毅富能源张成：液流储能技术降本路径及投资机会

数字储能网讯：9月10-11日，由中国化学与物理电源行业协会、南方科技大学碳中和能源研究院、南方电网能源发展研究院联合100余家机构共同支持的碳中和能源高峰论坛暨第三届中国国际新型储能技术及工程应用大会在深圳召开。此次大会主题是“绿色、经济、安全、发展”。

来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的600余家产业链企业，1317位嘉宾参加了本届大会。

11日上午，富能源科技（广东）有限公司总经理张成受邀在“储能金融与投资专场”分享了主题报告，主题为《液流储能技术降本路径及投资机会》。

张成：大家好，我是毅富能源的总经理张成，今天非常荣幸有这么一个机会给大家介绍一下我们行业，以及我们公司。我今天的演讲题目是“液流储能技术降本路径及投资机会”。

关于长时储能的背景大家都讲了很多，我就不多作赘述。今天有好几个人都

“撞衫” 了同一张图，就是我这个右上角的图，这是对储能时长和风光发电占比半量化研究的数据，当我们看到风光发电占比在50%到80%的时候，需要的储能时长将达到10小时左右；风光发电占比在40-60%的时候，储能时长需求是4小时。也就是说，在大约2030年的时候，整体的平均储能时长应该在4小时以上，在2060年碳中和的时候，我们需要的风光占比要达到70%以上，储能的时长就应该是达到10小时以上的水平。

现在关于长时储能的政策都在加速落地，从2021年开始就有很多地方要求风光配储的时长要在4小时以上，或者给4小时以上有更多的优惠政策。今年有一个比较标志性的政策，就是山东关于长时储能试点的若干措施，其中特别提到了压缩空气和液流储能这么两种长时储能技术。

长时储能技术根据它的储能形式大概可以分为：重力、内能、化学能。我这里把几种储能的技术参数进行了比对，我也咨询了各自行业里面的专家，如果说数据有问题，也欢迎大家和我探讨。

我首先讲一下抽水蓄能、重力、压缩空气储能，这三种技术路径都有一个非常大的特点，就是成本在不同的项目中间有很大的差距，跟项目前期的条件是有关系的。比如说抽蓄，当上下两个水坝是垂直的或者是斜坡，对抽蓄的效率和建造成本都有很大的差别。重力储能如果是用废弃的废井，成本就比较低，但是如果为它建一个塔楼，成本就会增高。压缩空气储能，比如江苏金坛做的岩穴储能，因为他们有天然的岩穴作为储存高压空气的条件，他们的成本就可以做到6元多每瓦，但是如果专门做人工储存压缩空气的不锈钢罐，成本就要到8块钱以上。这三种技术在推广上面临的难点就是它们的成本有很大的区别。还有储热的技术，它的系统比较复杂、工艺环节比较多，目前成本还是比较高的。还有就是氢储能，刚才航总也介绍了，他们用绿电制氢作为化工用途，这条路线现在的账是算得清的，但是如果你通过制氢再用氢来发电，它的能量效率还是太低、成本也太高，它的能量效率全周期只有30%到50%，度电成本也到了1.8元左右。最后一个是液流储能，它是长时储能中最容易大规模批量复制的技术。虽然现在很多人会拿液流电池技术和锂电对比，刚才华能研究院的陈总提到，过去几年我们在整个电化学储能方向投资的总金额是405亿，马相坤老师提到在液流电池行业的投资是21亿，我们就看到虽然液流电池属于电化学储能，其实液流储能是属于长时储能技术，但现在又经常被拿出来跟锂电比较，这其实并不是很合适的。其实，的确液流电池储能也属于电化学储能，但是在电化学储能爆发的时候，液流储能并没有得到较大的关注，市场主要是要看它的建造成本什么时候能降下来，才能早日获得有经济性的模式。

我今天想讲的就正是液流电池的成本到底能降到什么地步，通过什么样的技术手段实现。

我认为目前液流电池行业还处在第一阶段，就是探索培育期，我们才刚刚把所有核心的部件脱离了对进口产品的依赖，包括这几年国产的质子交换膜都有一个非常好的性能，稳定性也得到了提升，成本大幅下降。还有核心的碳毡、双极板材料，都逐渐地国产化了。当然融科这样的企业是有比较长时间的经验，其它的一些新的液流行业的公司才渐渐走出来做项目，刚刚达到一个能稳定运行的程度，所以我认为现在整个行业还处于探索培育期。

我们到下一个阶段就会进入到发展推进期，这个时期系统效率全面提升，电堆功率密度提升，同时带来成本的下降。

而再下一代就是到2045年之后，我认为会有更多新型的除了全钒之外的体系，能够更多的占有这个市场。

其实液流储能这个发展的阶段跟我们目前对于长时储能需求的时间还是匹配的。因为我们目前可再生能源发电占比大概是13%左右，其实到十四五的时候，这个发电占比会提高到18.5%，到2030年它的发电占比会到达接近50%的状态，这时候才是液流电池这种长时储能技术成为刚需的时候。我们的发展速度也跟需求正好是能够匹配上的。

总之，这几年行业一个比较大的一个行业进展是核心的关键材料已经全面国产化了。就像我们公司的产品，我们用的全部是国产的原材料。包括一些配件，比如说我们用的泵、逆变器，以及其它的管理设备，现在也是全面进入到成本比较低、型号选择比较多的阶段，后端的应用场景也在慢慢变成熟。

前面讲了乐观的部分，也有现在行业的问题，如果一切都是好的，不可能405亿的投资里面只有20亿是液流电池的投资，现在确实有一些问题。首先是行业的研发投入不足，整个行业的研发投入在过去这十多年间，其实它就是一个数十亿的量级，包括所有的投融资以及国家级的科技项目，所有这些经费加起来。这个量级跟氢能或者锂电相比是完全不可比的，当然锂电是受益于电动汽车应用和其他便携电池应用的发展。其次，我们在专用的生产设备、人员等等方面都是跟不上的。现在产业人才也非常稀缺，整个行业可能有落地10MW级项目的人才在全国不超过50人，人才真的是非常稀缺，所以就发生互相挖人、用人成本高的问题。

而在所有的液流电池体系中，为什么全钒液流电池依然是这个行业主流的方向？除了刚才马老师提到的全钒液流电池有一些比较好的技术基础之外，我认为还有一点重要的原因，就是全钒电池采用对称的电解液，就是我们的电解液正负极基本上是一样的成分，这一点让它对系统的容错率是很高的。全钒的体系，当你在建设、运营发现一些错误的时候，它有纠错的机会，比较适合产业链发展初期的状态。其它的液流电池体系，比如非沉积型的体系，我个人认为沉积型的液流电池体系，因为它的功能和能量并不能完全解耦，所以理论上它并不适合长时储能的概念。另外还有非对称的电解液体系，如果正负极电解液产生膜漏的情况，发生了失误，它的代价和成本太高，现阶段最适合发展的就是全钒这个体系。

接下来这个问题也是大家非常关注的，搞全钒的都说全钒体系没问题，但是钒够不够用、钒价格怎么下来？

其实钒资源的储量在地壳上是很丰富的，它的丰度元素在地球上排名第20，它的量是很大的。中国钒的储量和产量都是世界第一，主要的钒矿是石煤钒矿。大家看到市面上一些钒的产量数据，它的来源大部分还是说的钒钛磁铁矿，因为钒钛矿开发是一个更规范的行业，它的数据比较好统计，它的来源是一些大的钢铁国企。石煤钒矿开发却是一个更多元、更复杂一些的市场。我国石煤钒的的探明储量是很高的，是钒钛磁铁矿的7倍以上。而且液流电池的回收非常容易，钒电解液用了20年之后，它的电解液基本还是原来的样子，通过一些简单的手段就可以进行回收，重新再生成五氧化二钒，或者是经过除杂处理，做成新的电解液。我们这个电解液可以认为是借来用的，还可以还给你，回收残值是非常高的。

目前全钒体系建造成本很高，它主要的成本来源，电堆和电解液占到80%以上，总的系统成本今年有一些下降，但是基本上还在3000元左右。降本的路径，最核心还是前面三条：第一是电解液的制备，怎么从上游降低电解液的生产成本。第二是提高电堆的功率密度，减少电堆体积等等核心材料的用量，第三是提高电解液利用率，降低活性物质用量。第二和第三点就是要把核心材料发挥出最大的效能。其它的还包括容量恢复技术以及电池管理技术，以此提高稳定性和效率。

今天有两位老师提到了短流程电解液，我接下来也讲讲这方面的话题。

其实不管是石煤钒还是钒钛矿，从矿的来源一直到电解液这一步，中间要经过很长的步骤。虽然五氧化二钒是一个大宗的商品，但是电解液之前一直都是行业的小众产品，所以这个产业链被分为两部分，就是资源方在做钒矿到五氧化二钒这个步骤，然后再由上游有材料技术的公司做从五氧化二钒到电解液的部分。但是我们并不需要从五氧化二钒才能制电解液，我们从富钒的浸出液就可以进行提纯、除杂、化学还原、电解的步骤，做成电解液。当我们把这两条产业链合并，缩短产业流程的时候，电解液生产制备的成本至少要降低20%到30%。现在长流程电解液的生产结构，其实矿本身的价格占比是比较低的，你要买含一吨五氧化二钒当量的矿的成本只有一两万块钱，但是后面制备的工艺，尤其是石煤钒为主的制备工艺，不同的公司差价也比较到，从五六万到七八万之间，这部分的成本其实是占比更大的。我们把这部分的成本用一些技术路径给它缩短，这就是一个非常有效的降本的模式。

现在走这种短流程电解液技术路线的公司，除了有一些大的国企之外，还有一些初创公司，大企业包括四川的川威集团，它们已经实现了短流程的生产线，现在听说是已经投产了。小一点的公司包括有湖南的金格伦新材料有限公司，他们也是在做石煤钒来源的短流程电解液开发。

下一个关键过程是提高电堆的功率密度，在同样的功率下用最少的材料。

提高功率密度说起来简单，但是当中蕴涵的核心技术是很难的，不然为什么大家之前这么长时间也不会没有有效的成果，这方面就是我们毅富能源科技有限公司的核心技术优势。我们能够有效提高电堆功率密度，减少核心材料的用量。当电堆的功率密度在从150提高到300，膜、电极、双极板的量都是会减少1/2，电堆成本就会有效降低。要突破这一点，中间的技术路线非常多，目前我们做出了16KW的样机，可以实现400mA/cm2的额定的电流密度。这是什么意思呢？在400mA/cm2的恒电流充放电下可以实现80%的能量效率。我们也可以在更小的200mA/cm2的电流密度下运行，还可以提高它的能量效率，提高到88%左右，同时我们的电解液利用率能够提高很多。当然循环寿命方面，行业内大家都做得比较好，因为全钒这个体系本身比较耐造。

这是我们现在的样机。我们后续的规划是在今年完成一个20MW的中试线，在明年完成100MW的电堆和模组的生产线。我们现在正在和一家央企合作准备落地一个兆瓦级的示范项目，在这个项目中就会采用到我们这种新型的高功率密度的电堆技术。

这是我们对液流电池初装成本的预测，这里都没讲电解液租赁等等金融的方式，我只是梳理了从技术的角度降低初装成本的路径。从现在大概3元左右平均的初装成本，我们通过短流程电解液，再加上电流密度提升的高功率密度的电堆，两种技术路径结合就能把我们的全钒体系带到成本2元以内。加上后续规模化的效应，当销量增长的时候，行业规模更大的时候，其它的原材料公司，比如质子交换膜、双极板的价格进一步下降，我们的成本能够再下降。

前面我提到到2060年的时候，当可再生能源发电占比50%到80%的时候，我们的储能时长要落到10小时这个区间，这时候我们的初装成本就会无限趋近于电解液单独的成本，在1块钱每瓦时这么一个范围。

之前我们也和峰和资本等一些产业资本交流过液流电池到底怎么样在现在这个竞争很激烈的市场中有一些比较好的快速的推广模式，我们设想过钒锂混合的储能模式，一方面一些大储的项目，我们把其中一小部分用来做钒液流的体系，它的整个项目的安全性都会有所提升，比较多样的形式也能提高用能的安全性，通过这个订单也能给液流电池行业一定的发展，而不给业主方带来过大的成本压力。因为锂电的循环寿命比液流电池要短一些，当部分锂电的循环寿命到期的时候，我们可以提高液流电池的比例。这样一开始不给项目造成过大的压力，但是也给了液流电池产业发展的机会，再慢慢地进展到液流为主的体系。其实这样一个渐进式的升级路径，它可以最大限度地分摊风险，可以让这个市场逐步适应，来激活产业链的发展。

我们现在还储备了全钒之外的其它体系，因为我们的核心技术本身是不限体系的，我们这种高功率密度的电堆适用于不同的非沉积型液流电池体系。我今天看到巨安的孟总也在，还有宿迁时代的人也在，这都是主打新型的非沉积型液流电池体系的技术商，后面我们的技术也可以和这些新型体系的公司合作。目前我们也在储备一些脱离目前的金属资源的电堆的水系有机液流电池电解液技术。

以上就是我今天报告的全部内容。谢谢大家！

来源：数字储能网新闻中心