导读：
东方富海博士后创新实践基地秉承研究发现价值、研究引领投资的理念，对投资实务进行前瞻性研究。我们特别设立了“富海洞察”专栏，用于发布基地系列研究报告，供交流探讨。本文是液流储能电池的相关研究，为基地出品的第十二篇报告。
储能技术是构建以新能源为主体的新型电力系统、实现双碳目标的关键支撑技术。其中，液流电池储能具有高安全性、长寿命等显著优势，有望成为大规模、长时储能的主流技术之一。本文介绍了液流储能电池的特点和发展背景，围绕当前产业化成熟度最高的全钒液流电池技术，梳理了行业发展现状与趋势，探讨了钒资源供给能力、全钒液流电池系统的成本下降空间等备受关注的问题
储能技术是指通过介质或设备把电能存储起来，需要时再释放的过程 [1]。储能可有效地平抑光伏、风电等可再生能源发电的波动，提高电网稳定性和供电质量，是实现我国能源结构转型的关键支撑技术。根据储能技术的原理，可将储能系统分为机械储能、电化学储能、热/冷储能、电磁储能、化学储能等类型。不同的储能技术有其各自特点和适用场景，行业呈现多种技术并行发展的格局。其中，液流电池属于电化学储能范畴，因其具备高安全性、长寿命等特点，近期受到学术界、产业界的广泛关注。
1液流电池：安全性高、扩容性强、循环寿命长
一、高安全性是液流电池最大亮点
液流电池并不是最新提出的电池路线，早在1970年日本科学家便提出了液流电池的概念，1974年美国NASA科学家构建了第一款铁铬液流电池模型。与锂电池结构和工作原理不同，液流电池有正、负极两个单独的电解槽，电解液通过循环泵进入电堆的正负极单元，电解液中活性物质在电极上发生氧化还原反应来实现电能和化学能的转化。
▲图1. 液流电池结构示意图
资料来源：《全钒液流电池技术研究进展》
随着全球新能源汽车的推广，过去十年锂电池迎来了爆发式的增长。但由于全钒液流电池的质量能量密度比锂电池低得多，对于等量几十千瓦时水平的动力电池，全钒液流电池系统的体积约为锂电池的3-5倍，限制了全钒液流电池在车载或消费电子领域的应用。
储能电池系统容量大、系统控制复杂，安全性要求高。根据中国电力企业联合会统计数据，截至 2022 年底，全国规模以上各类电化学储能电站 772 座，总能量 43.08GWh，折算得到储能项目平均装机容量约为56MWh，是车载动力电池容量的近千倍 [2]。大规模的储能项目不仅投资金额高，且系统控制复杂，一旦发生安全问题，造成的损失将极为严重。
目前，储能电池技术呈现锂电、钠电、液流等多链竞争的发展格局。相对成熟的锂电池，曾在不同应用场景中暴露出安全问题。据公开数据，2017到2022年间，全球电化学储能电站发生超70起安全事故，其中绝大部分为三元锂电池。2022年6月，国家能源局发布的文件中提到：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。近几年，随着磷酸铁锂电池的广泛采用，磷酸铁锂储能系统起火事故也不断发生。液流电池凭借其高安全性特征，近年在储能领域的应用备受关注。区别于锂电池，液流电池电解液基质为水性溶液，且反应过程通常为常温常压封闭式运行，发生爆炸起火的可能性极低。
二、长时储能需求显现，液流电池优势凸显
目前我国风电、光伏的发电占比还不到15%，可再生能源发电的波动性和间歇性对电网的冲击不显著，因此储能在电力系统中主要起到解决短时间、小范围的电力供需不平衡问题。但长期来看，随着以新能源为主体的新型电力系统的构建，储能不仅需要处理秒级或分钟级的调频和1-2小时的调峰问题，还需要能满足多小时，以及跨日、跨季的电能转移需求。长时储能将成为未来新型电力系统中不可或缺的一部分。长时储能方案不仅需要满足单次充放电时间长的技术需求，还要综合考虑经济性、安全性以及地理限制等条件。当前备选技术中最成熟、最具经济性的抽水蓄能存在水利资源有限、项目开发周期较长等障碍；压缩空气储能同样受地理约束，且存在效率低等问题；液流电池的系统设计与安装灵活性强，处于产业化初期，具有较大降本空间。
液流电池中的反应物储存在电解质溶液中，电堆的输出功率和电解液的容量可以独立设计。在系统设计层面，液流电池系统通常采用模块化设计，电解液储罐既可与电堆集成一体化，也可独立外置，方案设计灵活，受地理位置限制也相对较小。从成本角度，对于固定功率的电池系统，储能时长越长，液流电池功率单元分摊的投资成本越低，进而电池系统的单位投资成本越低，相对于基本固定的锂电池系统单位成本则优势凸显。
液流电池中正负电极活性物质分离，活性物质衰减缓慢，循环寿命达上万次。从早期示范项目的实际投运情况来看，全钒液流电池长寿命的优势已经得到了充分验证。例如日本住友电工2005年投运的4MW/6MWh 全钒液流电池系统，实现了20多万次的充放电；2012年大连融科与国电龙源合作投运的 5MW/10MWh 全钒液流电池系统并网已达十余年。液流电池循环寿命是锂电池的3倍以上，使得其具备全生命周期度电成本更低的优势。
由于液流电池的能量密度仅为锂电池的三分之一左右，体积大成为对液流电池规模化应用可行性质疑的原因之一。但值得注意的是，2022年住建部发布的《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》，要求锂离子电池预制舱堆叠不宜超过两层，而未对安全性较高的液流电池作出相应的规定；并且意见稿中对锂离子电池预制舱设备间距的要求也高于液流电池。根据储能项目实际招投标资料，100MW的储能项目，液流电池通过堆叠等更为紧密的排布方式，实际占地面积仅为锂电池的一半左右。
2液流电池中全钒技术路线成熟度最高
近年来，液流电池的发展突破了从基础研究到工程应用的技术瓶颈，各种技术路径的液流电池不断涌现。不同类型液流电池的结构相似度高，由电解液和电解液槽、电堆（隔膜、电极、双极板、电极框、端板等组件）以及控制、输运等辅助系统构成，主要差异在于电解液中的活性物质种类。从理论上讲，只要正负极电解液能构成两组不同电势差的电对，即可通过活性物质的价态变化产生电流，组成液流电池。但在商业化过程中还需考虑多重因素，例如原材料的易得性，活性物质的溶解度，以及系统的成本、效率、寿命、环保性等。
全钒液流电池是现阶段技术基本成熟，最先实现大规模商业化应用的方案。截止2022年底，国内外全钒液流累计装机容量达到500MWh，且具备单个项目安全稳定运行超过多年的示范经验。铁铬液流电池主要面临负极析氢、电解液易交叉混液导致电池容量衰减等问题，国内外目前只有个别兆瓦时的商业示范项目；铁基、锌基等沉积型液流电池还需重点解决金属枝晶和累积问题。此外，水系有机液流电池因具备材料成本低、可调节性强等潜在优点，也有部分科研院所在积极研发 [3]，但目前还面临着容量易衰减等商业化障碍。
▲表 1. 液流电池技术路线对比
3全钒液流电池的技术与产业发展趋势
目前各种技术路线均还存在技术突破和产业化的多重挑战，本文重点围绕技术和产业化较为成熟的全钒液流电池，介绍其产业链现状与发展趋势。
电解液
全钒液流电池的电解液的体积和活性物质的浓度决定了储能系统的容量上限，热稳定性影响电池的工作温区和可靠性。电解液成本在系统成本中占比最大，占到约50%。
全钒电解液生产可分为两步，首先是利用钒渣、钒矿等生成五氧化二钒作为前驱体，然后将其溶解于硫酸等电解液基质，转化为电解液。
中国钒矿资源丰富，储量全球占比超过46%，产量占比超过60%。目前，五氧化二钒的来源主要是钒渣提钒，占比超过85%。钒渣是炼钢的副产品，受制于钢铁产能，钒渣的市场供应量较为有限，市场集中度高。此外，中国已于2017年底禁止了钒渣的进口。五氧化二钒来源还包括从钒钛磁铁矿和含钒石煤提钒，以及含钒固废提钒。从钒钛磁铁矿提钒目前成本较高；石煤中提钒工艺目前存在比较严重的环境污染问题，已被国家限制使用。国内通过重油残渣、废催化剂、电厂灰等含钒固废的综合利用产钒的比例仅约5%。
当前国内全钒液流电解液产能集中度较高，大连博融现有市场份额占到80%，其余厂商包括湖南汇锋、四川星明等。为了保障资源供给，电解液厂商积极向上绑定钒资源商，以项目合作、成立合资企业或控股收购等方式巩固竞争力。
▲表 2. 电解液与钒资源商合作示例
电堆
电堆核心材料包括隔膜、电极和双极板，以及紧固件等辅材，在全钒液流电池成本中占比达到35%左右。
全钒液流电池中的隔膜是用来分隔单电池内的正负极电解液，理想的隔膜材料应满足较高的离子选择性、导电性、化学稳定性和机械强度等。行业初期，全钒液流电池使用的膜材料主要是美国杜邦生产的全氟磺酸离子交换膜（Nafion），Nafion薄膜在电解液中的稳定性好，但成本较高，且存在钒离子渗透率较高等问题。
目前，国内部分企业已实现液流电池用全氟磺酸膜的技术突破，产品性能与进口相当，造价仅为进口产品的1/3。根据GGII数据，2021年液流电池质子交换膜国产化率达到23.15 %，出货量靠前的企业为科润新材料和东岳未来。此外，上海神力、中科院大连化物所、国润储能、聚能世纪等都自主创新开发了低成本膜材料，制备工艺既有熔融挤出压延成型技术，也包括流延法技术。
由于氟化膜价格较高，近几年多孔离子传导膜、非氟化膜的研发也不断增多。中科院大连化物研发多孔离子传导膜，并不断进行技术迭代，已制备出具备较高离子选择性和电解液的容量保持率的多孔膜。中科院徐铜文教授、杨正金教授团队设计了一类新型离子膜，该膜是具有贯通亚纳米离子通道的微孔框架结构，能够实现膜内近似无摩擦的离子传导，使用此膜组装的液流电池，电流密度可达500mA/cm2，相关成果发表于国际学术顶刊《Nature》[4]。非氟类质子交换膜的生产成本较现有氟化膜有望实现较大程度下降，但化学稳定性能还有待改进，距离实现产业化还需要一定的时间。
电极是全钒液流电池发生氧化还原反应的场所，理想的电极材料需具备较高的电导率、机械性能、化学惰性，以及低成本的特点。目前全钒液流电池主要使用的电极材料为碳毡和石墨毡，二者是以聚丙烯腈基（PAN）原丝作为原材料，经过一系列热处理步骤碳化/石墨化而成。碳毡和石墨毡来源广泛，成本较为低廉，且稳定性良好，但目前存在电化学活性较低、长期使用易发生氧化脱落的问题。电极厂商需要通过对电极材料进行表面改性，以提高电化学活性、机械强度和使用寿命。目前全钒电池用的电极市场规模较小，主要生产企业有江油润生、辽宁金谷、纳科新材料、江苏普向、甘肃富莱、吉林神舟等。
双极板是一种导电隔板，理想的双极板材料需具有良好的阻气和阻液性、导电性、化学惰性、机械强度等。根据材料类型可分为金属双极板、石墨双极板和碳塑双极板。金属双极板的导电性和机械强度好，但价格昂贵，且对钒电解液的耐腐蚀性较差；石墨双极板导电性能良好，在酸性条件下稳定，但安装时容易发生断裂，生产加工效率偏低。目前大规模使用的主要是碳塑复合双极板，其通过将导电填料和聚合物树脂混制而成，机械强度、耐腐蚀性和加工性能较好，但导电性不如金属和石墨双极板。生产双极板的主要企业有易成新能、纳科新材料等。
辅助系统
除了电解液性能和电堆本体外，功率转化系统（PCS）、能量控制系统（BMS）、温度控制系统以及循环泵等辅助系统的运行效果同样会显著影响储能系统的运行效率和使用寿命等。
全钒液流电池辅助系统所需硬件与光伏、动力电池行业产品的通用性较高，相关产业较成熟。随着全钒液流电池市场放量，设计制造适合全钒液流电池特点的辅助系统也也尤为重要。例如，全钒液流电池的电压较低，可通过设计专用的液流电池PCS满足电解液活化要求，提升能量转换效率。目前生产全钒电池的 PCS 企业有智光电气等。
▲表 3. 液流电池辅助系统及构件
系统集成商
全钒液流电池集成不仅是简单的电池模块拼接，组装工艺对电堆的机械性能、电压效率、使用寿命等都会有显著影响。电堆的主体结构材料通常是聚丙烯、聚氯乙烯等聚合物材料，机械强度有限，以传统的压紧螺杆等的紧固方式容易导致结构变形，从而发生漏电。基于激光焊接或热熔焊接技术的组装工艺已经得到了发展和应用，在一定程度上解决上述可靠性问题。例如，大连物化所将激光焊接技术应用于电堆组装工艺中，实现隔膜-电极-双极板的一体化，提高了电堆的可靠性，也为自动化连续生产的应用和降低成本提供可能。
此外，电堆的系统集成商通常还在上游特定环节具备自研或工艺改进的能力。例如，通过对外购的电解液添加一定比例添加剂，提高钒离子的溶解度和稳定性；采取“硫酸+盐酸”的混酸体系或纯盐酸基钒电解液，拓宽电池工作温区，提高电解液稳定性；对电极表面进行热处理、等离子处理、金属涂敷、添加金属氧化物催化剂等改进，提高电流密度和能量效率等。系统集成商通常还需结合特定储能场景的功能需求，对控制系统、电堆结构与设备布局进行优化等。
目前国内具备大规模电堆集成能力的企业普遍具有超过10年的经验。例如，大连融科属于大连化物所孵化企业，2013年落地了全球最大规模的5MW/10MWh全钒液流电池储能系统应用示范工程，并实现并网运行；武汉南瑞2012年承担了国家项目“全钒液流电池储能应用试点项目”；上海电气中央研究院自2011年以来从事储能液流电池产品的自主研发；北京普能在2009年收购了加拿大VRB Power公司，该公司是全球最早从事全钒液流电池研发生产的企业。这些全钒液流电池系统集成商基于示范经验，不断优化升级工艺，有望保持领先优势。
▲表 4. 全钒液流电池产业链主要参与者
4全钒液流电池行业发展展望
全钒液流电池行业发展需要回答两个重要问题，一是钒资源供应是否会成为产业发展瓶颈？二是全钒液流储能系统降本空间有多大？
钒资源供应
中国钒资源储量丰富，探明储量约950万吨。但自然界钒的分布较分散，主要与其它元素伴生形成含钒矿物。我国钒矿资源主要是钒钛磁铁矿和含钒石棉，全钒液流电池中钒主要是来自于钒钛磁铁矿经钢铁冶金后的钒渣中提取出的五氧化二钒。钒渣供应受制于钢铁产量，短期内难以提供大规模增量供应。其次，根据《环境保护综合名录（2021年版）》，五氧化二钒属于“高污染”产品，在当前我国高度强调生态文明建设背景下，项目新建、扩建较为困难。
钒制品的增量供应主要来自于原有产线技术改造或产品结构调整，钒资源的综合利用，开发短流程工艺提高钒利用率等途径。
目前国内折合五氧化二钒的产能总计约17万吨，2022年的消费量约12万吨。随着全钒液流电池装机规模的增加，钒资源商积极布局新产能。据公开信息统计，到2025年国内钒产能合计约达到22万吨，扣除钢铁等行业约12万吨的刚性需求，满产情况下能够满足约10-13 GWh的全钒液流电池资源需求。
▲图2. 国内五氧化二钒产能分布
▲表 5. 部分钒电解液厂商扩产计划
资料来源：公司官网与公司公告，网上公开信息收集
从长期来看，开发不经由五氧化二钒的短流程的钒电解液制备工艺（已有企业研发布局）、研发绿色环保工艺从石棉提钒（我国石棉矿床中五氧化二钒含量大于0.5%的储量约7700万吨）、以及从电厂灰、重油渣、炼化催化剂回收重提钒（国外技术较为成熟），能够获得较为客观的钒制品量。此外，国内近年在新疆、宁夏、青海、云南等地找到了新的钒资源，长期有望增加资源供应。
钒的供应受上游资源的刚性约束，短中期若全钒液流电池应用快速起量，由于扩产周期的不匹配，以及上游资源商集中度高，容易造成供需吃紧；但长期来看，基于我国丰富的钒矿储量、提钒工艺不断改进以及钒资源的循环利用，钒资源供给有望充分满足全钒储能电池需求。
全钒液流储能系统降本空间
目前国内储能的收益模式尚不完善，储能成本传导机制不健全，以新能源配储为代表的储能项目业主更多将储能设备作为成本项进行考虑，从而倾向于选择初始投资成本较低的方案。根据中核汇能2022年底GWh的储能项目招标数据，全钒液流电池的初始装机价格在2.5元-3.5元/Wh，约为锂电池的两倍，较高的初始投资成本给全钒液流电池的大规模推广带来挑战。未来全钒液流电池欲在储能领域形成更强竞争力，还需要从多方面实现降本增效的突破。
（1）短流程电解液制备工艺，降低容量成本
目前五氧化二钒的来源以钢渣提取为主，每吨五氧化二钒的提取成本大概是6-8万，且钢渣提钒产量受限于碳钢的产量。若未来直接利用含钒废水、石煤和含钒钢渣等含钒物质，进行短流程工艺制备电解液，省略高纯五氧化二钒的生产流程，能够降低约30%的电解液制备成本。
（2）提高电流密度和能量转化效率，降低功率成本
目前，在能量转换效率80%的水平，全钒电池的电流密度普遍能达到150 mA/cm2。通过电极工艺改进和系统的优化设计，预计2025年，工作电流密度有望超过200 mA/ cm2，系统的能量转化效率提升至90%，功率成本下降至少30%。
（3）融资租赁，降低初始投资支出
由于液流电池电解液长期使用几乎无衰减，系统集成商可与钒资源企业采取电解液租赁的方式，降低初始投资的现金流支出。该商业模式在国内外已开始发展，例如，英国全钒液流电池供应商 Invinity 和美国钒生产商 Bushveld Minerals共同组建了钒电解质租赁公司（VERL）；国内的大连融科与海螺融华在“枞阳海螺水泥6MW/36MWh项目”中应用了钒电池电解液租赁模式。通过金融租赁方式，用户可以减少来自电解液部分的约50%的初始投资支出，只需在使用期间支付租金和利息。
未来有望通过关键材料国产替代与性能改进、生产规模与自动化能力提升、新技术创新带来全钒液流电池系统成本的进一步降低。经估算，对于100MW/400MWh的全钒液流电池，2025年初始单位投资成本有望降到2000元/kWh，若储能时长提升到6小时或8小时，系统价格有望降到1800、1600 元/ kWh。虽然全钒的初始装机单位成本仍高于锂电池，但可通过金融租赁等方式，减少初始投资的现金流支出。此外，考虑全钒液流电池至少两倍于锂电池的充放电次数，全钒液流电池的全生命周期度电成本当前也会略低于锂电池。
5结语
随着新能源逐步成为电力系统的主体，储能场景将日渐多元化，多种储能技术并存或将成为长期发展趋势。液流电池具备安全性高、循环寿命长以及设计灵活等特点，在大规模（50MW以上）、长时充放电（4小时以上）应用场景下具备明显优势。目前，全钒液流电池技术发展较快，性能指标满足大规模产业化应用要求，并已初步形成了完整的产业链。期待行业参与者充分利用我国丰富的钒矿资源优势，研发环保、短流程的电解液制备工艺，加速技术迭代实现降本增效，积极尝试金融租赁等创新工具，推动全钒液流电池发展，助力建立我国绿色能源新格局。
