全钒液流电池：长时储能的优选路径

液流电池：可逆氧化还原反应实现电能和化学能的相互转化

液流电池工作原理： 液流电池是由电堆、两个储能罐以及配套的泵和管道组成。 液流电池通过正、负极电解质溶液发生可逆氧化还原反应实现电能和化学能的相互转化。充电时，正极发生氧化反应 使活性物质价态升高，负极发生还原反应使活性物质价态降低，放电过程与之相反。 与一般固态电池不同，液流电池的正极和（或）负极电解质溶液储存于电池外部的储罐中，通过泵和管路输送到电池 内部进行反应。

电池结构：功率/容量解耦合，可扩展性强

液流电池储能系统以功率部分（电堆）、容量部分（储罐、电解液、管路等）、电池控制部分（BMS）及其他辅助设备 一体化集成在预制舱组成。 电堆是系统的核心部件，发生电化学反应和产生电能的场所，基本结构类似三明治机构，由电极和双极板（碳材料）、 电极框（塑料）、集流板（铜板）、端板（铝合金板或铸铁板）、紧固螺杆（钢）和离子传导膜组成，可以由若干个单 元电池串联装配而成。 功率/容量解耦合，扩容性强，模块化设计实现大规模和长时储能。 液流电池输出功率由电池堆栈所具有的数量和大小决定,储能容量大小主要取决于电解液的体积和浓度,可根据需求任意 调整容量；锂电池容量增长非线性，扩容边际成本高。



对比：液流电池安全性高+大容量大功率+长时储能

液流电池优点：安全性高、储能规模大、充放电循环寿命长、电解液可循环利用、周期性价比高等。 结构优势：输出功率和储能容量相互独立，因此时长提升后成本边际递减；设计和安装灵活，适用于大规模、大容量、长时 储能；储能系统采用模块化设计，易于系统集成和规模放大。 缺点：能量密度较低，适用于对体积、重量要求不高的固定储能电站；工作温度0~45℃，不适用极端天气地区。

对比：钒电池长时储能优选，全生命周期成本低

长时储能，主要对标抽水蓄能、压缩空气等： 抽水蓄能：全球储能容量最大的解决方案，主要限制为场地不灵活、建设周期长、建设成本高以及环境问题。 压缩空气：地质要求高（盐穴少），系统效率低，燃烧化石燃料增加碳排放。 度电成本：以服役年限20年、循环次数20000次、每天2次、储能时长4h计算，钒电池性价比明显提升。

规模与空间：预计2030年国内钒电池累计新增装机量24GW

复盘：短时性价比低，长时储能创造发展契机

钒电池研究始于20世纪80年代，但商业化进程不达预期，成本高和下游需求较弱为主要制约因素。 技术逐渐成熟：我国对全钒液流电池的基础研究起步较早，于20世纪80年代末开始研究全钒液流电池技术。 下游需求出现：钒电池能量密度较低，便携性差，适用于大型固定储能场景，早期缺乏市场机会，长时储能创造契机。 成本居高不下：需求不足导致钒电池产业链建设进程较慢，规模化效应欠缺；钒电池对钒价敏感，钒价受环保管控和钢 铁行业等影响波动较大，2018-2019年钒价暴涨导致钒电池产业化受阻；2021年以来，大容量项目出现有望降低成本。

场景：大容量长时储能调峰为最佳需求

需求聚焦大容量长时储能调峰市场： 调频关注响应速度和循环次数，钒电池循环次数可达15000次，且电化学响应速度较快；调峰关注长时储能需求，钒电池 储能时间3~10h，且模块化设计有利于实现大规模和长时间的储能。 长时储能调峰领域或与抽水蓄能、氢燃料、压缩空气、重力储能等相互竞争。融科200MW/800MWh 储能调峰电站国家示范项目是目前全球在建的最大规模的电化学储能电站，一期100MW/400MWh 系统已正式并网运行，主要功能定位是电网调峰、可再生能源并网、紧急备用电源和黑启动等。

规模：全球长时储能装机量超5GW，国内液流电池占新型储能0.9%

全球：已投入运营或已宣布部署的长时储能装机量超5GW。 根据美国能源部发布的调查数据(2021年11月），不包含抽水蓄能，全球已投入运营或已宣布部署的长时储能系统超过5GW （65GWh），大约有230个长时储能项目，其中，中国和亚洲其他地区在液流电池部署方面处于领先地位。 国内：液流电池累计装机规模占新型储能0.9%。 截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模43.4GW，同比增长21.9%，占全球累计规模21.3%。其中，新型储能 的累计装机规模 2.4GW，锂离子电池占据主导地位，液流电池占比0.9%。

空间：中长期长时储能装机加速，钒电池同步跟进

2040年，长时储能（不包含抽水蓄能）装机量有望达到1.5~2.5TW。麦肯锡预测，长时储能可能从2025年开始大规模部署（30GW～40GW或1TWh），到2040年，全球部署的长时储能装机容 量有望达到1.5~2.5TW，部署85~140TWh的储能容量。 预计2031年全球全钒液流电池装机容量将达32.8GWh，国内2030年全钒液流电池装机量达24GW。 根据 Guidehouse 预测，2031年全球全钒液流电池装机容量将达32.8GWh，2022-2031年CAGR达到41%。其中，亚太地区 预计将达到14.5 GWh。 根据EVTank统计，预计2025年钒电池新增装机规模将达到2.3GW，2030年累计新增装机规模将达到24GW。

产业链：产业链初步成形，电解液价值占比过半

全钒液流电池产业链基本形成，包括上游原材料供应商、中游钒电池集成商、下游epc、用户等。 上游：涉及电堆及电解液制备原材料，包含V2O5、离子交换膜、电极、双极板等。 中游：涉及电解液、电堆的制备与电池的制造。电解液价值量占比40%~80%，由钒供应商进行匹配；电堆占比次高，其 中离子交换膜占电堆成本的30%-40%。 电池制造与储能系统集成：已有大连融科、国润储能、北京普能、上海电气、伟力得等多家全钒液流电池产业龙头企业。

钒电池成本构成及主要供应商

钒矿资源：攀钢钒钛、河钢股份、安宁股份、龙佰集团、中核钛白等

离子交换膜：全氟烃膜——东岳集团和江苏科润；非氟化膜——大连融科

电解液：大连融科、攀钢钒钛 、河钢股份 、中核钛白等

电堆及储能系统：大连融科、国润储能、北京普能、上海电气、伟力得等

钒电池成本敏感性测算

储能时长为4小时时：五氧化二钒价格每增加1万元/吨，储能时长为4小时的钒电池初始投资成本增加0.12元/Wh。

当五氧化二钒价格为11.9万元/吨时：储能时长为1小时，初始投资成本为8469元/kwh；储能时长为4小时，初始投资成 本为3393元/kWh；储能时长升为8小时，初始投资成本为2548元/kwh。储能时长越长，单位成本越低。

钒：原材料自主性高，供应链安全好

原材料自主性高，全钒液流电池储能系统成本下降预期好。 供给：与钢铁合金生产等行业有协同作用，在国内，钒的来源主要是钒渣 (钒钛磁铁矿经钢铁冶金的副产)，占比高达 85%。不同于锂80%以上供应在海外，钒的供应68%位于国内。 需求：五氧化二钒需求结构稳定，85%来自钢铁行业，储能目前只占1%。 钒价伴随钒电池规模化暴涨问题预计好于锂矿，且铌铁的替代效应与钒电池产业对钒价的高敏感性将抑制钒价上涨。 政策支持：钒渣是国内提钒主要原料，受钢铁产能制约，边际放开钒钛磁铁矿公司产能，钒电池供给将会有较大释放。 拓展钒源途径：原矿型钒源开发；含钒固废进口是禁止的，可以选择国外开发。

离子交换膜：高壁垒，国产化推进

国内以进口为主，价格昂贵，离子交换膜占比超10%。 原理：经过热处理形成孔洞，恰好允许质子进行穿透，两边高低电位形成电势差，离子穿透过程中形成电流，电势差慢 慢消失。 目前在全钒液流电池在应用最为广泛的是美国杜邦公司生产的 Nafion 全氟磺酸树脂交换膜。 国内，东岳集团是全氟磺酸质子交换膜行业的领军企业，国产化理化指标良好，但耐久性和批次稳定性仍有进步空间。 膜的厚度、耐久性和稳定性直接影响到液流电池本身的效率和寿命。

电解液：电池容量无衰减，电解液可回收

原材料为五氧化二钒，钒电池容量无衰减，电解液可实现高度回收利用。 理论储存1kWh的电能，需要 5.6kg V2O5，电解液的利用率为70%，则实际上储存1kWh的电能大约需要8kgV2O5。 钒电解液的残值高，可在线或离线再生循环使用。通过电解液租赁等商业模式创新可以大幅降低初始投资中电解液成本， 项目投运后按使用情况租赁电解液，系统成本具备较大下降空间。 钒电解液制备方法主要有物理溶解法、化学还原法和电解法。目前，电解液规模化制备主要采用电解法制备，不易引入 新的杂质，通常以纯度较高 V2O5或萃取法制备的硫酸氧钒为原料。

电堆及储能系统：电池系统研发周期长，技术壁垒高

钒电池储能系统研发周期长，技术壁垒高，成熟厂商多拥有多年研发及应用经验，行业格局集中。 电堆结构设计及优化：电堆的性能、成本、可靠性直接影响到储能系统的性能和应用，通过优化电堆结构设计，降低欧 姆极化和浓差极化，研发出大功率、高功率密度电堆设计方法，提高了电堆性能，进一步降低电堆成本。 储能系统示范化应用：需完成从实验室基础研究到产业化应用的发展过程，检测并网后能否长期稳定运行。大连融科储 能的 200 MW/800MWh 储能项目是目前全球最大规模的电化学储能示范项目，该项目将奠定我国在全钒液流电池大规模 储能领域的领先地位。 国内的研究机构以及企业:中国科学院大连化学物理研究所、中国科学院金属所、清华大学、中南大学、大连融科储能、 北京普能、上海电气等单位都对钒电池进行了大量研究并建立了 kW 至 MW 级应用示范工程。