全钒液流电池发展概况

全钒液流电池是一种正极和负极均采用循环流动的钒溶液作为储能介质的可以实现充电和放电的电池，通过充电和放电实现电能和化学能的相互转化，进而实现电能的储存和释放。

全钒液流电池的外形与一般的锂离子电池和铅碳电池不同，而是分别由电堆（或单电池）、正极储罐（储存有正极电解液）、负极储罐（储存有负极电解液）、循环泵以及管理系统构成，其中电堆由多个单电池串联而成，每个单电池包括正极、负极、隔膜、正/负极双极板等材料。

多个全钒液流电堆可以构成一个储能模块，多个储能模块可以构成一个储能系统或储能电站（图1~图3）。

全钒液流电池的电极反应如下：

（1）充电过程中，正极电解液中的四价钒离子氧化成五价钒离子，并失去一个电子，产生两个氢离子；负极电解液中三价钒离子得到一个电子还原为二价的钒离子，并消耗一个氢离子。

（2）放电过程中，正极电解液中的五价钒离子得到一个电子还原为四价钒离子，同时消耗两个氢离子；负极电解液中二价钒离子失去一个电子被氧化为三价钒离子，同时产生一个氢离子。由以上过程可以看出，电池在充电过程中，氢离子从正极向负极迁移，放电过程则相反；电池内部的电化学反应在内部表现为氢离子的迁移，则在外电路中产生电流。

全钒液流电池的技术特点

对于规模储能应用而言，系统功率和储能容量大，一般为十兆瓦到几百兆瓦甚至吉瓦级。对于储能技术路线的选择，主要从安全性、环境友好性、资源可持续性、度电成本（或系统成本）及全生命周期成本等5个方面综合指标考虑，同时也考察能量效率、循环寿命、储能单元能量密度、可靠性、消防配置成本和单体储能电站规模等重要指标。

（1）从各种储能技术的综合性能对比来看，抽水蓄能、液流电池和压缩空气储能的安全性和可靠性均处于前列，液流电池由于常温常压运行，电池可以达到本体安全标准，抽水蓄能和压缩空气储能依靠储能介质势能和形态变化实现储能，不存在化学反应，可靠性优异。度电成本主要指储能电站初始投资成本或一次性投资成本，目前抽水蓄能的度电成本最低，然后依次是铅酸电池、压缩空气储能、离子电池和液流电池，而飞轮储能和钠硫电池的度电成本较高（图4）。LCOE（Levelized Cost Of Energy，平准化度电成本）是评价大规模储能技术成本的重要指标，其值越小代表成本越低，抽水蓄能和液流电池储能是当前LCOE最低的储能技术路线。

（2）从资源可持续性来看，压缩空气储能和液流电池储能具有一定优势，主要是其储能介质资源丰富，而锂离子电池因锂资源及锂离子电池其他相关活性物质资源有限，且全球储量分布不均，我国资源储量不占优势，抽水蓄能受地理条件和水利资源限制，有一定生态影响，当前优质资源开发基本接近上限。环境友好性方面，所有电池储能技术路线在运行时均不会产生“三废”（即废气、废水、固体废弃物），环境友好性较好。退役电池的处理是制约电池储能大规模发展的一个关键制约因素，锂离子电池和铅酸电池工作运行时虽无污染，但由于原材料不易回收，对环境也产生一定影响，液流电池的电解液等材料回收容易，不会产生环境污染问题，而且残值比较高。

（3）图5是7种主流储能技术路线技术指标的比对。

抽水蓄能具有储能容量大的优点，缺点是其受地理条件、转化效率等方面的制约较大，同时投资周期较大，抽蓄损耗和线路损耗均较大。

压缩空气储能规模大，仅次于抽水蓄能，场地限制较小，适用于大型电站，同时由于一部分能量以热能的形式散失，在膨胀前需要重新进行加热，且通常以天然气作为加热空气的热源，由此导致储能效率降低。

飞轮储能的主要优点是高充放电功率，高循环次数，响应速度快，无污染，维护简单，使用寿命不受充放电深度的影响，缺点是能量密度较低，保证系统安全性方面的费用很高，储能损耗较高，不适合用于能量的长期存储。

铅酸电池的能量密度低、寿命短。锂离子电池充放电效率可达95%以上，响应快速、能量密度高，主要缺点是循环次数、寿命有待进一步提升，其衰减性有待进一步降低，以及存在过充导致发热、燃烧等安全性问题，需要进行复杂的保护，消防投入过大。液流电池的功率和能量可以解耦，实现二者的定制化配置，同时可以储存长达数小时至数天的能量，且较为安全，循环寿命较长，其不足之处是电池单体体积相对较大，但是在电站层面，由于其消防标准低，电池间距小，储能电站有效面积占比高，储能电站的总体面积与锂离子电池储能电站相当。钠硫电池放电时间长，但是由于使用液态钠，运行于高温下容易燃烧，因而消防配置成本较高，目前应用项目较少。

全钒液流电池应用前景

经过近20年的发展，全钒液流电池储能技术已经进入初步的商业化阶段，其在应用前景方面具有以下优势：

（1）本质安全。其为“水相电池”，储能介质为电解质水溶液，常温、常压下封闭运行，无起火爆炸危险，且储能系统整体可靠性高。

（2）使用寿命长。充放电循环次数可达2万次以上，使用寿命超过15年。

（3）效率高。目前DC80%左右。

（4）资源可持续。钒作为电池活性物质使用，总量无损失，可再生反复使用，被称为“能源银行”，我国的钒资源丰富。

（5）系统残值高。生命周期内物质损失少、残值高，仅电解液一项残值通常达到70%，电堆材料可回收再生。

（6）环境友好。无排放，不污染环境，电池系统主要由碳材料、塑料、金属材料组装而成，易回收，有些金属材料可持续使用，碳材料、塑料可以作为燃料来加以利用，液流电解液和固体电池电堆分开回收。

（7）可靠性高。可频繁100%DOD（Depth of Discharge，深度放电），具有2倍以上的过载能力。

（8）系统配置灵活性强。功率模块和能量模块定制化设计，功率与容量独立配置，“量体裁衣”。

（9）系统设计全模块化。由多个单电池叠合而成，与其他类型的电池相比，电堆和电池单元储能系统模块额定输出功率大，易于系统集成和规模放大。

（10）启动速度和响应特性好。室温条件运行，充放电过程无相变化，所以启动速度快，充放电状态切换响应迅速。

（11）与主要应用场景匹配性好。单个循环超过4h，适合大规模储能，寿命与新能源、电网主要硬件寿命相当，适合同期建设及一体化配置和运行。

巅峰能源

当前的全钒液流电池技术整体处于“从0到1”的阶段，商业化的技术和产品还没有很好地释放出电池的本体优势，需要加快技术迭代升级，实现技术裂变，尽快在高功率密度电堆、高容量密度电解液、高性能低成本电池材料、高水平电池模块集成技术和高效辅配技术方面取得突破，进一步提升全钒液流电池的性价比，提升产品的市场竞争力。

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。

钒电池，即全钒液流电池，是当前液流电池中发展时间最长、技术最成熟、商业化程度最高的一种技术。

满足中长时储能需求

“全钒液流电池是大规模、大容量、长时、高安全性储能的首选技术。”中科院大连化学物理研究所首席研究员张华民表示，“全钒液流电池的电解液为钒离子的稀硫酸水溶液，只要控制好充放电电压，保持电池系统存放空间通风良好，就不存在着火爆炸的风险。”

根据储能时长不同，电化学储能技术可分别满足不同的市场需求。大连融科技术发展有限公司总经理王晓丽表示：“如基于超级电容的飞轮储能技术，具有短时大功率的调节能力，锂离子电池适合1小时-4小时的储能需求，而钒电池则更适合于中长时储能，即4小时-12小时的储能。”

山西国润储能科技有限公司技术总监吴志宽向记者介绍：“钒电池与锂电池不同，液流电池的液体电解质储存在外部储罐中，而不是储存在每个电池单元中。由于携带能量的电解质与发电堆在物理上是分开的，因此液流电池的能量和功率也是分开的。”

山西国润储能董事长孟青博士作为钒液流电池储能领域的专家，就储能行业当前发展现状、全钒液流电池的优势和应用场景及山西储能产业的产业化和商业化发展现状等三方面进行了更加深入的研讨分析。

储能安全首选山西国润储能全钒液流电池，化学储能的时代来了！

就储能行业当前发展现状，孟青博士表示：储能技术是当前支撑能源转型的关键技术，新型储能将迎来战略机遇期。储能的实现路径主要有物理储能、电化学储能及电磁储能三种储能方式。其中，全钒液流电池是长时、大规模电化学储能的首选，当前，在电化学储能技术路线上，百兆瓦级以上项目实现并网的只有锂电池和全钒液流电池，而我国在“十四五”之前，就对全钒液流电池进行了产业化部署。这也意味着，全钒液流电池已处于大规模商业化爆发的前期。

“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。”巅峰表示，正因这种特性，储能时长越长，钒电池单位造价就越低。

除此之外，钒电池作为储能电池，使用寿命也极具优势。钒电池可通过化学手段低成本快速恢复容量衰减。“钒电池本身就是一种寿命超长的电池储能装备，在百分之百充放电循环下，钒电池充放电循环次数可以达到2万次以上。同时，在它的整个生命周期之内，能量保持率可以达到百分之百。”

产业链日渐国产化

全氟质子交换膜材料是液流储能电池最核心部件，也是最具难度的核心技术，被业内称为全钒液流电池的“心脏”和“芯片”。此前，该技术和产品一直以来都掌握在少数外国公司手中，如今，这项技术已被国内企业掌握。

据江苏科润膜材料有限公司总经理杨大伟介绍，该公司自2009年起瞄准燃料电池和液流电池的方向开始做国产化质子膜，如今，其产品在国内钒电池质子交换膜市场的份额已经达到90%。

“公司生产的液流储能电池在电化学及力学性能方面均达到或超过进口产品，同时造价仅相当于进口产品的1/3。”杨大伟表示，“目前，公司拥有120万平米/年的质子膜产能，二期又规划了400万平米/年产能的质子膜生产基地，将于明年投产。”

此外，钒电池生产商也倾向于自主建设零部件生产基地，保障供应。如国润储能建设有成熟的全氟离子膜生产线，融科储能则具备关键部件电堆的完整生产线以及全球最大钒电解液生产基地。

降本需扩大产业规模

据攀钢钒钛的年报显示，2021年，全球钒产量（以V2O5计）为21万吨左右，其中我国约占全球产量的65%。不过，钒资源虽然丰富，钒价却居高不下。

为此，巅峰认为，钒电池产业化规模亟待扩大。“在当前技术水平下，钒电池初始投资造价与锂电池相比确实偏高。钒电池产业刚刚兴起，虽然产业链基本完善，但是产业规模还没有达到规模效应显现的阶段。不过，无论从材料、核心电堆还是系统集成的角度，钒电池仍有大量的技术提升空间，可以预期在技术上钒电池仍有一个较大的降本潜力。”

 “电解液的成本约占整个储能系统成本的70%，由于电解液可再生循环使用，不需要报废处理，因此生命周期的价格低、经济性好。”钒电池在电池系统报废后除电解液可再生循环使用外，其他金属材料、碳材料等，也可以有效利用而不污染环境。

“如果加大投入，全钒液流电池从性能、成本控制上仍有很大的发展空间，远没有触到‘天花板’。在低温或者极高温的环境下，全钒液流电池比锂电池及铅酸电池更加安全与可靠，有其专属的特定市场需求。”

巅峰能源认为，面向储能市场的钒液流电池到2031年前后或将在装机容量上超过锂离子电池。

巅峰能源预计：“到2030年，全钒液流电池储能系统的功率（千瓦）装机市场份额将达到30%左右，容量（千瓦时）装机市场份额将会达到电化学储能的50%左右。”

钒液流电池是大功率、大容量和长时储能的理想技术路线，未来有望成为大中型储能的重要方式。

钒电池优缺点分析：全钒液流电池，是一种以金属钒离子为活性物质的液态氧化还原可再生电池。全钒液流电池正、负极活性物质，分别储存在独立的电解液储罐中。在对电池进行充、放电时，正负极电解液在离子交换膜两侧进行氧化还原反应。同时，通过电堆外泵的作用，储液罐中的电解液不断送入正极室和负极室内，以维持离子的浓度，实现对电池的充放电。

钒电池工作原理图

优点：

通过增加电极的数量和面积可以有效提高功率，通过增加电解液的体积可以增加钒液流电池的容量，因此钒液流电池可以达到很高的工作功率和容量。与使用非水电解液的锂电池不同，钒液流电池采用钒离子水溶液作为电解液，大大降低发生过热、燃烧、爆炸的可能性，安全性更好。此外，由于钒液流电池正负活性物质分别只存在于正极和负极电解液中，不像其他电池存在充放电过程中电极结构的变化（导致容量衰减），因此电池使用寿命长。

缺点：

钒液流电池的质量和体积庞大，因此其比能量和比功率远低于其他电池系统，导致其不适用于电动汽车等场景。与锂电池相比，钒液流电池最大的劣势是成本，主要来自电解液和电堆，降低两者成本是业内共识。此外，钒液流电池对环境温度的要求苛刻，正极电解液中的五价钒在高温下（高于 45℃）易析出沉淀、堵塞流道，在低温下（低于电解液的冰点）电解液凝固，因此一般的运行温度都要求在0~45℃之间，限制了钒液流电池的应用。

全钒液流储能投资成本分析初次投资成本分析

全钒液流电池储能系统的初次投资成本随储能时长的增加而不断降低。

根据张华民在《全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》一文的分析，以兆瓦级全钒液流电池储能系统为例，在V₂O₅价格为10万元/吨时，钒液流电池所用电解液价格约为1500元/kWh，除电解液外的电池储能系统市场价格为6000元/kW。

当储能时长为1小时的情况下，储能系统的初次投资成本为7500元/kWh，但当储能时长延长到4小时后，不包括电解液部分的价格则被分摊为1500元/kWh，此时全钒液流电池储能系统的总价格为 3000元/kWh。因此，全钒液流电池储能系统工作时间越长，单位kWh价格越便宜。

全生命周期成本分析

钒液流电池全生命周期成本更低。

由于全钒液流电池的电解液可再生循环使用，因此其残值很高。同样以储能时长为4小时的钒液流电池储能系统为例，其中废金属的残值估值为300元/kW，折合为75元/kWh，电解液残值约为原有的70%即1050元/kWh，合计残值为1125元/kWh，实际成本为1875元/kWh。

而对于储能时长为10小时的系统来说，废金属残值折合为30元/kWh，合计残值为1080元/kWh，实际成本仅为1020元/kWh。

因此，对于全钒液流电池储能系统来说，储能时间越长，其全生命周期成本越低。

储能时长分别为4小时和10小时的全钒液流电池储能系统生命周期成本估算。

巅峰能源测算：真实成本是1875元/kWh

巅峰能源测算：真实成本是1024元/kWh

钒液流电池是大规模长时储能最具前景的发展方向之一。适合长时间、大规模的储能形式主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和钒液流电池三类。

抽水蓄能作为最成熟可靠的储能技术，是国内重点投资建设的储能形式。抽水储能的主要限制是项目的建设选址要求较高且建设周期较长。压缩空气储能也属于成熟技术，但系统的能量转换效率偏低且项目选址也受限。

与这两种储能技术相比，钒液流电池的储能上限低于抽水蓄能，但有着系统安全性高、项目建设周期短、选址灵活等优点，且随着技术进步，钒液流电池的经济性优势将逐渐强化，未来有望成为大规模长时储能的重要技术路线之一。

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。

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。

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。

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原文始发于微信公众号（巅峰储能）：新型全钒液流电池使用寿命长。充放电循环次数可达2万次以上，使用寿命超过15年。