电池，以及梯次利用的动力电池。2022年3月21日发布的“十四五”新型储能发展实施方案则明确提出，到2025年新型储能将从商业化初期转向规模化发展，到2030年实现全面市场化。其中，液流电池作为重点技术之一被特别提及，百兆瓦级液流电池技术被列为“十四五”期间新型储能核心技术装备攻关的重点方向。此后，钠电池在中国的储能应用领域迎来了快速发展的新时期。

化学储能（电池）指标比较除了研发历史较早的钒电池外，全球还在研究和开发其他几种液流电池，它们各自具有独特的特点和优势。目前热度较高的几种液流电池（理论数据）与锂电池/钠电池的比较如下：电池类型锂离子电池（磷酸铁锂）钠离子电池全钒液流电池锌溴液流电池铁铬液流电池原材料情况对外依赖强丰富丰富丰富丰富能量密度（w／kg）130-200100-15015-5075-8510~20循环寿命（次）3000-60002000+150001500015000充放电效率（％）90-9590-95707070储能系统效率（％）85-9085-9065-7060-6560-70运行温度（摄氏度）0-45°C-20-60°C0-45°C10-40°C-20-70°C寿命（年）10615-2015-2015-20深度充放电是否影响寿命是基本无影响基本无影响基本无影响基本无影响容量衰减后不可恢复衰减后不可恢复可再生可再生可再生回收难易较复杂较复杂易回收易回收易回收安全性较差，存在过热起火爆炸风好好中好单位投资成本（元／kWh）1500-20001100左右3000-40002000-30001000-2000适用场景≤4h≤4h≥4h≥4h≥4h市场情况当前主流技术路线示范项目初步商业化（GW级）示范项目示范项目优势能量密度高，高效率，响应速度快，环境适应成本低，环境友好适用范围广，原材料丰富，15—20年寿命，适用范围广，原材料丰富，15—20年寿命，适用范围广，原材料丰富，15—20年寿命，工作温度范围大劣势存在安全风险能量密度低，技术不成熟能量密度偏低，占地面积大，原材料价格波动大能量密度偏低，充放电倍率低，效率较低能量密度偏低，充放电倍率低，效率较低，腐蚀性强，容器衰减快资料来源：2021年储能白皮书注：如铅酸、镍氢、钠硫电池等循环寿命短不适合长期储能的化学电池并未进行对比。以上运行温度仅指液流电池的理想工作温度范围，如温度过低电解液的粘度可能增加，导致离子传输效率降低，从而影响电池的充放电性能；温度过高虽然反应速率可能会提高，但过高的温度可能加速电解液和电池其他部件的老化，降低电池的整体寿命，并可能增加安全风险（比如管子老化破裂等）。其他液流电池情况：成熟度较低，尚未大范围应用图：PrimusPower公司的铁铬液流电池储能设备PP公司的液流电池主要用于小规模调峰、分批能量转移、智能电网支持、孤岛/黑启动及可再生能源整合。之所以采用单槽设计，可能也是与铁铬液流电池的电解液易窜液有关。除此之外，这种电池负极侧析氢反应严重，铬离子的电解活性差，需要配合催化剂使用，导致其整体效率和功率密度难以提升至合理水平。相比其他化学储能方式，钒电池的优点及缺点总结如下：钒电池的优点：钒电池具有安全性高、循环寿命极长、环境友好、响应速度快、容量规模易调节等优点。钒电池本征安全，理论上不存在着火爆炸危险。钒电池的电解液为钒离子的稀硫酸水溶液，电池中的化学反应在溶液中进行，固体电极只是负责电流的传导，受到各种副反应的影响较少，理论上只要控制好充放电截止电压，保持电池系统存放空间通风良好，即可保证安全，不存在着火爆炸的危险。此外，隔膜即使出现破损，电解液混合后也不会导致电堆完全损坏。使用寿命长，几乎无衰减。影响电池使用寿命的一个重要因素是电池的深度充放电，当电池中的活性物质被反应完全时，继续充电或放电便很容易产生副产物，从而使电池容量减小。由于全钒液流电池是通过电解液中钒离子价态的变化实现电能的存储和释放没有电极固体中复杂的副反应，即使常年运行由于微量的副反应和正、负极电解液微量互串的累计造成容量衰减，也可以通过在线或离线再生反复循环利用，因此钒电池项目通常可以运营15-20年全生命周期环境友好，易回收利用。钒电池的电堆和系统主要是由碳材料、塑料和金属材料组装而成，当全钒液流电池系统废弃时金属材料可以循环利用，碳材料、塑料可以作为燃料加以利用，电解液方面，由于全钒液流电池的充放电主要是钒离子的价态变化因此其充放电几乎不产生杂质，也不产生环境污染物，回收处理的难度低，环境非常友好。响应速度快、充电便捷。钒电池组充满电解液瞬间启动。运行过程中，充放电状态切换仅需0.02秒，响应速度为1毫秒。另外可以通过直接更换电解液实现钒电池的瞬间充电。输出功率和储能容量相互独立，模块化程度高，配置灵活。钒电池储能系统的输出功率由电堆的大小和数量决定，而储能容量由电解液的体积决定。如果需要增加输出功率，只要增大电堆的电极面积和电堆数量即可实现，如需增加储能容量，只要增加电解液的体积即可实现。以融科储能200MW/800MWh国家示范储能电站的一期工程为例，单体电堆的额定输出功率是31.5kW，有8个这样的单体电堆组成了一套可实现单独充放电控制的500kW/2MWh储能模块，由50套储能模块构建1套具有就地监控系统的25MW/100MWh储能单元，最后再由4套储能单元构建出100MW/400MWh全钒液流电池储能系统。钒电池的缺点：钒电池主要缺点体现为能量密度低，全钒液流电池能量密度一般为15-50Wh/kg，同铅酸电池相当，低于锂离子电池，因此实际占地较大，以100兆瓦/400兆瓦时的钒电池的大型储能项目来说，用同样的场地，如果换做理电池大概可以达到800-1000兆瓦时。工作环境相对局限，钒电池通常需要在0-45°C的环境下工作，温度过低会导致电解液凝固，而温度过高则会导致溶液中的V5+形成五氧化二钒析出，从而堵塞电解液通道，导致电池报废。成本是制约全钒液流电池发展的核心问题。目前钒电池的系统投资成本约为3000-4000元/kwh，锂离子电池约为1500-2000元/kwh，结合中核汇能招标价，全钒液流电池储能系统平均单价约3.1元/Wh，中标价为2.65元/Wh，磷酸铁鲤储能的平均单价是1.44元/Wh，钒电池的投资成本约是磷酸铁理的2倍左右。技术还不算完全成熟，维护麻烦。钒电池目前主要存在两个技术上的问题，第一个问题是钒电池生产过程中易析出五氧化二钒沉淀，沉淀物可能恶化电堆性能，因此电堆在长时间运行过程中电解液温度就会很容易超过45摄氏度。第二个问题就是石墨极板会被正极液刻蚀，正常情况下石墨板可以使用两年，但是如若操作不当，可能一次就会完全刻蚀，电堆只能报废。而且正常情况下每隔两个月也需要专业人士进行一次维护，维护频率较高，费钱费力。总结钒电池需要进一步解决及优化的材料/技术问题：电解质溶解度低会导致能量密度低，电极的孔隙率会影响电池的极化和能量效率；流场结构的设计会增加传质阻力，膜选择性可能会导致离子交叉渗透和电解质失衡；建模精度问题导致对性能参数的估计不准确，从而导致电池性能下降；堆叠布局导致传输延迟和浓度极化；在全钒液流电池运行过程中存在电解液分布不均、流动死区、钒离子扩散、析氢氧副反应、电解液失衡、容量衰减、自放电、传质阻塞、局部极化等现象，从而导致电池效率下降，影响电池的整体性能。需要通过流场设计、流量优化、堆栈优化、降低能耗等运行优化策略来解决，使全钒液流电池系统运行在最优状态。目前国内外钒电池产业链布局成熟，在核心部件及原料方面加快研发投入，未来将带动产品升级降本，知名企业如下：产业原料/部件国内企业国外企业五氧化二钒攀钢钒钛、安宁股份、河钢股份、西部矿业、明星电力等电解液四川省川威集团、博融材料、湖南汇锋高新能源、湖南省银峰新能源、湖北平凡矿业美国史查克(Straco)、德国电冶金公司(GFE)隔膜大连融科储能技术发展有限公司、江苏科润新材料股份、辽宁科京新材料、山西国润储能科技、辽宁格瑞洛孚新能源、山东东岳未来氢能材、贵州聚能世纪科技、新新钒钛美国杜邦、德国Fumatech.美国戈尔Gore、日本旭硝子日本旭化成公司电极辽宁金谷炭材料股份、四川省江油润生石墨毡有限公司、嘉兴纳科新材料有限公司、旭能翰源日本东丽,日本东邦、美国都克利、美国阿莫克双极板威海南海炭材料、大连博融新材料、辽宁科京新材料、青海百能汇通新能源科技,中科能源材料科技(大连)、佛山市瑞能达特种材料科技电池堆与系统集咸大连融科储能装备、北京普能世纪科技、乐山伟力得能源、大力电工襄阳股份、上海电气储能科校、国网电力科学研究院武汉南瑞、寰泰储能科枝、承德新新钒钛、国际能源集团北京低碳清洁能源研究院、杭州德海艾科能源科技、开封时代新能源科技日本住友电工、美国UniEnergyTechnologies.奥地利Gildemeiste资料来源：公开信息

影响钒电池成本的其他因素分析核心部件的技术升级储能技术的成本往往与其技术成熟度紧密相关。从其他电池技术的发展历程来看，随着更多制造商的加入和市场竞争的加剧，钒电池的关键部件—电解液和电堆的成本预计将逐步下降。在钒电池中，电解液的成本占据了总成本的40%到50%左右。到2025年，预计对钒的需求将显著增长，其中约50%的需求将由电解液拉动。不同于锂离子电池，钒电池的电解液不仅是关键材料，还直接充当了电池系统的正负极。钒电池的正极电解液是含有四价和五价钒离子的硫酸溶液，而负极电解液则含有二价和三价钒离子。全钒液流电池的电解液通过五氧化二钒与硫酸/盐酸混合得到高浓度的含钒溶液，再通过精确配方制备而成。全钒液流电池的一个显著特点是其功率和容量是相互独立的：功率取决于电堆的规格和数量，而容量则由电解液的浓度和体积决定。因此，在功率固定的情况下，增加储能容量（即充放电时长）的成本低于其他电池系统，只需提升电解液的体积和浓度即可钒电池电解液制造流程图：除了电解液浓度提高外，储能时长（储能设备的设计大小）也对单位成本影响大。根据大连化物所的张华民2022年6月发表的《全钒液流电池的技术进展》测算，1Kwh电解液需要8kg高纯度的五氧化二钒。张华民在《全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》中测算了不同储能时长的全钒液流电池储能系统价格（融科储能2021年第三季度兆瓦级全钒液流电池储能系统价格）。除电解液以外的电池储能系统市场价格为6000元/kW，五氧化二钒10万元/吨时，电解液的价格约1500元/kWh。当储能时长为1小时，储能系统价格为7500元/kwh。若储能时长为4小时，储能系统价格为3000元/kWh（非电解液部分系统成本按4小时分摊，储能系统价格为1500元/kWh，占比50%；电解液价格1500元/kwh，占比50%）。若储能时长增至8小时，储能系统价格为2250元/kwh。储能时长越长，单位成本越低。原材料的供给关系预测从原材料的角度分析，随着全球经济在疫情后逐渐复苏，全球锂矿的开工率有所提升，导致锂价格迅速下降。与此同时，用于制备钒电池电解液的五氧化二钒主要来源于炼钢过程中钒钛磁铁矿产生的钒渣提取。目前，大约80%的五氧化二钒被用作冶炼合金的添加剂，其价格在近年来相对稳定。这种市场趋势对钒电池和锂电池的成本结构及竞争力产生了显著影响。图：五氧化二钒及碳酸锂价格走势钒通过钒渣经高炉/转炉加工的回收率约为50%，随着技术的进步未来仍然有提升空间，但需求端也将会随着钒电池产业的发展而增加，假设按照每GW钒用量8000吨来计算，钒的供应量可以满足需求。部分券商认为钒将小幅度的供不应求，但我们认为钒矿将会扩产弥补。据百川盈孚，国内钒产品产能合计19.34万吨，钒产品生产的前十大企业分别是钒钛股份、成渝钒钛、承德钒钛、西昌钢钒、承德建龙、四川德胜钒钛、建龙钒业、达州钢铁、锦州钒业、陕西五洲矿业。同时，部分上游五氧化二钒的生产企业已经开始介入到电解液的生产当中，如钒钛股份与大连博融的合作、河钢股份与北京普能合作等。目前主要生产钒电解液的企业有湖南银峰、星明能源、大连博融、河钢股份等。表：钒供需关系预测分析单位万吨202020212022E2023E2024E2025E传统需求合计13.8612.9412.2912.6613.0413.43钢铁12.6812.1211.5111.8612.2112.58钛合金0.390.370.350.360.370.39化工0.790.450.420.440.450.46增速-5%3%3%3%国内新型储能累计装机(GWh)3.285.738.7013.3420.4531.34液流电池装机渗透率0.60%0.60%1.60%5.00%10%15.00%全钒液流电池新增装机(GWh)0.020.030.140.672.054.70单位钒需求量(万吨/GWh)0.800.800.780.750.720.70装机五氧化二钒需求量0.020.030.110.501.473.29占比0.11%0.21%0.88%3.80%10.15%19.68%钒需求预测13.8812.9712.4013.1614.5116.72钒供给预测12.6013.6014.0014.2015.0017.00数据来源：东北证券、华经产业研究院、CNESA、中钢协钒业协会、中邮证券研究所、茂天研究质子交换膜（氢离子交换膜）已逐步完成国产替代电堆是发生电化学反应的场所，主要结构包括质子交换膜、电极、双极板、铜集流板、液流框、端板及连接件等。质子交换膜是电堆的重要组成部分，其作用是允许氢离子通过的同时，阻止正负极电解液中不同价态的钒离子的混合。理想的质子交换膜应该拥有高物理化学稳定性、低膜电阻、钒离子选择性高、高质子电导率、低水渗透率和低成本的特点。按照离子交换团不同，钒电池质子交换膜可分为非离子导电膜（多空结构）和离子导电膜；按照化学成分不同，钒电池质子交换膜可以分为含氟类质子交换膜、非氟类质子交换膜。全球钒电池主要使用的是科慕（原美国杜邦公司，于2015年7月与杜邦公司完成拆分）的Nafion全氟磺酸树脂交换膜，Nafion薄膜以磺酸基团为交换基团，作为全钒氧化还原液流电池的标准隔膜，其在电解液中的稳定性高，但价格昂贵。全氟离子交换膜是生产全钒液流电池的关键，以前都要从外国进口，价格昂贵，现在国内公司已经突破了这项技术，打破了国外垄断，生产成本大大降低。国内的江苏科润新材料、东岳集团、亿华通旗下的上海神力、中科院大连化物所、国润储能等都自主创新开发了更低成本的膜，其中江苏科润新材料和东岳集团为专业膜生产商。据高工氢电统计，国内市场仍以科慕的全氟磺酸树脂膜为主要应用产品，其出货量市场占有率为77%；而国产的液流电池质子交换膜市场占有率为23%，其中，国内出货量靠前的企业为江苏科润新材料和东岳未来氢能。质子交换膜的成本可以通过减少膜材料使用面积而降低。2020年6月，大连物化所储能技术研究部李先锋和张华民团队成功开发出新一代30KW级低成本全钒液流电池电堆。该电堆采用自主研发的可焊接多孔离子传导膜（成本<100元/m2）。相对于传统的电池组装技术，膜材料使用面积减少30%，电堆总成本降低了40%。通过查询国外期刊相关钒电池技术资料，在全钒液流技术路线上的研发主要集中在添加剂改性制备高浓度高稳定性电解液，开发活性催化剂材料，提高电堆功率密度，以及开发低成本高质子传导高稳定性隔膜。其他潜在的替代技术目前来看，其他的液流电池技术由于研发时间短，成熟度较低，尚未大范围应用。但在各种国际期刊上也有来自各研究机构关于改良有机液流电池、碱性锌铁液流电池的相关研究成果。如在未来10年内相关技术走向成熟并实现产业化，并且钒电池技术成熟无更多突破，则这些较钒更低的原材料成本的液流电池可能会取代钒电池在储能方面的应用。短期来看，主要的竞争还是来自于锂电池的成本逐步降低，以及储能时长在4小时以内的储能站应用。而像固态电池、锂硫电池、钠离子电池目前的技术都不够成熟。用于大型储能电站的成本及运营测算储能电站的成本构成包含初始投资成本、运维成本、换电成本、附加成本、电站残值等。低成本长寿命是电化学储能一直以来追求的目标。储能系统的成本和效益，是决定其是否能够规模化的重要因素。为衡量储能技术的经济性，通常采用度电成本作为关键指标。专业测算方面采用多元储能优化度电成本模型进行评价，即公示指标具体内容Ctotal储能技术全寿命周期总成本现值，元Etotal储能技术全寿命周期发电量现值，kWhCinv初始投资成本，元初始一次性投资成本可分为储能容量成本和功率成本，容量成本是储能电站提供能量时产生的成本，主要由电池本体、集成装置以及BMS构成；功率成本是储能电站提供功率的成本，一般为PCS、辅助设施等COM运营维护总成本现值，元包括容量运维成本、功率运维成本和人工成本CR换电成本现值，元主要包括更换电池提高储能电站使用期限Crec电站固定资产残值现值，元Ccharge充电成本现值，元通常采用两部制电价，但这里统一测算Ccapital投资资金成本，元税金支出、贷款利息等En储能电站年发电量，kWhr折现率，%n储能系统运行年份(1，2，3，…，N)，包含换电后年份储能优化度电成本模型测算：参数锂离子电池全钒液流电池能量效率%85～9575～85放电深度%90100容量衰减率%/a1.50服役年限n/a15～2015～20单位功率成本(元/kW)300～420300～1000单位容量成本(元/kWh)1500～23003200年运维成本系数0.50.5单位容量换电成本(元/kWh)850—按照100MW/200MWh规模的储能电站测算储能时长2小时折现率%8%每天充放电次数1年运行量360天电站寿命20年电站残值5%两部制电价0.25元/kWh优化全寿命周期LCOE测算结果不计充电成本0.66340.8762计及充电成本0.97131.2321

数据来源：储能科学与技术,2023,12(1):/国网河南省电力公司电力科学研究院/北方工业大学储能技术工程研究中心结果显示，锂电池储能的度年成本在不考虑充电成本的情况下仍较钒电池低24.3%。且锂离子电池综合性能较好，能量、功率密度大、能量效率高，也适合大规模应用在各种场景。目前标准要求新建的锂电池储能电站的交流侧效率不低于85%，放电深度不低于90%，电站利用率不低于90%，充放电次数不低于6000次。锂电池储能电站成本也仍然有下降空间，根据目前的研发速度，锂电池成本以每年约10%的速度下降，2025年锂电池成本有望降低到0.5元/Wh。依据国家发改委、能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》，至2025年储能进入规模化发展阶段，电化学储能系统成本降低30%测算，锂离子储能技术的度电成本将达到0.42元/kWh，基本实现规模化储能应用的目标。锂离子电池全钒液流电池初始投资成本占比65%70%运维成本占比3%3%充电成本占比31%25%成本结构方面，降低储能电站的初始投资成本(功率成本、容量成本)，可有效降低储能电站的总成本，提高电化学储能电站的经济性，但目前来看无论是锂电池还是钒电池初始投资成本都很高。像钠硫电池和铅酸电池的初始投资成本大概分别为56%及36%，但由于电池寿命短则换电成本高。乐观测算情况：上面第一种测算是基于现在的实际情况做出，假设两种电池储能站的是残值都在5%。但是目前钒电池在资本市场呼声高，不少券商都做出乐观预测，假设其理论残值可回收部分较高（达到40%），根据这种情况测算，则在锂电池不进步的情况下，钒电池拥有更长的运营年限，较高的充放电深度和回收成本以及更低的衰减率的情况下，可以做到与锂电池相近的度电成本。项目磷酸铁锂电池储能全钒液流电池储能（不考虑回收残值）全钒液流电池储能（考虑回收残值）全饥液流电池储能（行业头部企业）（考虑回收残值）初始投资假设储能容量QE/(MW·h)400400400400储能时长（h）4444储能功率/MW100100100100年衰减率2.00%0.00%0.00%0.00%储能效率ηRT/%88606060单位投资成本（元/kWh）1500300030002650初始投资成本Cinv/万元60000120000120000106000运维费用（%）0.50%0.50%0.50%0.50%寿命10202020报废成本率15%15%40%40%残值9000180004800042400运营假设放电深度θDoD/%90.00%100,00%100.00%100,00%年循环次数Ny/（次·a—1）365365365365充电电价/（元·（kW·h）—1）0.2880.2880.2880.288折现率8.00%8.00%8.00%8.00%测算结果度电成本LCOE（元/kWh）0.710.850.810.71资料来源:《储能技术全生命周期度电成本分析》、券商报告据国际再生能源机构IRENA预测，液流电池的总安装成本到2030年可下降三分之二。据其公布的数据显示，2016年时，全钒液流电池的总安装成本为315美元/千瓦时，到2030年有望下降至108美元/千瓦时，而全钒液流电池总成本预计不会超过360美元/千瓦时。液流电池初期成本高，但其服役周期长，其电池通常可以循环超过10000圈，因此长期而言，液流电池依然在成本上具有很大优势。有研究表明，全钒液流电池在年发电量约为10GWh的情况下，可以实现降低成本至120美元/kWh（不包括安装成本）。（资料来源：Minke,C.,Kunz,U.andTurek,T.(2017)‘Techno-economicassessmentofnovelvanadiumredoxflowbatterieswithlarge-areacells）双鸭山市经济合作促进局政府网站披露显示，随着国内钒电池研发生产企业的规模化发展，带动钒资源向电池领域倾斜，可以预料的是未来三到五年，4h钒电池系统投资成本将从2500元/kWh降到与锂离子电池相近的1500元/kWh-1700元/kWh，钒电池在长时储能领域的技术优势将进一步显现。针对投资成本方面研究，据中核汇能发布的2022-2023年新能源项目储能系统集中采购显示，中标候选人分别为为：大连融科、四川伟力得能源、液流储能科技公司、国网电力