全钒液流电池（VFB）又称钒电池，主要利用钒离子的价态的变化来实现电能的储 存和释放。从工作原理上来看，钒电池相比锂离子电池的最大不同在于导电离子主要为 不同价态的钒离子。钒元素的价态多变，不同价态的化合物呈现不同的颜色，所以用北 欧神话里的女神 Vanadis（又名 Freyja，爱情与美貌之神）来命名，翻译为中文就是“钒”。 充电时，正极的 VO2+失去电子成为 VO2 +，负极的 V3+得到电子成为 V2+；放电时则相反。 从结构上看，与锂电池的电解液集成在电池内部不同，钒电池的正负极的两侧各有一个 电解液储罐，通过循环泵输送至电池内部进行反应。

　　钒电池最早由澳大利亚新南威尔士大学 Skyllas-Kazacos 提出，因其具有安全性 高、储能容量大、使用寿命长等特点得到了长足的发展。钒电池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，避免了交叉污染带来的电池容量难以 恢复的问题；钒电池正负极反应动力学良好，无外加催化剂即可达到较高的功率密度； 而且由于钒电池使用水溶液作为储能介质，避免了有机溶剂作为电解液时易燃易爆炸的 安全风险，可靠性高。随着清洁能源发展对储能需求的增加，越来越多的研究单位和企 业开始涉足钒电池产业化的开发，如日本住友电工、美国 UET 公司、英国 Invinity、奥 地利 Enerox、澳大利亚 TNG Ltd 公司等。 我国对钒电池的研究起步较早，目前已进入大规模商业示范运行和市场开拓阶段。 20 世纪 80 年代末，北京大学和中国地质大学已建立了全钒液流电池实验室模型。1995 年中国工程物理研究院研制出 1kW 的钒电池电堆样机。此后，中南大学、中科院大连化 物所、清华大学、中科院沈阳金属所、北京普能、大连融科等机构开始从事钒电池的研 发和商业化推广工作。2022 年 10 月 31 日，全球最大的全钒液流电池储能电站建成并 在辽宁大连并网发电，一期规模为 100MW/400MWh。

　　随着储能行业的快速发展，钒电池装机规模有望进一步增长。根据国家能源局的数 据，截至 2022 年底，全国已投运新型储能项目装机规模达 870 万千瓦，平均储能时长 约 2.1 小时，比 2021 年底增长 110%以上。2021 年 7 月，国家能源局在《关于加快推 动新型储能发展的指导意见》中指出，到 2025 年，我国新型储能装机容量要达到 30GW 以上。而根据 2022 年 11 月中国电力企业联合会《新能源配储能运行情况调研报告》的 数据，到 2025 年，国内各省规划的新型储能装机规模合计超过 60GW。而钒电池作为 储能技术的一种，2021 年和 2022 年在新型储能装机中的占比分别为 0.6%、2.3%，并 有望随着长时储能需求的增大，渗透率进一步提升。

　　乐观场景下，假设各省储能目标都能顺利实现，2025 年国内钒电池市场渗透率达到 15%，平均储能时长为 4h，则预计 2025 年钒电池的装机功率为 9GW，装机容量达到 36GWh 以上，而钒电池产业将从商业化初期进入规模化发展阶段。

　　目前钒电池产业处在商业化早期，市场需求未打开，相关企业分为三类：上游钒矿、 中游原材料商和电池集成商。现阶段钒电池产业链面临的主要问题是：成本问题制约了 钒电池的规模化市场应用。后续随着产业链的完善，成本会有进一步的下降空间。

　　我国钒储量非常丰富，主要集中分布在四川攀枝花和河北承德等地区。在钒储量方 面，根据 USGS 数据，我国已探明钒储量 950 万吨，约占全球总储量的 37.6%，位居全 球第一。在钒制品产量方面，根据中国钢铁工业协会的数据，2021 年中国大陆钒产量约 为 13.6 万吨，占全球产量比例约 65%，其中 2021 年四川攀西地区的钒产量为 6.2 万 吨，约占全国钒产量的 44%，占全球钒产量的 30%。在钒资源的分布上，我国目前可提 取的钒矿主要分布在四川攀枝花和河北承德，其中四川攀西地区的钒储量最高，约占国 内已探明钒储量的 63%；其他地区如中核钛白所在甘肃省，虽然也有分布，但以含钒石 煤为主，资源利用率较差。

　　在钒资源的应用方面，目前国内 95%以上的钒产品应用在钢铁领域，2%应用在钒 储能领域。从钒消费领域来看，钒制品主要应用于钢铁领域，约占 90%以上。将钒应用 于钢铁铸造领域，可显著提高钢铁的强度、韧性和耐磨性；钒在钛合金中可作为稳定剂 和强化剂，提高钛合金的延展性和可塑性；在化工领域，钒是重要的化工原料和催化剂； 在储能领域，钒电解液是全钒液流电池的重要组件。随着钒电池产业化的进行，对钒产 品的需求有望快速增大，上游钒制品生产线需要进一步的规模扩大和技术升级改造。

　　现阶段钒资源的开发和利用以钒钛磁铁矿炼钢副产钒渣为主。我国钒资源主要为钒 钛磁铁矿和含钒石煤，二者占比分别为 52%，48%。不过由于石煤提钒的回收率低、环 保压力大生产成本高，目前我国钒资源的开发和利用以钒钛磁铁矿为主，在产钒原料占 比中为 90%左右。据国际钒技术委员会（Vanitec）统计，全球约有 76%的钒来自中国、 俄罗斯和新西兰钢厂的副产炼钢钒渣；约 13%的钒产量直接来自于钒钛磁铁矿，以南非 的布什维尔德矿业公司和嘉能可公司、巴西的 Largo 资源公司为代表；约 11%的钒由二 次回收的含钒副产品（含钒燃油灰渣、废化学催化剂等）及含钒石煤生产。

　　提钒工艺方面，现阶段主要采用以钒渣为原料的钠化焙烧提钒工艺。高炉－转炉冶 炼技术是一种传统的冶炼钒钛磁铁矿精矿的方法。在整个高炉－转炉冶炼钒钛磁铁矿的 流程中，主要产生了三种炉渣，即含钛高炉渣，钒渣和钢渣。钒渣提钒工艺主要包括钠 化焙烧提钒工艺、钙化焙烧提钒工艺、亚熔盐提钒工艺、无盐焙烧提钒工艺等，其中钠 化焙烧提钒工艺是目前应用最广泛、最传统的提钒工艺。国内以钒钛磁铁矿为原料生产 钒制品的企业有钒钛股份、建龙钢铁、承德钒钛、川威集团、德胜钒钛等。

　　随着储能领域对钒需求的增大和提钒技术的不断进步，未来石煤提钒在钒工业的应 用比例会逐步提高。相比钒钛磁铁矿炼钢后的钒渣提钒（钒渣含钒量约为 15%），石煤 矿的钒含量偏低，仅为 1%左右，且提钒成本明显偏高，约为 6~8 万元/吨，所以现阶段 从事石煤提钒生产的多为中小型企业。据不完全统计，2022 年我国石煤提钒在产企业有 14 家，总产能约为 1.4 万吨，主要集中在陕西商洛、河南等地区。

　　钢铁行业用钒需求增量有限，钒电池产业化或带动钒消耗量迅速增加。2022 年，房 地产行业对钢铁需求持续下降，汽车、机械行业对钢铁需求保持增长但增幅较小。根据 中国钢铁工业协会数据，2022 年中国粗钢产量 10.13 亿吨，同比下降 2.1%，连续第二 年下降。由于钒制品在钢铁领域的主要应用为螺纹钢等精钢领域，未来钒在精钢里的添 加量有望进一步提高，因此预计短期内钢铁行业用钒不会明显减少，也不会有大幅的增 长。

　　钒制品的供给相对刚性，未来产能增量较为有限。由于现阶段钒产品主要来源于钒 钛磁铁矿炼钢后的钒渣提钒，而当前国内政策严格控制钢铁产能，因此未来采用钒渣提 钒工艺带来的钒制品产能增量较为有限。石煤提钒工艺当前成本偏高，约为 8-10 万元/ 吨，且现有工艺环保压力较大，有待技术进一步成熟降低成本。

　　钒产品历史价格受钢铁行业影响明显，随着钒电池对钒需求的增大，钒产品价格有 望上涨。自 2018 年 11 月 1 日起，国内钢铁企业生产建筑钢材执行新的国家标准 GB/T1499.2-2018，新标准对螺纹钢中钒铁用量提出了明确要求，此后钢铁行业钒用量 迅速增加，带动钒产品价格上涨，后续随着产能增加，钒价理性回归并进入市场盘整期。 根据百川盈孚的数据，2023 年 3 月 17 日，国内原料大厂 98%片钒价格维持在 14 万元/吨，预计短期内钒市场波动空间不大。后续随着储能电池项目的加速落地，钒电池用钒 需求有望推动钒价上涨。

　　钒电池所需关键材料基本可以实现全国产化，部分部件仍与国外先进水平有一定差 距。典型的全钒液流电池储能系统主要包含电解液、循环泵、电池端板、集流板、双极 板、电极、隔膜、电极框等。电极材料上，目前市面上有国产化的石墨毡电极，在碳纤 维制备、品相性能与国外相比有一定差距，但是应用在钒电池上影响没那么大，未来不 是卡脖子的领域；膜制品上，部分国内公司如山东东岳已经有商用的全氟磺酸膜，还有 中科院大连化物所研发的非氟的多孔膜，成本已大幅降低；电解液需求量大、成本略高 等。但随着钒电池需求的增大和产能的铺开，钒电池关键材料的制造成本有望进一步下 降，电化学性能有望进一步提高。

　　电解液是钒电池电能的载体，其性能直接影响着钒电池的储电能力。电解液的发展 方向为高浓度、高稳定性、高电化学活性。 电解液技术突破的难点在于钒离子浓度的提升。全钒液流电池的电化学活性物质中， 钒的浓度一般在 1.4-1.7mol/L,而商业化的电解液通常使用硫酸水溶液作为基质，正负极 分别硫酸氧钒和硫酸钒。硫酸的质量百分比浓度约在 30%左右。自 2015 年起，我国陆 续启动对混酸体系和盐酸体系的电解液研究，新型电解液的钒离子浓度在实验室阶段可 达 3~5mol/L。

　　钒电解液制备主要包括物理溶解法、化学还原法和电解法。物理溶解法是用硫酸直 接溶解高纯度的 VOSO4 固体制得。化学还原法主要采用单质硫、亚硫酸、有机羧酸或醇 等还原剂在一定温度下将五价钒还原为四价或三价钒。比化学还原法更简单，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。化学还原法和电解法 各有优缺点，需要根据具体情况择优选择。 钒离子浓度对电池性能产生重要影响，需控制在合理浓度范围内。钒离子浓度变大， 电解液能量密度提高，电压效率提高，但高浓度五价溶液在接近全充电态时会析出沉淀， 降低电池的能量效率。另外，电解液中硫酸浓度也会显著影响钒离子的溶解度。当钒电 解液中硫酸浓度增大，V5+/V4+和 V3+/V2+氧化还原电对的氧化峰电流和还原峰电流均有 所增大，低价钒离子溶解度随之降低。

　　温度影响电解液的稳定性，需增加额外控温单元。温度上限方面，从钒电池健康运 行的角度来说，电解液最好不超过 45℃。因为液流电池的电解液都是水溶液，45℃以上就有五价钒析出的风险，虽然不会立马析出，但这种风险必须要考虑。温度过高时，比 如达到 50℃以上，靠近正极部分电解液中会有五氧化二钒析出，进而堵塞管路，引起电 堆失效等一系列问题。温度下限方面，零下二十度低温运行虽然没太大问题，但是低温 下电池效率会降低很多。温度的问题主要通过集装箱增加温控单元来解决，也就是俗称 的空调。高温会启动制冷机来冷却电解液，低温下只要电池启动后设备运行本身就会释 放一部分热量，从而使电解液保持在合理的温度范围内，保障全钒液流电池始终处于平 稳健康运行状态。 当前电解液制备成本略高，以租代售模式或将推动产业化提速。钒的纯度也影响着 电解液的性能，高纯度的钒原料（V2O5）往往造价很高，2022 年价格在 10 万/吨以上。 经过研究者研究发现，原则上只要纯度足够，就可以满足使用的需求。影响性能的杂质 需控制在一定范围内，不影响性能的杂质多少对性能的影响可忽略。目前钒电池电解液 的回收率较高，约为 70%-80%，同时由于电解液的资金占有率偏高，部分机构提出以租 代售的商业模式，引入一个资本方，作为电解液的拥有者，来减少电解液使用方的资金 压力。2022 年海螺公司创建电解液租赁商业模式并在安徽枞阳完成首单电解液采购及 租赁服务。

　　现阶段电解液生产技术壁垒较高，参与布局的企业主要有大连融科、钒钛股份、河 钢股份、星明能源等。其中大连融科在钒电解液领域的技术实力最为雄厚，建有全球规 模最大的钒电解液生产线，现有电解液产能超过 6万立方米，占据国内外市场份额的80% 以上。 全钒液流电池中，位于离子交换膜两侧电极材料是其中的核心组件之一，电极表面 是全钒液流电池发生氧化还原反应的场所。 结构设计上，电极流道由无流道型向分裂蛇形流道发展。电极流道对电堆的性能影 响也较大，相比于传统蛇形和传统交叉形流道，交错蛇形流道中电解液一次性渗入、渗 出，有利于降低浓差过电位，提高边界层传质系数，从而促进反应离子在边界层的传质。 电极流道研究由无流道向平行、叉指、蛇形发展，再由普通蛇形向旋转蛇形流道、分裂 蛇形流道发展。 材料选型上，钒电池电极材料的研究主要集中在金属电极和碳素电极，碳素类电极 更具成本优势。金属电极中被广泛关注的材料包括金、铅、钛、钛基铂和钛基氧化铱等，但到目前为止，金、铅、钛所展现的电池的电化学性能相对欠佳，而钛基铂和钛基氧化 铱虽然能够较好的满足前三点对电极材料的要求，但成本很高，难以实现大规模广泛应 用。因此，更多的关注投向了成本具有很大优势的碳素类电极材料。

　　碳素类电极材料主要包括玻碳、碳纸、石墨毡、碳毡等碳纤维材料。其中，石墨毡 和碳毡由于其成本相对低廉，并且稳定性好，导电能力突出，高比表面积等特点，因此 被用作钒液流电池的主要电极材料。 石墨毡电极的商业化制备方法是以专用的聚丙烯腈（PAN）原丝经过一系列热处理 后，由有机合成纤维转换为碳含量在 92%以上的无机碳纤维。目前生产 PAN 基碳纤维 的知名企业包括日本的东丽、东邦、三菱人造丝公司，美国郝克利公司和阿莫克公司， 德国的西格里（SGL）公司等。

　　在国产化方面，我国当前的电极材料已基本能满足钒电池使用需求。目前生产电极 的主要企业有江油润生、辽宁金谷、江苏普向、嘉兴纳科等。目前市面上有国产化的石 墨毡电极，在碳纤维制备、品相性能与国外相比有一定差距，但是应用在钒电池上影响 没那么大，未来不是卡脖子的领域。比如大连化物所研发的碳毡电极，亲水性极佳，电 化学方面电流密度也满足现阶段使用要求，更高导电性的电极材料也在开发当中，以满 足未来钒电池更高功率密度的要求。 隔膜是另一影响钒电池工作性能的关键材料，主要通过分隔正负极电解液并选择性 透过离子的方式实现电池结构中完整回路的构建。

　　目前，商业领域广泛采用的是以杜邦公司（科慕）生产的 Nafion 膜为代表的质子 交换膜。Nafion 膜以磺酸基团为交换基团，是全钒氧化还原液流电池的标准隔膜，在电 解液中的稳定性高。但由于存在钒离子渗透率较高、价格高昂（Nafion 膜价格将近 6000 元/平方米）等缺陷，这也在一定程度上限制了液流电池的进一步发展。

　　钒电池隔膜技术仍在迭代中，含氟膜、非氟树脂、多孔膜等技术路线的竞争格局尚 未明朗。诸如，价格低的其他含氟材料，如聚偏氟乙烯（PVDF）、聚四氟乙烯（PTFE） 等得到了很多研究；通过提高隔膜质子选择性，降低成本的非氟类工程树脂，如聚醚醚 酮、聚酰亚胺、聚砜、聚苯并咪唑等得到了极大关注；电池封装有优势的多孔膜，也被 研究者们逐渐应用到钒电池体系中，如大连化物所研究团队将可焊接多孔离子传导膜引 入钒电池电堆，可以与电极框等其他组件，通过激光焊接形成密封一体化组件。

　　在隔膜制备工艺方面，目前可批量生产全氟磺酸膜的制备工艺主要有熔融挤出法和 流延法。科慕主要采用熔融挤出法生产，而国内的苏州科润新材料公司主要采用钢带流 延法进行生产。熔融挤出法对生产设备要求高，设备价格昂贵，国内暂时无法大规模推 广；钢带流延法相对其他流延法溶剂挥发速度快，可连续化生产，虽然工艺较熔融挤出 法复杂，但设备要求低，生产成本也较低，是未来重要发展方向。目前，我国隔膜、双 极板、电极等电堆材料多采用钒电池企业自研自产或外协加工的形式，一体化程度较高，在国产替代方面已经取得一定成果；但关键性的熔融挤出压延成型技术长期被国外垄断， 导致成本高昂。

　　钒电池电堆是发生充放电反应，实现电能化学能相互转换的部件，是钒电池储能系 统的核心部件。电堆的主要构成包括隔膜、电极、双极板、流场板、集流体、端板等部 件，通过层层组装、焊接等工艺制备而成。

　　全钒液流电池电堆的各种效率和电解液利用率之间密切相关。电堆的库仑效率与离 子交换(传导)膜的质子选择性密切相关，电压效率与离子交换(传导)膜及电堆的内阻密切 相关，电堆的能量效率为库仑效率和电压效率的乘积。而电解液的利用率与电压效率密 切相关。理论储存 1kWh 的电能，需要 5.6kgV2O5，如果电解液的利用率为 70%，则实 际上储存 1kWh 的电能大约需要 8kgV2O5，同样地，如果把电解液的利用率提高到 80%， 实际上储存 1kWh 的电能，大约仅需要 7kgV2O5。

　　近年来随着电池材料技术和电池结构设计制造技术的不断进步，使电池内阻不断减 小，性能不断提高。电堆设计方面，现阶段在保持电堆的能量效率不低于 80%的条件下， 电池工作电流密度由原来的 60～80mA/cm2 提高到 200～300mA/cm2。电池的功率密度 显著提高，材料使用量减少，电堆成本大幅度降低。体积方面，全钒液流电池的能量密 度为二十多瓦每公斤，锂电池是百瓦时每公斤，整体上有数量级的差距。但是做成储能 电站的话，钒电池模块可以安装在不同楼层，在同一平面上也可以紧密排布，锂电池由 于安全距离（防火）的存在，两者实际占地面积的差距其实不是很大。能效方面，现阶段电堆工作效率最高可以做到 90%，但是考虑综合经济性能，钒电池工作效率一般在 75%-80%。

　　一个完整的全钒液流电池储能系统除了电堆和储液罐之外，还包括温控系统、循环 模块（正极泵、负极泵、管路等）、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）和能量 管理系统（EMS）等。温控系统相关企业主要有：英维克、申菱环境、松芝股份、高澜 股份、同飞股份等。储能变流器相关企业主要有：阳光电源、科华恒盛、东方日升、科 陆电子、上能电气等。能量管理系统相关企业主要：国电南瑞、许继集团、平高电气、 南瑞继保等。

　　钒电池储能系统的输出功率和储能容量相互独立，设计和安装灵活，非常适用于大 规模、大容量、长时储能。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。要增加输出功率，只要增大电堆的电极面积和增加电 堆的数量就可实现；要增加储能容量，只要增加电解液的体积就可实现。同时受钒离子 溶解度等的限制，全钒液流电池的能量密度较低，只适用于对体积、重量要求不高的固 定储能电站，而不适合用于移动电源和动力电池。 钒电池储能系统初装成本高于锂电池，但随着技术进步和生产规模扩大成本有望进 一步下降。液流电池储能系统包括液流电池单元、变流设备、变压和系统设备等，占项 目初始投资成本的 80%左右，建筑工程及其他费用占比 20%左右。就初建成本方面， 初期建设的前两年，锂离子电池（以磷酸铁锂电池为例）约为 1000 元/kWh，2022 年受 原材料碳酸锂价格上涨因素影响，初建成本大约是 2000 元/kWh，而对于储能时长为 4h的全钒液流电池储能系统来说，初次投资成本为 3000 元/kWh 左右，是锂电池的 1.5 倍 左右。

　　根据 2022 年中核汇能储能系统招标情况，其中标段二和标段三中磷酸铁锂电池的 报价区间在 1.41-1.47 元/Wh 之间，标段一的 5 家钒电池储能系统投标报价区间在 2.20- 3.62 元/Wh 之间，第一候选人大连融科的报价为 2.65 元/Wh。该项目中全钒液流电池储 能系统的投标单价为磷酸铁锂储能系统的 1.5-2.57 倍。 然而，全使用周期内，全钒液流电池储能成本低于锂离子电池。从电池使用寿命角 度来看，典型的锂离子电池，如磷酸铁锂电池，完整使用周期内可以做到 5000 次充放 电循环左右，全钒液流电池基本都可以达到 15000-16000 次充放电循环和 20 年左右的 使用寿命，是锂电池的 2-3 倍。所以从全生命周期内使用角度来说，全钒液流电池的成 本要低于锂离子电池。

　　当前钒电池产业化仍处于初级阶段，相关配储政策有望进一步出台。由于当前钒电 池初始投资成本偏高，中小企业的投资意愿不强，现有的钒电池储能项目多为地方政府 的示范项目，建设和运营主体多为大型国有企业。而且现阶段建设的电化学储能电站配 置储能时长多为 2 小时，而钒电池在大规模长时储能领域（如储能时长 4 小时以上）优 于锂电池，后续随着电网侧对长时储能的需求不断增大，相关配储政策有望进一步出台， 加速推动钒电池产业化进程。

　　碳中和背景下，多种储能技术在竞争中不断迭代发展。根据不同应用场合的需要， 人们开发了多种形式的储能技术。常见的储能技术以物理储能和化学储能为主，其中， 物理储能主要包含抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超导储能和超级电容器储能等，化学储能主要包含液流电池、钠硫电池、金属空气电池和铅酸蓄电池和锂离子电池等。 随着技术的迭代和需求的变化，这些储能技术有望占领绝大部分储能市场。

　　在所有储能技术中，液流电池由于安全性高，储能寿命长等特点，在大规模长时储 能领域极具竞争优势。适用于规模储能的主要技术路线为抽水蓄能、压缩空气储能、锂 离子电池、钠流电池和液流电池。其中，抽水蓄能和压缩空气储能具有技术成熟、经济 性好、寿命周期长、储能容量大的突出优势，但是由于地理和地质条件制约，使其应用 受到很大限制，锂离子电池能量密度高、循环性能好，但是成本较高，生命周期内经济 性偏低；钠硫电池已经在日本得到了很大规模的应用，但需要在高温条件下运行，存在 严重的安全隐患；液流电池具有安全可靠、生命周期内经济性好、环境负荷低，是最适 合于规模储能的技术方案之一。

　　在现阶段主要液流电池体系中，全钒液流电池的技术最成熟、产业化最充分，在国 内外都得到了充分认可，目前处于大规模商业化推广阶段。

　　从理论性能上来看，全钒液流电池的循环寿命和能量效率明显高于其他液流电池。 目前主流的液流电池当中，能量效率比较高的是全钒液流电池、锌镍液流电池和锌铁液 流电池。使用寿命上，锌镍液流电池充放电循环约为 10000 次，锌铁液流电池的循环寿 命约为 15000 次，显著低于全钒液流电池的 20000 次。 从技术成熟度上来看，目前技术最成熟的液流电池是全钒液流电池，锌溴液流电池 目前国外研究的比较多。钒电池自上世纪 80 年代最早由澳大利亚一位教授提出，近几 年国内的进展比国外快，其主要原因是资源问题，我国有钒储量大的先天优势。近些年 国内也有进行锌溴、锌铁液流电池的开发，但从技术成熟度方面，明显不如钒电池，还 有很多工作要做。铁铬液流电池前段时间有国电投在研究开发，但因为铬离子电对的活 性低，极化比较弱，实际工作温度需要提高到 60℃左右，已经到达电池内一些塑料密封 组件的软化点附近，使用上还存在诸多问题。

　　从商业化程度来说，全钒液流电池的商业化程度最高。目前国内的融科储能和北京 普能已成功建立多个百兆瓦级全钒液流电池储能示范项目。其中由大连融科建造的全球 最大 100MW/400MWh 级全钒液流电池储能电站已于 2022 年 10 月份正式并网发电。 铁铬液流电池和锌镍液流电池国内外在商业化程度上基本相同，前者在技术上较为成熟， 目前处于商业化示范向商业化应用的过渡时期，而后者受制于镍价的快速上涨，仍处于 技术示范阶段，没有得到进一步的技术放大和应用。锌溴、锌铁液流电池在国内的商业 化进展稍稍落后于国外。在技术层面，锌溴液流电池作为国内外长时问研发的电池体系， 其技术和产品的成熟度较高，后续商业化推广一方面依赖相关技术的持续创新突破、降 本增效，另一方面还需要更精准的场景应用与推广。

　　随着我国能源需求持续加大，大规模长时储能技术逐渐成为重要新兴产业。随着我 国风电、光伏等新能源发电占比逐步提高，其发电的不稳定性导致电网输配电压力加大， 与此同时夏冬两季用电高峰、日间用电负荷的波动性，对电网安全性和稳定性提出了更 高要求。新型储能技术具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在新能源比重不 断提高的新型电力系统中发挥重要调节作用。

　　根据中关村储能产业联盟（CNESA）不完全统计，2022 年，国内新增投运新型储 能项目装机规模达 6.9GW/15.3GWh，功率规模首次突破 6GW，能量规模首次突破 15GWh。著名国际咨询机构麦肯锡预计，2025 年储能技术对全球经济价值贡献将超过 １万亿美元。由此可见，大规模储能技术即将成为能源领域的重要新兴产业，在全球范 围内形成巨大的产业规模。

　　目前我国储能新增装机结构是 78.97%的储能市场是抽水储能，18%是锂离子电池 技术，其他储能技术装机不到 4%。造成这一现状的历史原因：一是技术方面，抽水蓄能 和锂离子电池的产业链比较完善，发展也比较成熟，自然就占据一个比较高的市场份额； 二是成本方面，目前在电化学储能领域，除了铅酸电池之外，能源效率上还没有其他电 池能与锂离子电池竞争。

　　随着电化学储能装机量的不断增大，储能行业发展正迈向规模化、标准化。根据中 国电力企业联合会的数据，截至 2022 年底，以投运的电化学储能电站以中型电站为主， 占比 51.46%，同比增长 67.65%；但大型电化学储能电站增速最快，同比增长 343.47%； 小型储能电站投运总规模占比最小，仅为 5.91%。 需求增大叠加政策发力，长时储能峥嵘初显。长时储能一般指的是 4 小时以上的储 能技术。而现阶段电化学储能装机中占主导的锂电池普遍储能时长较短，根据国家能源 局的数据，2022 年国内新型储能装机平均时长为 2.1 小时。随着可再生能源发电装机量 的增大，新能源消纳和电网调峰对储能时长也提出了高的要求。2022 年 12 月内蒙古自治区政府在《内蒙古自治区支持新型储能发展的若干政策（2022—2025 年）》中指出， 新建市场化并网新能源项目，配建储能原则上不低于新能源项目装机容量的 15%，储能 时长 4 小时以上。根据全球长时储能理事会的预测，到 2040 年长时储能的装机功率将 达到 1500~2500GW。钒电池作为大规模长时储能的优选路径之一，有望在储能迈向规 模化、长时化的趋势中充分受益。

　　近年来随着电化学储能规模的扩大，其面临的安全问题也日益严峻。从“4·16”北 京大红门储能电站爆炸、美国最大储能电站起火到特斯拉 Megapack 储能系统爆燃，都 给经济社会运行造成重大损失。根据 CNESA 不完全统计，从 2011 年到 2022 年全球共 发生储能事故 70 多起，其中 2022 年发生 17 起以上储能安全事故（不含户储）。、到从 电池类型上看，2020 年之前公开披露的储能电站起火事故中，80%为三元锂电池，近年 来磷酸铁锂的事故比例也在增加。

　　政策趋势下，在大规模长时储能领域，全钒液流电池替代锂电池是大趋势。2022 年 6 月，国家能源局综合司发布《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）》，在防止电化学储能电站火灾事故章节中提到“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；选用梯次利用动力电池时， 应进行一致性筛选并结合溯源数据进行安全评估”。钒电池主要使用水基电解液体系，安 全性比较高，不像锂离子电池容易燃烧起火。锂电池中磷酸铁锂电池虽然相比三元锂电 池安全性高点，但依然存在安全隐患。与其它电池相比，全钒液流电池电堆和电池单元 储能系统模块额定输出功率大，均匀性好，易于集成和规模放大，非常适合用于中大型 电化学储能电站，尤其是在我国政策方向和资源禀赋下。

　　分时电价政策提升储能盈利空间，钒电池产业化进程有望加快。自 2021 年国家发 改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》以来，各地分时电价陆续进行改革， 不断扩大的峰谷价差、灵活多层次的峰谷时段设置，拓展了用户侧储能的盈利空间。根 据中关村储能产业联盟的测算，峰谷价差较大的广东省、海南省、浙江省的储能项目投 资回报期均在 6 年以下，远低于电源侧和电网侧大多数 10 年以上的投资回报周期。2022 年底，多地更新分时电价政策，共同特点是持续拉大谷峰比，以山东省为例，2023 年 1 月峰谷价差为 0.926 元/kWh，高于 2022 年的均价 0.739 元/kWh。预计 2023 年持续拉 大峰谷比将成为发展趋势，这将为对成本敏感性较高的钒电池储能拓展更大的盈利空间。

　　目前钒电池产业处在商业化早期，市场需求未打开，相关企业分为三类：上游钒矿、 中游原材料商和电池集成商。上游企业中，自有钒矿资源的企业拥有比较高的资源壁垒， 参考锂电池行业竞争格局，随着钒电池产业化的推进，钒价有望进一步上涨，自有钒矿 资源的企业有望率先收益。中游企业中，电解液厂商多为钒资源企业向下游产业链延伸 或者电池集成商向上游一体化布局；由于隔膜材料是钒电池组件中成本仅次于电解液的 部分，且商品化的 Nafion 隔膜价格昂贵，被国外高度垄断，有望打破国外垄断的企业有 望充分收益。下游企业中，由于现阶段钒电池初装成本较高、市场处在推广期，利润承 压，且钒电堆的技术壁垒较高，拥有深厚技术积累的行业龙头企业有望保持长期优势。

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