在新能源领域，中国已经成为太阳能和风电强国，关键零部件出口占全球70%。如今有一种强关联的技术，被认为是能源转型的关键所在，这就是新型储能。全钒液流电池是产业化进程最快的液流电池技术，其安全性、可靠性、效率等性能受到了检验，短期内仍将保持较大的优势，然而其成本受到钒资源的制约，钒电池行业的健康发展有赖于钒资源的开发和上下游的协同发展。钒电池是具有不可替代性重要技术路线，其具有本征安全、非资源消耗、金融属性强等三大特点未来长时储能之王。

(资料图片仅供参考)

今年上半年，国内前六个月投运的新型储能装机量是过去10年的总和，宣告了储能在新能源大赛道的地位。但在同一屋檐下，锂离子电池储能的光环效应过于突出，拥有94%以上的市占率，让液流电池、压缩空气储能、重力储能等沦为了打酱油的命。

钒液流电池储能产业链梳理：截止2022年末全球新型储能项目中，94%为锂离子电池储能，0.6%为液流电池储能。不过，这一格局在接下来的较量中将被扭转，液流电池有望率先“转正”。

今年上半年，液流电池的关注度明显提升，其中既有液流电池储能项目签约的消息，也有相关项目融资的落地，GWh以上的液流电池产线、储能项目纷纷涌现。2023年1-5月，仅是液流电池细分赛道的融资总额就超过20亿元，比去年整个长时储能阵营拿到的融资都要多。

2023年，液流电池将迎来元年，背后的商业逻辑来自于两点，一是磷酸铁锂等锂电储能的安全性问题解决不了，各地政府首鼠两端，但液流电池不存在这个“风险”；二是液流电池吃的是“长时储能”的红利。随着风光新能源并网装机占比达到31.7%，对调峰能力更强的3-10小时以上长时储能的需求变得更为强烈，2小时时长的锂电储能已经“力竭”，难以满足4小时以上高峰时段的削峰填谷。

于是，商业化程度最高的全钒液流电池恰恰能堪大任，在支撑电网稳定运行中发挥关键作用。

安全、寿命长，液流电池瑕不掩瑜

当下，在增速极快的电动汽车充电站、大功率充电桩等基础设施建设领域，特别是住宅区的私人充电桩建设，都面临着“电力增容难“的天花板，归根结底还是担心负荷功率峰值急剧上升容易造成电力系统崩溃。这种现象已经开始拖交通电气化的后腿。

以磷酸铁锂储能电池为代表的新型储能，虽然能量密度足够高，转换效率高于液流电池、压缩空气，经济性方面也最领先，但始终存在的消防安全隐患“如鲠在喉”，尤其是在人口聚集区，这种担忧会成倍放大。而且一般锂电储能时长只有2小时，面对各省市长达4小时的高峰电价时段，自然有点儿捉襟见肘。

此时，液流电池就有了用武之地，因为不仅安全，还能提供长达3-10小时的调峰容量。

其实，同为电化学储能的一种，液流电池诞生快50年了，只不过在与锂电池的竞赛中暂时“掉队“。因为体积过大，能量密度只有锂电池的1/10，且没规模化应用，导致经济性上也不足。但瑕不掩瑜，液流电池有自己的“生存之道”。

无论是从电池产能还是从项目装机规划来看，液流电池都已经进入了GW时代。作为液流电池的核心功率单元，电堆正在快速走向大功率和高效率，以迎合市场的降本和规模化发展趋势。

液流电池的心脏-电堆可以称作是液流电池的心脏。

一套完整的液流电池储能系统，主要是由功率单元（电堆）、能量单元（电解液和电解液储罐）、电解液输送单元（管路、泵阀、传感器等）、电池管理系统等部分组成，其中功率单元决定系统功率的大小，而能量单元决定系统储能容量的大小，两者相互独立。

液流电池的功率只取决于电堆大小，容量只取决于电解液储量和浓度，这意味着可以灵活设计。当需要增大储电容量时，只需要增大电解液储罐容积，或提高电解液浓度即可；如果想增大功率，只需要增加电堆功率或是增加电堆数量即可，适应性很强。

以钒电池为例，电堆是钒电池的主体部分，也是发生电化学反应的场所，主要结构包括质子交换膜、电极、双极板、铜集流板、液流框、端板及连接件等。

据目前的公开信息，国内钒电池的电堆最大功率已经在向着128kW级别迈进。单体电堆功率的提升，可有效降低系统成本和系统体积。

在能量效率方面，液流储能科技有限公司总经理郑晓昊表示，目前，液流储能科技的全钒液流电池电堆能量效率在78%上下；而铁基液流电池代表企业巨安科技的CEO孟锦涛表示，该公司的全铁液流电池电堆效率和系统效率均在80%以上。

锌铁液流电池的代表企业是纬景储能，但该公司并未透露任何与能量效率、能量密度有关的数据。美国ZBB公司的最新数据显示，锌溴液流电池电堆能量效率能达到82%。

大连融科作为行业龙头，2013年时，其承建的5MW级全钒液流电池系统能量效率便已达到80%，2022年12月底，该公司并网的全国规模最大的液流电池储能电站，百兆瓦级的“大连液流电池储能调峰电站国家示范项目”，系统效率可达76%。

中南大学教授、北京星辰新能科技有限公司首席科学家刘素琴表示，通过在电极材料、隔膜材料、电堆结构三个方面做出优化，其研制出的全钒液流电池电堆“星辰一号”，能量效率已达到85%。

液流储能降成本的主战场

据国际可再生能源组织（IRENA）数据，钒液流电池成本主要分为电堆、电解液与周边设备成本三大块。电堆和电解液是主要成本，合计占比达到75%左右，其他构件成本占比25%左右；其中，钒电解液成本约占40%，电堆成本约占35%；电堆中，隔膜又是核心，成本约占电堆的40%。

由此可见，要降低钒电池的成本，必须从电堆和电解液这两个“大头”入手。

其中，降低电堆成本的有效途径便是提升电堆的功率和能量效率。

这与液流电池本身的技术原理有直接关系。

液流电池工作原理

液流电池主要由正负极的两个电解液储罐和中间的电堆组成，两者成本加一起占比超60%，通过两侧溶液中的活性物质的氧化还原反应来实现充放电，通过泵将电解液输送到电堆反应室，通过活性物质如钒的高低价态变化，实现电能与化学能的转换。而锂电池中的锂离子是透过隔膜“来回游动”，所以能量密度取决于工作电压高低、正负极材料的比克容量，锂电的功率大小与界面电阻、导电率等有关，锂离子游动的快，功率则越大，倍率性能好。但液流电池完全不同，其能量密度取决于电解液的体积（储罐大小）和浓度，功率则是单位电堆的叠加，两者间相互独立。

这意味着，液流电池可以灵活设计，自由配置容量和功率，不存在锂电中鱼与熊掌的选择难题。

不仅如此，液流电池的能量效率远高于20%-50%的压缩空气储能技术，循环寿命大于20000次，以每天一充一放计算，可以用20年以上。最重要的一点是，液流电池还足够安全，因为能量转化不依赖于正负极，材料不参与化学反应，依靠的是水性电解液，与储罐的来回循环还达到了散热的目的，不存在锂电中的热失控、锂枝晶短路的问题，没有任何燃烧、爆炸的风险。对用户侧储能系统来说，液流电池安全方面的优势太重要了。

而且，液流电池的功率密度可“堆叠”，通过增加单元数量即可，所以在响应速度上更具优势，毫秒级、秒级、五分钟、小时级响应等各个维度上，调频、调峰均有不俗的表现。

全钒液流电池唱主角，经济性显露

既然液流电池有这么大的竞争优势，为什么在市场份额上连锂电池储能的零头都赶不上呢？问题就出在体积大，限制了适用场景。同时，技术还在进步，产业化不够，经济性上还达不到锂电的水平。

但这些显然不是“硬伤”。当年燃油车与电动车起步时间一样，最终败给了燃油车，但今天锂电的动力电池补齐了诸多短板，借着减碳的东风卷土重来。液流电池同样有这样的机会，只要规模化应用，拉低成本后，在长时储能东风下，很快会崭露头角。

不同于锂电池中磷酸铁锂、三元锂两家独大，液流电池的种类更多，技术路径上还有多种选择和可能性。按电解液可以划分为铁铬液流电池、全钒液流电池、锌基液流电池等，不同类别的液流电池具有不同的化学成分、能量密度、运行温度范围和充放电次数，最常用是钒，其次是铁铬、锌溴、多硫化物溴等。目前商业化程度、技术成熟度最高的是全钒液流电池，各地全钒液流电池项目开始轮番上马。

从经济性上看，全钒液流电池储能的初始投资成本在2.5元-7.5元/Wh，时长越大，单瓦时的投建成本越低，8小时以上可以降到2元/Wh左右，接近锂电储能。而且，全钒液流电池的寿命长达20年，是锂电池的2倍，这进一步摊低了初始投资的单位成本，成本更优于锂电储能系统。即便是20年寿命到期，钒液流电池电解液的残值和循环利用价值也高达30%以上，全生命周期成本更低。未来，随着更多全钒液流电池储能项目的上马，很容易在市场层面引发共鸣。

钒液流电池投资周期短，只需要半年，与其竞争的抽水蓄能从选址到投运需10年，压缩空气项目也要2年。而让全钒液流电池项目迅速增多的推力则来自于安全，这一点外界看得更为清晰。对储能项目来说，“安全大于天”，全钒液流电池虽然成本比锂电高，但安全让其必有一席之地，企业也愿意在经济性方面助推一把。

此外，国内钒矿资源储量丰富，虽说价格也不低，高达10-15万元/吨，但胜在自主可控，不会被卡脖子。

根据美国地质调查局数据，2022年，中国钒储量950万吨，占全球钒储量得36.5%，位列全球第一，其次是澳大利亚、俄罗斯、南非等地区。2022年中国占世界钒产量的70%。国内生产五氧化二钒的企业有攀钢钒钛、河钢股份、成渝钒钛、建龙集团等。

市场已经对钒液流电池已经给予了认可。今年1-7月，国内签约的钒液流电池项目数量明显增多，半年多签了15个，合计装机3.6GW。其中国家电投4个项目、华润电力2个，中国电建、中核集团、中节能、中钒储能、华电新能源等均参与其中，场景方面则以电源侧、独立共享储能为主。未来，全钒液流电池在用户侧也会逐渐落地。

虽然目前全钒液流电池具备压倒性优势，但液流电池不同技术路线间的较量仍在进行中。全钒液流电池虽说能量密度高，但运行温度在5℃-50℃，范围较窄，不适用于温度较低的地区，钒的使用也让电解液成本居高不下。而铁铬液流电池在-20℃—70℃间，电解液成本只占10%，初始投资成本较低，但要命的是寿命偏短，能量密度较低，目前只有少部分项目落地。

液流电池迎来元年，喷薄可期

如果到2025年，风光等可再生能源并网比例占到电力系统的50%-80%，仅仅是2小时的锂电储能很难达到平衡，这时就需要储能时长超过10小时，来保障电力系统的长期稳定。未来的新型电力系统中，既要有短时储能，也要有灵活配置的长时储能，满足电力系统不同场景下的需求。

全钒液流电池的调峰能力更强，能显著降低电网运行成本，适用于电源侧、电网侧、工商业、用户侧等多个场景。

2022年2月，国家发展改革委、能源局发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，要积极开展新型储能关键技术研发，探索压缩空气、液流电池等不同技术路径和发展模式。在国家和地方各类政策引导支持下，新型储能系统已由探索阶段向快速商业化迈进。截至2022年底，我国新型储能系统累计装机规模达到870万千瓦，其中锂离子电池储能占94.5%、压缩空气储能占2.0%、液流电池储能占1.6%、铅酸（炭）电池储能占1.7%、其他技术路线占0.2%。

根据巅峰的数据，预计2023年全球液流电池进入规模化发展元年，2023年全球新增装机有望达到1.7GWh，2026年约为19.6GWh，2023-2026年均复合增速为125%。如果按照3元/Wh的初始投资成本计算，2026年市场空间达到588亿元。

随着钒液流电池商业化、产业化推进，国内已经形成了电池、电堆的研发和生产供应链，融科储能、北京普能、上海电气、星辰新能等，2023年均开始向GWh规模迈进。电解液领域的大连博融新材料、钒钛股份、河钢股份、安宁股份、中核钛白等也实现稳定供应。电堆核心部件的离子交换膜，国内企业均在加速布局和产品研发。

在储能大赛道中，全钒液流电池已经具备了“起飞”的条件，喷薄可期。

眼下，还有一个储能技术路线正在从储能赛道中的“小众”走向舞台的中央，那就是液流电池。

液流电池通过正、负极电解质溶液活性物质发生可逆氧化还原反应，实现电能和化学能的相互转化。根据电解液中活性物质的不同，液流电池分为全钒液流电池、铁铬液流电池、锌铁液流电池等。其中，全钒液流电池是目前国内示范项目规模最大的液流电池技术。

7月17日，天府储能与东方电气集团东方汽轮机公司联合研发制造的120kW/240kWh全钒液流电池储能系统，在四川德阳顺利通过并网测试。该项目在设计上采用了双方联合研发的业内最高功率等级的高性能电堆（60KW高功率），可显著降低钒电池成本，推动钒电池规模化应用。

在更为小众的“锌铁液流电池”领域，纬景储能科技有限公司的锌铁液流电池“超G工厂”也即将面试，将于8月底陆续投产。这是国内同行业首个GW级别的锌铁液流电池工厂，全面投产后年产能超过6GWh。

2023年可以说是液流电池爆发元年，目前已有多家企业发布液流电池投产或扩产的消息；前5个月，液流电池细分赛道的融资总额已超20亿元。

巅峰初步预判，十年之内能够真正实现大规模产业化应用的是全钒液流电池——全钒电池是指正负极两端都是同一种物质钒，钒有四个价态，在充放电的过程中价态变化，这就不容易造成能量衰减，也没有其他杂质元素引入，电池系统常年运行造成的电解液价态失衡可以通过在线或离线进行再生恢复。

钒液流电池的特点

1.功率和容量可独立设计，尤其适合大规模、大容量储能。钒液流电池的电池系统和电解液是分开的，想要增加储能时间，只需增加电解液，电池的均匀性非常好，储能容量大，从1000sKWh到100sMWh；输出功率也大，从10sKW到100sMW。

2.能量效率高、充放电性能好、循环寿命长。钒液流电池储能系统的能量转化效率能够达到80%，但此时成本也相对较高。但我们在讲转换效率平衡的时候，大规模钒液流电池储能系统的国家标准都是要对标抽水储能的能量转化效率，即不低于70%。

3.启动和效应速度快，充放电切换只需0.02秒。并且其系统是在常温封闭环境下运行，电解液可以半永久使用，性价比高。衰减或可通过电化学的方法来恢复，电池的寿命是比较长的，整个系统的充放电循环次数大约15000次。

并且电解液是水溶液，不会着火和爆炸，是一种本征安全的大规模储能技术。但是受到钒离子溶解度的限制，能量密度比较低。

此外，电池在使用过程中，钒仅仅是价态变化，可循环使用节约资源。整个电堆是五十个单电池叠加，回收简单，残余价值较大。

全钒液流电池逐渐热门的原因

当下钒液流电池比较热的原因主要得益于大环境，国家提出了实现双碳目标，在十四五规划和2035年远景目标中也制定了方向。在新能源中，风能发电、太阳能发电技术等领域我们都是领先的，但储能却是一个瓶颈。储能在电网中主要是促进新能源的消纳，解决发电时间和用电负荷时间不匹配的问题；因为风能、太阳能等可再生能源是一种不连续、不稳定的间歇型能源，在构建“新能源+储能”新型电力系统当中，储能的主要作用则是调峰。

目前，全球范围内锂离子电池都适用在两个小时之内的储能。安全因素是关键的制约条件。北京市目前将锂离子电池、钠离子电池的防火设为甲级乙级，而钒液流电池则为丁级。

在2021年全球气候峰会上，长时储能理事会与麦肯锡发布报告称，当再生能源发电量达到电力系统的60%-70%的市场份额时，长时储能系统将成为“成本最低的灵活性解决方案”。预测2030年，超过8小时以上的长时储能可能占总储能装机量的30%，长时储能会达到4-8个TWh，将超越短时储能。国内各个新能源发电大省都纷纷发文，要求风能、光伏等新储能电站的建设，必须配建四小时以上的储能电站，通过比例调控、打分等级制调节储能电站的配比。

新型电力系统需要怎样的储能技术？

1.电池本身需要安全，不会发生着火爆炸，最近几次美国特斯拉充电站的爆炸着火，也透露出电池爆炸或着火后之后会产生氢氟酸和盐酸。

2.在新型电力系统当中，储能系统的主要作用是调峰，因此在大规模、大容量储能技术必须具备连续放电时间长的能力。

3.使用寿命要长，能够与光伏、风机等使用寿命一致。全钒液流电池满足大型储能电站对于“大规模、大容量、高安全性、低成本、长寿命、长时放电及环境友好”等要求。

全钒液流电池的产业前景

从产业角度，钒液流电池具备一定优势，具体而言：技术自主可控，目前已经形成完整自主知识产权体系，并主导制定国际和国内标准，技术水平达到国际领先水平；资源自主可控，全国查明钒资源储量约7000万吨，中国钒储量占全球35%、钒产量占全球48%；产业链自主可控，关键材料已实现国产化，装备制造产能全球最大。

而过往开展的项目不多，主要是因为过去很长时间都是短时储能需求，能量转化效率比锂电池低，市场认知度较低，商业模式的创新有待加强，人才储备也不足，产业链规模较小。

谈及钒液流电池成本问题，大家常常会说钒电池价格昂贵，这主要是跟锂电池一、两个小时储能对比得出的。但随着储能时间越长，钒液流电池的成本就越低。钒液流电池在电解液10万元/吨的情况下，对4小时钒液流电池储能系统的价格是3000元/kWh，其中不含电解液的电池系统价格是6000元/kW，电解液占初期投资价格的50%，在运行20年以上，结合各种残值回收，实际价格约为1020元/kWh。

但钒液流电池也存在一个风险即五氧化二钒的供应。上面的预测都是基于电解液原料（五氧化二钒）的价格在理性的10～11万/吨内做出的，如果超过15万/吨，全钒液流电池产业很有可能会夭折。

资本市场香饽饽 企业IPO加速跑

市场预计，2025年新型储能产业规模有望突破万亿大关，到2030年将接近3万亿元。产业规模的急剧扩张，各类技术路线齐开花，离不开政策和资本的双向奔赴。

据企查查统计，2022年以来，一级市场新型储能融资项目（包括锂离子电池储能、压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、熔盐储能、重力储能、飞轮储能等）大约有58个，涉及44家企业，投资机构包括鼎晖百孚、新鼎资本、普华资本、建信信托、国晟基金、海松资本、金鼎资本和红杉中国等。

今年以来，多起储能企业融资事件的金额都在亿元以上。专注于双碳赛道的投资基金及聚焦清洁能源的风投机构，纷纷加大对储能行业的投资力度。例如7月5日，海辰储能完成45亿元C轮融资；4月17日，融科储能完成超10亿元B+轮融资；3月28日，精控能源完成数亿元C轮融资；3月18日，纬景储能完成超6亿元A轮融资等。

在二级市场，新型储能也是A股上市公司投资的热门方向。据财联社不完全统计，近期表示投资新型储能相关业务的上市公司就有中电兴发、佳禾智能、金杨股份、永泰能源、南都电源和宏英智能等。

去年以来“涉储”A股上市公司业绩总体表现较佳。据巅峰统计，截至4月，A股共有321只储能概念股，79家公布了2022年度报告，其中有49家去年归母净利润实现同比增长，占比超6成。比亚迪、赣锋锂业等归母净利润实现翻倍。

值得关注的是，储能企业近期开始排队IPO，加速拥抱资本市场。据悉，目前已有超百家储能产业链相关企业排队冲刺IPO。从目的地看，33家企业拟赴上交所IPO，48家企业拟赴深交所IPO，17家拟赴北交所IPO，2家拟赴港交所IPO。

“资本正是储能企业扩张的催化剂，预计未来IPO的储能企业会越来越多。储能在未来几年将会成为最活跃的赛道之一。”

目前钒液流电池的成本还比较高，什么时候会迎来大规模市场份额增长的转折点呢？

巅峰氢储：需随着风能、太阳能发电在电网中的占比增加，更多的单位配备四小时以上的储能系统。因为随着时间的增长，电池的安全性会更加凸显。目前锂电储能时间一长，积累的热能不容易被散发出去。同时储能规模做大以后，对电池的均匀性要求也会更高。

针对这个问题，巅峰氢储结合自己对产业的观察进行了补充：1）目前，在能源构成中绿色能源占比不太高，电网调度对储能的需求还没有起来，当绿电的占比越来越高，电网开始真正调度这些储能资产的时候，行业相关方也会切实投入储能建设，去考量经济账——这或是一个关键节点；2）从政策上来说，各地都是区域化制定政策，比例也较为随意，随着之后配比政策逐渐科学化，长时储能配备要求更高的时候，这几个因素合并叠加，大家会主动投资储能资产，而非被动去建储能。

如何看待目前钒液流电池的能量转换效率还不够高的问题？

张教授：各个电池的特点不一样，不能拿锂电的优点同钒电的缺点来比较。应该同抽水储能这个最常规的东西去比对标，传统的抽水储能能量转换效率是70到75之间，所以液流电池国家标准电堆能量效率要大于80%，系统的效率大于70%。锂电的优势就是能量转化效率高，但它的弱点是第一年可能衰减6%，此后逐年衰减2%-3%，所以锂电寿命是五到八年的时间，这属于短跑选手，而钒电是马拉松选手。

怎么看待钒的生产过程中的环节污染问题？

巅峰氢储：钢铁生产钒没有特殊的污染，但石煤提钒确实会产生污染，要能够做到废气达标排放，废水循环使用，目前生产成本是8万。之前我们咨询了提钒企业和专家，他们都表示若保证废水不排放、废气达标排放，环保成本会增加，五氧化二钒的售价可能就要在10万以上。我们判断五氧化二钒的价格将来不会低于10万。

如何降低钒液流电池的主要成本？

张教授：整个全钒液流电池成本下降其实不仅是靠核心原材料去降本，还要围绕降低电池电堆里的电阻，提高电流密度来开展。提高电流密度要确保能量转换效率能达到80%，需要从电堆设计和材料创新这两个方向发力，如果电堆的成本下降以后，整个系统成本都降下来，再加上电解液作为金融租赁产品的商业模式，成本会有很大下降。

如何看待氢储能的发展前景？

巅峰氢储：氢储能理论上的能量转换效率才30%（电解1标准立方米的氢气通常需要耗电4.3-4.5度电，1标准立方米的氢气用燃料电池发电通常只能发1.3度电），就算设备不要钱，四度电能换一度电，那电价就涨了四倍，没有经济性。

但氢气是重要的化工原料。如何降低氢能的运输成本和安全风险也是一个大问题，总体而言，我认为氢是有能源属性的，但是真正氢的属性是重要的化工原料，作为储能是不太合适的，没有经济性。