2022年以来，储能风口炙手可热。新市场催生新变局。以往，“五大六小”常被视作我国能源转型的主力军，推动国内风电等清洁能源装机不断攀升。如今，面对储能机遇，众多新企业涌入，试图分羹能源转型。其中，中国电建招标全钒液流储能*多达800MW，中国能建的布局迅猛。《未来焦点，钒液流电池储能风潮兴涌》的*新*研究报告。
*报告指出，钒液流电池，作为继风能、太阳能储能技术之后的另一大新型技术，在大规模储能领域具有很好的应用前景，同时作为大型“城市充电宝”，应用于调峰电源系统、风能发电系统、大规模光伏电源系统的储能及不间断电源或应急电源系统。近年来，国家政策大力支持储能电池发展，2017年国家发展改革委发表《关于促进储能技术和产业发展的指导意见》，明确计划在未来10年内完成两步走，到2025年，使储能电池产业实现规模化发展，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点。2021年国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用。在政策利好下，预计储能电池快速发展将助力我国实现碳中和目标。在“双碳”政策背景下，长时储能系统是实现“双碳”目标的关键之一。长时储能在可再生能源大力发展背景下，在增强储电能力、保障电力系统调峰和稳定运行以及*端情况电力补充方面发挥着重要作用。基于研究和工程实践及其所获得的业界共识，适合于长时间、大规模的储能形式主要包括如下3类。1.抽水蓄能：作为*成熟稳定的储能技术，是近年来中国重点投资建设的储能形式，国内外已有众多的应用案例。甚至抽水蓄能已经作为大规模储能的标杆，经常以其能量转换效率、初始投资及全寿命成本等方面指标来对发展的新型储能技术进行比较评判。抽水蓄能的局限性主要在于其对建设选址的要求较高(建坝条件、环境影响和淹没区移民等)，一些地区可用于建大型抽水蓄能电站的资源已近枯竭(如江苏省等)，且建设周期漫长(7～10年)。2.压缩空气储能：虽然传统的压缩空气储能属于成熟技术，但由于系统在运行过程中需要补充额外能源(压缩过程放热能量散失，膨胀过程吸热需用燃气燃烧予以补充)，导致系统的能量转换效率偏低(仅20%～50%)，并且其也受资源条件限制(需要利用大型地下岩洞或矿洞等作为储气库)。但近年来针对传统压缩空气储能进行的研究取得了进展，发展为新型压缩空气储能技术，主要是将压缩热进行有效存储和利用，提升了能量转换效率。3.液流电池：液流电池包括多种形式，全钒液流电池是*接近产业化和规模化应用的一种。全钒液流电池不受地域、环境等条件的限制，其储能规模上限小于抽水蓄能等，但属于大规模储能“赛道”的技术，其应用应该定位于大规模、长时间储能。全钒液流电池储能系统安全稳定，运行稳定，全生命周期环境友好。全钒液流电池的电解液为钒离子的稀硫酸水溶液，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，一定程度上*安全。全钒液流电池储能系统的输出功率和储能容量相互独立，设计和安装灵活，适用于大规模、大容量、长时储能。全钒液流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。要增加输出功率，只要增大电堆的*面积和增加电堆的数量就可实现；要增加储能容量，只要增加电解液的体积就可实现。能量转换效率高，启动速度快，无相变化，充放电状态切换响应迅速。全钒液流电池采用模块化设计，易于系统集成和规模放大。全钒液流电池电堆是由多个单电池按压滤机方式叠合而成的。当前产业化的单体电堆的额定输出功率一般在30～80 kW，而储能系统通常是由多个单元储能系统模块组成，一个单元储能系统模块额定输出功率一般在500 kW左右。具有强的过载能力和深放电能力。储能系统运行时，电解液通过循环泵在电堆内循环，电解质溶液活性物质扩散的影响较小；而且，电*反应活性高，活化*化较小。据中核汇能发布的2022-2023年新能源项目储能系统集中采购（标段一）显示，中标候选人分别为：大连融科、四川伟力得能源、液流储能科技公司、国网电力科学研究院武汉南瑞公司、山西国润储能。在电化学储能技术中，目前发展较为成熟的锂电储能的投资成本约在1.8元/Wh，而此前钒电池项目投资成本约在3.8-6.0元/Wh，是锂电储能投资成本的2倍以上。受较高的初装成本掣肘，全钒液流电池的商业化发展较为缓慢。但随着钒电池持续降本，叠加其安全性较好，生命周期成本低于锂电池，全钒液流电池的投资项目数量逐渐攀升。国际上液流电池的种类主要有全钒液流电池、锌溴电池、铁铬电池、多硫化钠溴电 池4种技术路线，其中全钒液流电池目前成熟度*高，商业化进程*快，国内外参与其研究开发的机构与企业较多。全钒氧化还原液流电池又称钒电池（VanadiumRedoxBattery，VRB）。钒液流电池是以钒(V)的V3+/V2+的氧化还原电对的钒离子溶液作为活性物质，并将这些活性物质储存在储液罐内以备作为负*。实际上这样的电*体系是液流电池（FB）体系，FB是可充电的，在FB中，能量储存在电活性物质中。电活性物质溶解在罐中的液体电解质中，通过电池将化学能转化为电能，再将液体泵出反应室。氧化还原流（RFB）和混合流（HFB）是FB的具体实施方式。因此，对应着钒负*就需要另一个储液罐用作正*，通常会选取+4价和+5价的钒离子用作活性物质。如图1所示，这是钒电池的工作原理图。从图中可以看出，外接泵把电解液泵入到电池堆体内,使其在不同的储液罐和半电池的闭合回路中循环流动,采用离子交换膜作为电池组的隔膜,电解质溶液平行流过电*表面并发生电化学反应,通过双电*板收集和传导电流,使存储在溶液中的化学能转化为电能。因此，RFB罐的总大小反应出电池的总能量的多少。通常，在需要高功率，高能量的能量输出时，往往会将钒电池修建得非常庞大。如图所示。钒电池作为新型储能的一种，已经进入商业化初期。2022年3月21日，十四五新型储能发展实施方案发布， 提出到 2025 年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段；到 2030 年，新型储能全面市场化发展。其中液流电池被重点提及，《实施方案》将百兆瓦级液流电 池技术纳入“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。2022年7月1日，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）》 提出中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池。钒电池已成为新型储能电站的重要力量。钢铁工业是钒的主要下游。传统需求方面，钒在钢铁工业主要用于制造钒 铁、氮化钒、钒氮合金等；在合金领域可用于制造钛合金，应用在飞机发动机、宇航船舱骨架、导弹、蒸汽轮机叶片、火箭发动机壳等方面；在化工领域主要用于硫酸、尿素等的催化剂和着色剂使用。三大领域分别占比 91.4%、2.80%、3.36%。政策推动新型储能进入发展快车道。未来随着电力市场的逐渐完善，储能供应链配套、商业模式的日趋成熟，新型储能将进入发展快车道。根据CNESA预测，在保守场景下2026 年新型储能累计规模将达到 48.5GW，2022-2026 年复合增长率约为 53.3%，理想场景下将达到 79.5GW，年复合年均增长率约为 69.2%。液流电池储能渗透率迅速提升。液流电池作为目前较为成熟的长时储能路线，渗透率有望迎来迅速提升。根据国家能源局，2022年全国新型储能累计装机中，锂离子电池储能占比94.5%、液流电池储能占比1.6%，较上年提高1%。全钒液流电池系统由电堆、电解质溶液储供子系统、电池管理子系统等组成，系统相对复杂。电解液和电堆是钒电池的核心环节。从成本占比看，电解液占比约41%，电堆占比约37%，二者是钒电池的主要成本来源。产业链不成熟，供给配套不完善，关键环节如离子交换膜等依赖进口产品，是钒电池成本较高的原因之一。国产替代有望推动降本。从近期产业链跟踪来看，国内钒电池产业链建设正在加速推进，产品性能追赶进口产品，随着装机规模不断扩张和政策大力支持，关键环节国产替代将推动钒电池进一步降本。*储能：试想一下，对于那些风能资源丰富的地区，我们就可以设计一个体积非常庞大的钒电池用来收集风能，要知道，风能的收集是我国目前的难点，我国每年会造成大量的风能缺失。钒电池也可以用于小型的换电站，比如偏远地区如果也想建蔚来的换电站，我们也可以设计一个小型的钒电池进行适配。总之，全钒液流电池在未来五年会得到大面积的推广，值得我们关注。大连融科储能技术发展有限公司是全球*的全钒液流电池储能系统服务商，成立于2008年。大连融科储能与中科院大连化学物理研究所产学研深入合作，历时十余年的积累创新，实现了全钒液流电池核心技术的重大突破，建立了完整的自主知识产权体系，是液流电池领域国内外标准的主导制定者，率先实现了全钒液流电池电解液和双*板等关键材料的国产化生产，以及电堆和电池系统的规模化生产。公司拥有以五氧化二钒、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，具备年经营钛精矿150万吨和年产钒制品（以V2O5计）4.3万吨、钛白粉23.5万吨的综合生产能力，是世界主要的钒制品供应商，中国主要的钛原料供应商，中国重要的钛渣生产企业，中国重要的硫酸法、氯化法钛白粉生产企业。易成新能旗下子公司开封时代新能源科技有限公司位于开封市顺河回族区储能新材料产业园内，于2021年5月注册成立，总投资1.3亿元。该公司主要生产清洁能源市场所需的全钒液流电池储能系统及其配件，该项目一期年产能300MW，三期落成后年产能为3GW。公司目前主营业务为全钒液流电池储能系统及其配件生产，该项目由公司和中国科学院大连化学物理研究所合作开发。
今年开年以来，围绕储能产业，中国能建频频发声造势：先是两会期间，董事长宋海良提出储能产业发展提案；种种信号表明，这位能源电力建设“狂魔”筹谋在储能领域大干一场，从提供能源电力建设服务的角色，走向深度参与能源转型的中心舞台。
回顾我国能源电力发展，中国能建和中国电建承担了关键支撑角色。从火电、水电、核电，再到风电、光伏，电建“双雄”几乎承担了从电站规划、勘测、设计和施工的基础工作。统计数据显示，中国能建参与设计、建设新能源装机分别 超 1.7、1.1 亿千瓦，分别占全国新能源装机的32%、21%。中国电建所属华东院承担勘测设计的海上风电场并网容量约为16吉瓦，占全国海上风电并网容量越63%。随着能源转型的持续推进，二者走上能源开发的舞台。但是，中国能建的步伐迟滞，即使与中国电建对照，清洁能源开发规模也都相去甚远，更遑论“五大六小”。如今，面对储能即将规模化爆发的契机，中国能建积*下场，期待构建自己的话语权。事实上，面对构建新型电力系统的机遇，中国电建也在加快在储能领域的布局。得益于在水电建设领域的深厚积累，其在抽水蓄能上的开发倾入更大精力。财报显示，2022 年上半年，中国电建开展前期工作的抽水蓄能项目 22 个。然而，不容忽视的是，包括粤水电、南网储能、国网，及地方企业在内，越来越多的企业投身储能电站的开发中来，竞争也更加激烈。
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