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李强总理调研大连融科全钒液流电池储能发展情况

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2023/6/10 浏览次数：

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6月7日至8日，中共中央政治局常委、国务院总理李强在辽宁调研。其中，7日，李强总理来到中科院大连化学物理研究所，了解该所发展历程和科研攻关等情况，希望他们弘扬优良传统，深化体制机制改革，发挥创新引领作用，为服务高水平科技自立自强再立新功。

李强总理对全钒液流电池高安全、长寿命和资源友好等优势给予充分肯定，希望全钒液流电池储能在推动国家能源转型和建设以新能源为主体的新型电力系统中发挥积极作用。

在调研过程中，李强总理非常关注全钒液流电池技术创新和产品开发进展。当听到大连融科储能已经达到国际领先水平，并全面参与国内外标准制定时，欣慰的说到：“真是令我大开眼界。未来还要在提升电池能量密度、降低产品体积和成本上下功夫，不断在大型储能领域和家庭用能方面发力，推动钒电池的多场景应用。”

随着新能源渗透率不断提升，储能成为电力系统中不可或缺的关键环节。李强总理表示：“我国新能源发展已经走在世界前列，发展速度很快，同时对电网系统的稳定性带来很大挑战。钒电池作为新型储能技术，要发挥安全、长寿命、环保的特点趟出一条新路，这对能源转型意义重大。”

储能是构建新型能源体系的关键，同时储能技术路线多样，装备产业链长，附加值高，是一种催生新产业格局的未来业态。

中共中央政治局常委、国务院总理李强对储能产业高度重视，其曾指出：储能在能源革命中扮演着重要角色。自上任以来先后在北京、大连调研多家储能公司！

2022年，由大连融科储能承担建设的全球最大的100MW/400MWh全钒液流电池储能电站并网运行，标志着全钒液流电池商业化应用迈上新台阶, 充分验证了全钒液流电池在提供电网调峰、保障新能源消纳和城市用电安全等公共服务方面发挥的电力基础设施作用。李强总理鼓励大连融科储能要继续做好技术创新，持续发力全钒液流电池的多场景推广应用，在全国多个城市建立全钒液流电池储能电站，在不断应用中发现问题、解决问题，提升整体技术先进性和可靠性，在新时代担当作为、创新实干，努力在推动高质量发展上创造新业绩，为实现东北振兴作出新贡献。这是李强总理再次调研储能企业。

4月，李强总理曾调研了储能系统集成商，北京海博思创科技股份有限公司。他当时指出：储能在能源革命中扮演着重要角色，具有广阔市场空间。要把新能源和储能产业发展紧密结合起来，进一步加强规划引导和政策支持，持续推动技术进步。积极支持用户侧储能多元化发展，更好适应市场变化，满足用户需求。

液流电池正以后补角色入场。

随着新型储能赛道的持续火热，液流电池正以“后补”角色入场。

近期，上海电气宣布将在合肥基地新增1吉瓦时钒液流电池产能；星辰新能也宣布，全钒液流吉瓦级工厂一期300兆瓦产线将于8月投产，最终总产能达到3吉瓦；纬景储能此前表示，江苏盐城智能制造工厂单条产线产能将提高至1.2吉瓦时……今年以来，电池生产商密集宣布并推进液流电池扩产计划场，以求在新型储能赛道铆足后劲，大展身手。

长时储能成刚需

目前，我国电化学储能装机容量90%为锂离子电池技术，储能时长通常在2小时左右。随着可再生能源占比大幅提高，电网调峰作用将由火电调峰电站移交给储能电站。为保证电力系统安全、稳定供电，大功率、长时储能系统渐成刚需。

“长时储能在新型电力系统中非常重要，是目前我们最大的缺口。”中国科学院院士赵天寿指出，构建以新能源为主导的新型电力系统需要不同时长、规模化、高安全的储能技术。在太阳能、风电占比较低的情况下，用火电来应对调配需求，但未来新能源占比达到70%以上时，必须通过长时储能来实现。

长时储能，通常是指 4 小时以上的储能技术。从建设“新能源+储能”的实际需要出发，各地储能政策导向已经出现变化。去年12月，内蒙古发布《关于加快推动新型储能发展的实施意见》，在全国率先提出“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”的要求。此外，辽宁、河北、上海、新疆、西藏等省区均将配储比例及小时数进一步上调，要求储能时长达到4小时以上。

作为长时储能技术的“后备军”，液流电池一跃成为市场“新贵”。根据正负极、电解质溶液中活性电种类的不同，液流电池可分为锌铁液流电池、锌溴液流电池、全铁液流电池、铁铬液流电池、全钒液流电池等。其中，钒电池伴随上下游产业的发展，已率先进入商业化初期。

星辰新能市场总监周旋表示，全钒液流电池是综合技术指标最领先、产业化落地最靠前、国家政策最鼓励的新型储能路线之一。预计到2030年，全钒液流电池在新型储能中渗透率将超过30%。

综合优势凸显 天时地利，让液流电池脱颖而出。

液流电池诞生于上世纪70年代，2022年，行业技术取得里程碑式进展，兆瓦级产品量产交付，首个吉瓦时级别项目集采开标，包括全球最大液流电池储能电站大连液流电池储能调峰电站一期100兆瓦/400兆瓦时在内项目的成功并网，使其技术成熟度和规模化得到验证，极大提振了行业信心。

安全是液流电池的最大优势。纬景储能业务发展总监陆双双介绍，液流电池是将能量储存于水性电解液中，且能量转化不依赖于固体电极，没有燃烧、爆炸的风险，满足储能的安全需求；其次，液流电池使用寿命长，其容量和功率可以有效解耦，根据项目需求来灵活配置。相比于抽水蓄能、压缩空气等长时储能技术，液流电池建设周期短、选址灵活。“液流电池在发电侧、电网侧都有很好的表现，从毫秒级、秒级响应，到分钟级以及小时级响应，都有非常突出的表现。”

上海电气储能科技有限公司总经理杨霖霖介绍，一方面，我国钒资源储备量和钒产量均为全球第一；另一方面，我国钒电池技术引领全球，没有卡脖子的技术风险，从核心关键原料到电堆等装备技术，都能实现100%国产化制造。

不同于锂电池锂原料对外依赖度较高，我国钒资源丰富，锌铁液流电池、锌溴液流电池也不存资源受限问题。陆双双指出，铁铬、锌溴等液流电池技术性能相差不大，主要区别在于制造可行性和商业化成本。锌、铁两种元素在全球储量丰富且价格稳定。而且，锌铁液流电池能在零下10摄氏度至45摄氏度环境温度下安全稳定运行，不受地理环境限制。

模式创新降低成本

目前，国内从事液流电池的机构主要有中国科学院大连化学物理研究所、大连融科、北京普能、上海电气、清华大学、中科院沈阳金属所、中南大学、星辰新能、纬景储能等科研院所和企业，还吸引了钛白粉龙头中核钛白等公司跨界布局。

在业内看来，从曾经的小众产品到未来的大规模应用，液流电池还需解决初始投资成本较高、商业化运行模式不明确等问题。

国网新疆电力经济技术研究院副总工程师宋新甫坦言，液流电池初始投资每千瓦在6000元左右，是锂电池的3倍左右，其中电解液和电堆占据投资的绝大部分。

不过，液流电池电解液可以再循环使用，残值很高。“钒液流电池的电解液不会被消耗，未来可以对电解液进行融资租赁。在初装成本中，将电解液成本剥离出去，建立一种新的商业模式以降低成本。”杨霖霖指出，全钒液流电池循环次数达到2万次以上，能够支撑风光发电项目25年的稳定运行，不需要更换电芯，不需要追加投资成本。同时，钒电池装备在结束生命周期后仍有30%以上的残值。因此从全生命周期来看，全钒液流电池度电成本已低于0.2元。当然，钒电池还处于产业化初期，通过技术不断进步、提升电堆功率密度、提高电解液有效利用率、优化系统端造价以及规模化应用等手段，钒电池仍有降本空间。

全钒液流电池储能：技术日趋成熟，产业链初步成形

✓ 目前在大规模储能技术中，以液流电池最安全经济，液流电池中又以全钒液流电池（又称“钒电池”）技术成熟度最好、应用最广、商业化程度最高

✓ 钒电池所需关键材料基本可以实现全国产化，部分部件与国外先进水平有一定差距。上游，钒资源储量全球第一；中游，电解液生产基本自主可控，电极碳素材料可满足生产要求，但全氟隔膜成本高、技术路线尚不明朗；下游，初装成本限制大规模商业化，但长期储能有优势。

✓ 钒电池尚处于商业化早期，产业链强势环节有望率先收益。上游钒资源供给刚性，自有钒矿企业铸就资源壁垒；中游关键材料商中，电解液厂商多为钒资源企业向下游产业链延伸或者电池集成商向上游一体化布局，部分隔膜材料商有望打破国外垄断；下游系统集成商由于初装成本高且受上游钒价波动影响，在市场推广初期利润承压，后期有望随装机规模扩大而逐步改善。

✓ 2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，钒电池在新型储能装机中的占比2.3%；预计2025年国内钒电池市场渗透率达到15%，装机功率为9GW，装机容量达到36GWh以上

✓ 钒电池电堆是钒电池储能系统的核心部件，主要构成包括隔膜、电极、双极板、流场板、集流体、端板等部件

✓ 一个完整的全钒液流电池储能系统除了电堆和储液罐之外，还包括温控系统、循环模块（正极泵、负极泵、管路等）、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）和能量管理系统（EMS）等

✓ 目前我国储能新增装机结构是 78.97%的储能市场是抽水储能，18%是锂离子电池技术，其他储能技术装机不到 4%。

1）钒电池简介，发展历程：从“女神元素”到储能电池

全钒液流电池（VFB）又称钒电池，主要利用钒离子的价态的变化来实现电能的储存和释放。从工作原理上来看，钒电池相比锂离子电池的最大不同在于导电离子主要为不同价态的钒离子。钒元素的价态多变，不同价态的化合物呈现不同的颜色，所以用北欧神话里的女神Vanadis（又名Freyja，爱情与美貌之神）来命名，翻译为中文就是“钒”。充电时，正极的 VO2+失去电子成为 VO2+，负极的 V3+得到电子成为 V2+；放电时则相反。从结构上看，与锂电池的电解液集成在电池内部不同，钒电池的正负极的两侧各有一个电解液储罐，通过循环泵输送至电池内部进行反应。

全钒液流电池工作原理示意图

钒电池最早由澳大利亚新南威尔士大学Skyllas-Kazacos 提出，因其具有安全性高、储能容量大、使用寿命长等特点得到了长足的发展。

我国对钒电池的研究起步较早，目前已进入大规模商业示范运行和市场开拓阶段。

国内全钒液流电池发展历程

2）市场：乘储能东风，溪云初起正当时

截至2022 年底，全国已投运新型储能项目装机规模达 870万千瓦，2021 年 7 月，国家能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出，到2025 年，我国新型储能装机容量要达到30GW以上。而根据2022 年11 月中国电力企业联合会《新能源配储能运行情况调研报告》的数据，到2025 年，国内各省规划的新型储能装机规模合计超过 60GW。而钒电池作为储能技术的一种，2021年和 2022 年在新型储能装机中的占比分别为 0.6%、2.3%，并有望随着长时储能需求的增大，渗透率进一步提升。

2025 年国内钒电池市场渗透率达到15%，平均储能时长为 4h，则预计 2025 年钒电池的装机功率为 9GW，装机容量达到36GWh 以上，而钒电池产业将从商业化初期进入规模化发展阶段。

3）产业链：技术日趋成熟，产业链初步成形

目前钒电池产业处在商业化早期，市场需求未打开，相关企业分为三类：上游钒矿、中游原材料商和电池集成商。

液流电池产业链

3.1 上游：我国钒储量全球第一，自有钒矿企业铸就资源壁垒

我国钒储量非常丰富，主要集中分布在四川攀枝花和河北承德等地区。在钒储量方面，根据USGS 数据，我国已探明钒储量950 万吨，约占全球总储量的37.6%，位居全球第一。

3.2 中游：关键材料自主可控，国产替代趋势明显

钒电池所需关键材料基本可以实现全国产化，部分部件仍与国外先进水平有一定差距。

典型4h 全钒液流电池储能成本构成

全钒液流电池单体内部结构

全钒液流电池中，位于离子交换膜两侧电极材料是其中的核心组件之一，电极表面是全钒液流电池发生氧化还原反应的场所。

结构设计上，电极流道由无流道型向分裂蛇形流道发展。

材料选型上，钒电池电极材料的研究主要集中在金属电极和碳素电极，碳素类电极更具成本优势。

碳素类电极材料主要包括玻碳、碳纸、石墨毡、碳毡等碳纤维材料。其中，石墨毡和碳毡由于其成本相对低廉，并且稳定性好，导电能力突出，高比表面积等特点，因此被用作钒液流电池的主要电极材料。

在国产化方面，我国当前的电极材料已基本能满足钒电池使用需求。目前生产电极的主要企业有江油润生、辽宁金谷、江苏普向、嘉兴纳科等。

隔膜是另一影响钒电池工作性能的关键材料，主要通过分隔正负极电解液并选择性透过离子的方式实现电池结构中完整回路的构建。

目前，商业领域广泛采用的是以杜邦公司（科慕）生产的Nafion 膜为代表的质子交换膜。

钒电池隔膜技术仍在迭代中，含氟膜、非氟树脂、多孔膜等技术路线的竞争格局尚未明朗。

3.3下游：技术迭代推动系统降本，钒电池产业化有望提速

钒电池电堆是发生充放电反应，实现电能化学能相互转换的部件，是钒电池储能系统的核心部件。电堆的主要构成包括隔膜、电极、双极板、流场板、集流体、端板等部件，通过层层组装、焊接等工艺制备而成。

全钒液流电池电堆结构示意图

全钒液流电池电堆

全钒液流电池电堆的各种效率和电解液利用率之间密切相关。

全钒液流电池电堆生产工艺流程

全钒液流电池储能系统工作原理

一个完整的全钒液流电池储能系统除了电堆和储液罐之外，还包括温控系统、循环模块（正极泵、负极泵、管路等）、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）和能量管理系统（EMS）等。温控系统相关企业主要有：英维克、申菱环境、松芝股份、高澜股份、同飞股份等。储能变流器相关企业主要有：阳光电源、科华恒盛、东方日升、科陆电子、上能电气等。能量管理系统相关企业主要：国电南瑞、许继集团、平高电气、南瑞继保等。