大连液流电池储能电站并网！钒电池的“不平凡”之路还要走多久？-北极星储能网

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10月30日，全球功率最大、容量最大的液流电池储能调峰电站在辽宁大连并网发电。这是液流电池赛道里程碑意义的重大进展。

双碳背景下，锂电是无疑是储能市场中当之无愧的“王”。然而，全钒液流电池在大规模储电应用场景中正在悄然崛起。

资本抢滩全钒液流电池赛道

《储能产业研究白皮书2022》显示，截至2021年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，新型储能的累计装机规模仅次于抽水蓄能，为25.4GW，同比增长67.7%，其中，锂离子电池占据绝对主导地位、市场份额超过90%。

这一格局正在发生改变。

今年6月，国家能源局发布的名为《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）》中明确，“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”。这意味着，三元锂电池被拦在了“门外”。

另一方面，新能源侧储能市场爆发、新能源车的持续热销加上全球产业链供需失衡，锂电池产能严重不足等多重因素叠加，使得锂电池的原材料碳酸锂堪比黄金，价格一涨再涨。10月26日，电池级碳酸锂均价涨破55万元/吨，续创历史新高。

由于锂电池存在安全隐患，加上原材料价格的不断上涨，使得资本纷纷加码布局电化学储能领域另一条技术路线全钒液流电池。

在可再生能源逐渐占据发电主体地位的背景下，如何稳定电力系统发电端和受电端之间的功率平衡，建立一个高度可靠、灵活的保障机制，充电和放电时间超过4小时的长期储能是首选方案。长时储能的技术路线中，液流电池被作为重要的趋势之一优势明显，过去几年，该技术路线主要以全钒液流电池为主。

长时储能也是市场看重全钒液流电池的关键原因。

近几个月，A股钒电池概念股持续火爆，攀钢钒钛、永泰能源、钛白粉等多家上市公司通过更名、定增募资、投建新产能、买钒矿资源、签署战略合作协议等不同方式加码布局或跨界切入全钒液流电池产业赛道。

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9月份，国内钛白粉龙头龙佰集团表示目前正在进行钒电池技术研发，未来公司将根据钒电池市场情况，积极推动钒电池材料产业化。

攀钢钒钛也在9月份更名为“钒钛股份”。还抛出了22.8亿元的定增预案，拟募资投建包括五氧化二钒提质升级改造、钒电池电解液产业化制备及应用研发等涉及钒电池产业链上下游的项目。

山东海化也发布公告称，全资子公司氯碱树脂与液流储能投资设立山东液流海材料科技有限公司。

9月20日，国内首个GWh级全钒液流储能电站——新疆察布查尔县250MW/1000MWh全钒液流电池储能配套1GW市场化光伏项目开工，计划2023年年底前并网。

同月，全钒液流电池储能系统也迎来首个GWh级别集采。中核汇能日前发布今年目前规模最大的一次储能系统集采，总采购规模5.5GWh，其中包含1GWh全钒液流电池储能系统。

10月30日，大连百兆级液流电池储能调峰电站并网发电，该电站是国家能源局批准建设的首个国家级大型化学储能示范项目，应用全钒液流电池储能技术。

2022年3月，国家发改委和国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出，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。

可以预见，未来5年，全钒液流电池将迎来一轮爆发期。

商业化步伐需突破诸多梗阻

全钒液流电池全称全钒氧化还原液流电池，是一种以钒为活性物质呈循环流液态的氧化还原电池。特点是正负极氧化还原电对使用同种元素钒，电解液在长期运行过程中可再生，有效地避免了交叉污染带来的电池容量难以恢复的问题。

在确保储能安全性的前提下，当前有望大规模发展应用的储能技术路径有全钒液流电池、磷酸铁锂电池以及钠离子电池。而钒电池在安全性、扩容能力、循环寿命和全生命周期成本方面要显著优于磷酸铁锂电池和钠离子电池。

首先，由于钒电池的电解液基质采用水性溶液，使用过程中没有固相反应，因此不存在起火、爆炸等风险；且过充过放也只会造成水的电解，通过将产生的氢气及时排出即可保证安全使用；其他技术路线的电池因自放电导致储存过程容量下降，而钒电池正负极的活性物质分别处于能在各自的电解液储罐中，可以避免正负极活性物质的自放电消耗。

其次，钒电池能方便应用模块化管理，功率和容量可以单独设计，通过将多组储能单元并联接入母线，便可构建起更大规模的储能系统，因此扩容简单。相较于磷酸铁锂电池，在大容量的情形下不会增加额外的安全性风险。

另外，目前商用钒电池循环寿命可以达到16000次以上，远高于商用磷酸铁锂电池的6000次，对应使用寿命超过20年，且可靠性也已经过实例验证。如加拿大VRB Power Systems商业化示范运行时间最长的钒电池模块已正常运行超过9年，充放循环寿命超过18000次。

由于钒电池的循环寿命较长，在全生命周期度电成本约为0.42~0.53元/kWh，低于锂电池的0.56~0.75元/kWh。

还有关键的一点是，与锂资源分布不同，我国是钒资源大国，储量居世界首位。根据美国地质调查局2021年的数据，我国钒矿储量占全球的40%，产量占全球的66%，均远高于锂资源的自给率，供给端有较强保障。因此相较于锂电池，我国钒电池有更好的资源基础，在大规模商业化应用上更具潜质。

实际上，早在20世纪80年代末，就我国就开始了钒电池领域的相关研究，但这个看起来完美的储能技术，却在新能源领域扮演着相对边缘的角色。

成本和技术等问题成为钒电池商业化步伐中需要突破的难题。

首先，钒电池初始建设成本过高，导致企业的投资动力不强。资料显示，当前钒电池储能项目的初始投资成本约4~5元/Wh，高于锂电池项目 1.5~2元/Wh的水平。

正因此，钒电池项目多数是地方政府推动的示范项目，仅有少部分为企业自主建设项目，后续仍需要政府层面进行推动，制定可有效执行的价格补偿机制和长时储能产业政策。

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其次，尽管我国钒矿储量丰富，但由于国内主要钒产量来源于钒钛磁铁矿炼钢生产过程中的钒渣，如果开发力度不及预期，钒电池大规模应用将拉动钒价上涨，进一步抬升电解液成本。

因此，允许相应的钢铁公司扩大产能来增加钒资源来源，或出台支持钒资源开发的政策，加大对国内钒资源的开发力度应该成为未来政策发力的重点。

另外一个现状是，目前钒电池产业链发展尚处于早期阶段，具备钒电池技术的企业数量较少，行业发展仍突破技术壁垒。

比如，全钒液流电池能量密度较低，仅为12-40Wh/kg，低于锂电池的80-300Wh/kg。钒电池需要用泵来维持电解液的流动，因此其损耗较大，能量转化效率为70-75%，低于锂电池90%。

全钒液流电池对环境温度要求苛刻，工作环境一旦高于45℃，正极溶液中就将析出沉淀物堵塞流道，最终会影响工作甚至报废。但是电解液只要反应就在放热，很容易超过限制温度。

离子交换膜用于分离液流电池的正负极，以防止正负极电解液混合造成交叉污染，但这项技术还有一些未能攻克的难题，这就使得正负液的交叉污染和正极材料的腐蚀时有出现，很多时候全钒液流电池的维护需要依靠专业人士定期人工操作。

基于全钒液流电池目前存在的缺点，未来钒电池在储能行业的大规模应用中注定要走一条“不平凡”的路。

( 来源: 北极星储能网作者: 若谷 )

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