在“双碳”目标指引下，我国新能源产业迎来了高速发展的新时期。以光伏和风电为代表的可再生能源，正迅速改变着我们的能源格局。随着可再生能源发电并网比例快速提升，电力系统“双侧随机性”和“双峰双高”的“三双”特征日益显著，电网面临消纳压力和运行安全挑战。
为保证电力系统的稳定性、经济调度以及电能的高质量，进一步形成可控制、可调度的电网，电力系统需要配置储能，使可再生能源成为更友好的优质新型能源。
随着可再生能源渗透率逐步提升，光伏和风电等可再生能源发电“时间+空间”错配问题逐渐凸显，进一步催生电力系统的长时储能调度需求。长时储能（持续放电时间4h以上的储能技术）可以提升可再生能源发电消纳能力，并有效降低电力系统消纳压力和运行成本。而具备材料本征安全性高、循环寿命长、电解液可循环利用、生命周期性价比高、环境友好等优势的全钒液流电池（以下简称“钒电池”），或将在长时储能领域脱颖而出。
储能，新能源浪潮中的不可或缺
近年来，人们对可再生能源的需求愈发迫切。光伏、风电等可再生能源正以其独特的优势和巨大的潜力，引领着未来能源革命的脚步。随着电网中可再生能源的占比不断提高，电池储能系统（Battery Energy Storage System，简称BESS）将在可再生能源供应与电网负荷之间扮演日益关键的角色，成为加速可再生能源替代传统化石燃料不可或缺的技术。
按照储能原理和技术的不同，储能技术可划分为电储能、热储能和氢储能三大类。其中除抽水蓄能外的储能技术行业统称为新型储能，主要包括锂离子电池、液流电池、压缩空气储能、飞轮储能、氢（氨）储能等。相对于抽水蓄能，新型储能普遍具有建设周期短、选址灵活、响应快速、调节能力强等优势，能够为电力系统提供更多时间尺度的调控能力。
图1：储能技术分类 资料来源：上海派能能源科技股份有限公司招股说明书、公开资料整理，天风天睿制图
风光等可再生能源出力波动大且伴有不确定性。
从风光日内出力及电网负荷峰谷来看，风电一般日间出力低、夜晚出力高，光伏发电午间出力高、夜晚不再出力，而日用电负荷呈现早晚两个高峰，风光出力峰值时期净负荷高峰明显减小，净负荷呈现显著“鸭子曲线”特征，负荷波动性显著增加。
从季节性风光出力及电网负荷峰谷来看，风电出力高峰为春、秋两季，光伏发电高峰为夏、秋两季（白天），冬、夏季尤其是夜晚负荷电量高而可再生能源发电量低，电网负荷“冬夏”双高峰特征明显，难以匹配可再生能源发力存在的季节性。
而从可再生能源出力及电网负荷地理位置分布来看，国内光伏资源及风能主要分布于东北、华北、西北地区，但用电负荷高的地区主要为东部地区，远距离传输对电网稳定性及调峰能力提出了更高要求。
图2：最佳储能时长与风光渗透率关系 图源：Albertus P , Manser J S , Litzelman S .Long-Duration Electricity Storage Applications, Economics, and Technologies[J].Joule, 2020, 4(1):21-32.DOI:10.1016/j.joule.2019.11.009.
随着可再生能源渗透率提升，风光等可再生能源发电“时间+空间”错配问题日益凸显，催生长时储能需求。
风光等可再生能源的渗透率越高，对长时储能的需求越高。此外，与短时储能相比，长时储能兼具快速响应调节和长期输出平衡电网负荷的作用。
2022年1月，国家发改委、能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年实现氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术突破；加大液流电池、钠离子电池等关键技术装备研发力度。根据全国能源信息平台数据，截至2023年11月底，国内超过20个省市地区已明确新能源配储要求，平均配储时长已突破2小时，其中上海、西藏、福建、内蒙古、河北、甘肃河西等地区要求或规划配储时长已突破4小时；国内签约4小时以上储能项目已超20个，包含压缩空气储能、液流电池、重力储能等多种技术路线。
在海外，2022年底，美国能源部（DOE）宣布储能时间达到10-24小时的长时储能系统示范项目将有资格获得总额为3.49亿美元资金资助，以此支撑美国低成本、可靠、无碳的现代化电网建设。2022年2月，为支持英国的创新性长时储能技术项目，英国商业、能源和工业战略部(BEIS)宣布拨款3960万英镑，首批筛选出的24个项目覆盖绿氢电解槽、重力储能、全钒液流电池、压缩空气储能、海水+压缩空气联合储能等技术路线。
随着海内外长时储能政策和项目接连落地，全球新型储能市场规模持续增长。据储能研究平台CNESA（中关村储能产业技术联盟，China Energy Storage Alliance，简称“CNESA”）数据，截至2023年6月底，国内储能项目累计装机达70.2GW，同比增长44%；其中新型储能装机为21.06GW、占比达30.9%；抽水蓄能装机为48.51GW、占比为69.1%，同比下降约10%。新型储能装机中，锂电池占据主流，占比达95.9%，液流电池占比为0.8%。目前液流电池在储能市场的渗透率仍然较低，随着政策对储能安全重视度提升及储能规划趋向于长时，钒电池或将在新型储能市场中加速渗透。
图3：2023年6月国内累计储能装机构成 资料来源：CNESA，天风天睿制图
钒电池，液流电池的优胜者
液流电池技术最早可追溯到1884年，法国工程师Charles Renard为军用飞艇研发出了原始的锌氯电池，当时尚未配备现代液流电池的核心组件——流体驱动系统。随着1950年代隔膜的问世，液流电池技术开始萌芽。其演化历程大致分为三个阶段：
■ 萌芽期
1974年，美国航空航天局（NASA）的科学家塞勒（L.H.Thaller）试图探索用于月球基地上储存太阳能的方法，提出将二氯化铁（FeCl2）和三氯化铬（CrCl3）作为液流电池的电化学活性物质，以盐酸作为基质，以阴隔膜为隔膜，设计了第一款Fe-Cr双液流电池，开发出功率1kW的样机。然而，由于运行过程中正极、负极电解液中的活性物质交叉污染，致使电压不稳，电池容量衰减且无法长期运行，这大大降低了电池的实际使用寿命。
为避免正负极活性物质交叉污染，解决思路一是将正负极活性物质全部用同一元素的不同价态离子的化合物来构建，二是继续改进隔膜。金属钒化合物因具有多种的价态、且安全性较高，故而尤为引人注目。
■ 研发期
在众多的液流电池化学体系中，因钒电池正负极电解液不存在交叉污染问题，且其安全性和可靠性较高，经过十余年的探索，全钒液流电池技术得到了长足的发展。
1986年，澳大利亚新南威尔士大学（UNSW）的Maria Skyllas-Kazacos教授在国际上首次申请了全钒液流电池专利，并建造了1kW级的试验电堆，能量效率达72-88%。该电池使用不同价态钒离子构成氧化还原电对；以石墨毡为电极，石墨-塑料板栅为集流体；质子传导膜作为电池隔膜；正、负极电解液在充放电过程中流过电极表面发生电化学反应，可在5-45℃温度范围长期运行。
UNSW的研究成果是全钒液流电池发展史上的一个里程碑，这标志着该技术开始从实验室走向产业化。
■ 商业化初期
全钒液流电池经过多年探索和积淀，其技术已完全具备可行性。进入21世纪后，全钒液流电池开始真正走向商业化。
1997年，UNSW向Pinnacle出售钒电池专利；2001年，加拿大Vanteck公司收购了Pinnacle公司，获得核心专利权；2002年，Vanteck公司改名为钒电池储能系统技术开发公司（VRB Power Systems），并在2004年收购了Reliable Power公司，从而控制了整个北美地区的全钒液流电池市场，成为当时全球最大的全钒液流电池公司。
国内的全钒液流电池基础研究起步较早，开始于20世纪80年代末期。中国工程物理研究院的电子工程研究所率先在1995年建成了500W、1kW全钒液流电池样机。2006年，中国科学院大连化学物理研究所建成10kW全钒液流电池试验电堆。2009年，北京普能世纪科技有限公司以低价收购VRB Power System，获得其各项技术、专利、商标、设备及核心技术团队。同时，大连融科储能技术发展有限公司（简称“融科储能”）于2008年10月在大连市高新技术产业园区成立，由中国科学院大连化学物理研究所与大连博融控股集团共建。
得益于前期经验积累和外部技术，中国的全钒液流电池技术研发和产业化进程大大加快，目前已成为该领域的全球主力。
全钒液流电池是液流电池中技术较为成熟、原材料更为可控、商业化进程领先的优选技术路线。
从技术路线产业化程度看——目前，全钒液流电池、铁铬液流电池这两个技术路线产业化程度领先。铁铬液流电池因为铬离子活性低、电池容量衰减快、电压等级和能量密度低等一系列技术问题困扰，产业化进程一直较慢。锌溴液流电池由于电池循环寿命短、电池效率低，以及溴化锌电解液中溴的金属腐蚀性，目前可能面临被淘汰的局面。目前国内做锌溴液流的公司比较少。
从关键原材料储备量看——地壳中钒资源总量小，但我国是全球目前已知钒储量最高的国家。根据美国地质调查局的数据显示，截至2022年全球钒资源储量合计超过6,300万吨（折金属钒），其中已认定的钒资源中符合当前采掘生产要求的部分约为2,557万吨。具体来看，中国、澳大利亚、俄罗斯与南非储量分别为950、740、500、350万吨，分别占比37.2%、28.9%、19.6%、13.7%。
据美国地质勘探局（USGS）矿产品2023年报告中显示，2022年全球铬矿产量约为4,100万吨。全球铬矿产量分布情况大致：南非占比44%、土耳其17%、哈萨克斯坦16%、印度10%、芬兰5%、其他8%。我国铬矿储量仅有407万吨，占全球储量比不到百分之一，对外依存度超过90%，为全球最大进口国。
不同于锂电池和铁铬液流电池存在严重的资源瓶颈或进口依赖，钒电池原材料高度自给可控，上游价格较为稳定，有利于我国能源安全。
全钒液流电池不仅在液流电池领域众多技术路线中脱颖而出，对比其他长时储能技术，全钒液流电池还具备更好的选址灵活度和显著的成本优势。
现阶段长时储能技术路线主要为抽水蓄能、熔盐储热、液流电池储能、压缩空气储能、氢储能以及产业链成熟的锂电池储能。其中，抽水蓄能作为传统储能方式，市场累计装机规模最高、经济性最好，但受选址条件限制，占比逐步降低；压缩空气储能在一定程度上仍受选址限制；熔盐储热及氢储能产业链尚不成熟，初始投资成本较高，转化效率较低，度电成本较高；锂电池储能产业链成熟，成本低，但安全性问题突出；与其他长时储能技术相比，钒电池在应用场景、储能时间尺度以及成本等方面综合优势突出。
表1：长时储能路线性能对比 资料来源：CNESA、公开资料，天风天睿制表
与主流锂电池对比，全钒液流电池具有安全性好、循环寿命长、功率与容量模块可拆分的优势。
据不完全统计，过去十年发生约50多起电化学储能爆炸事故。其中三元锂占事故总数的63.16%，主要原因是热失控。锂电池的优点是能量密度高，损失小，响应速度快；但其自身循环寿命不及液流电池，且固体电极导致的易燃问题对锂电池储能的商业化应用产生巨大挑战。
图5：近十年储能电站爆炸事故技术路径统计 资料来源：星球储能所、公开资料整理，天风天睿制图
全钒液流电池具备本征安全性。从原材料属性来看，锂电池电解液分别为六氟磷酸锂（LiPF6）的混合碳酸酯溶液，均为易燃物质；而钒电池采用水基电解液，无起火爆炸风险。从电池结构来看，锂电池正负极及电解液均共存于一个体系之中，当电池过充或处于低温环境下时会出现析锂现象，形成锂枝晶，易造成短路、带来热失控风险；而钒电池电解液独立储存于电解罐中，充放电时反应物可通过循环泵从电极表面快速抽离，可有效避免浓差极化和热积累效应，无热失控风险。
钒电池也具备更好的经济性。钒电池功率和容量相互独立，扩容性强，长时储能可降低边际成本。钒电池的电堆作为发生反应的场所与存放电解液的储罐分开，从根本上克服了传统电池的自放电现象，降低了其自身的损耗。钒电池的功率只取决于电堆大小，电池容量则只取决于电解液储量和浓度；当功率一定时，如要增加储能容量，只需要增大电解液储罐容积或提高电解液体积或浓度即可，而不需改变电堆大小，这增加了设计的灵活性。如要实现电池规模的扩展，可通过增大电堆功率和增加电堆数量来提高功率，以及通过增加电解液来提高储电量，该种方式可应用于建造千瓦级到百兆瓦级储能电站，具有更强的适应性。
钒电池还具备长循环寿命，达到了所有电化学储能技术之最。钒电池正负极均为钒离子，在充放电过程中可避免因离子穿过隔膜交叉污染导致的容量衰减问题。钒电池的循环寿命可达20,000+次，使用年限可达20年，而锂电池循环次数普遍在10,000次以下。
相比锂电池，钒电池多出的两个循环泵将产生额外的能量损耗，因此能量转化率较锂电池（80-90%）更低，约为65%-75%；但考虑到钒电池循环寿命远高于锂电池，故能量转换率偏低并不会显著降低钒电池全生命周期的经济性。
钒电池的运行温度区间较窄。钒电池最佳运行温度为0-45℃，窄于锂电池（-20-60℃）。当温度过低时，电解液凝固会影响电池正常运转；当温度过高时，正极五价钒会析出为五氧化二钒沉淀，造成流道堵塞、电堆性能恶化。为了降低热管理难度，钒电池充放电过程中电解液循环流动，电堆热量可直接通过输送管中的热交换器散热，可通过风冷方式进行温控。而锂电池储能系统涉及大量电芯，对热管理要求更高，主流温控路线为风冷或液冷：液冷为当前主流趋势，其胜在散热温差更低；风冷则具有结构简单、成本低、更易维护的优势。
钒电池产业链逐步成型，投资价值初现
目前全钒液流电池的技术成熟度逐渐提高，产业链逐步成型，处于导入期向成长期过渡阶段。其上游主要涉及各项原材料，包括五氧化二钒、全氟磺酸膜等；产业中游为电解液配制、电堆装配、控制系统等其他设备，其中电解液配置技术和电堆制造技术壁垒最高；下游储能主要应用于发电侧、电网侧以及用户侧，主要包括风光发电配储、电网调峰调频、户用、工商业以及独立储能等细分领域。
图6：全钒液流电池产业链 资料来源：公开资料整理，天风天睿制图
全钒液流电池由电解液、电堆和其他部件组成。其中电解液、电堆（隔膜、电极、双极板）是全钒液流电池的核心部件，其成本分别占总成本的四成左右。
图7：全钒液流电池成本构成 资料来源：iFinD、公开资料整理，天风天睿制图
全钒液流电池电解液主要原材料是钒金属，国内钒资源存储丰富，钒电池产业链有较好的资源基础，因此在大规模商业化应用上具有良好潜质。
目前，我国钒电池产业链的发展和投资机会更多集中于电解液、电堆、隔膜、电控系统等核心材料与部件的研发与应用。
■ 电解液制备是能量密度关键
受电解液浓度的限制，钒电池的能量密度相对较低（12-40Wh/kg）。这使得钒电池更适用于对体积、质量能量密度要求不高，但对安全性要求更高的大型、长时储能电站应用场景，即静态储能领域，而非动力及移动电源等领域。
因此，电解液钒离子浓度成为了评价钒电池性能的关键指标，提高电解液浓度的方式包括更换电解质提升高浓度条件下的钒离子稳定性、使用含羧基和磺酸基团的添加剂来增加钒离子在高温条件下的稳定性等。此领域国内布局企业众多，其中不乏全球市占率达80%的全球最大钒电解液生产企业。
■ 隔膜是功率密度关键
隔膜是决定全钒液流电池功率密度的关键因素。隔膜作为全钒液流电池的核心材料之一，其性能和成本直接决定了电池的性能、可靠性及系统成本。
隔膜将正负极电解液实现分隔，防止钒离子混合出现自放电现象，并通过选择性透过离子从而实现电池结构中完整回路的构建。
理想的全钒液流电池隔膜需要具备以下特征：（1）高选择透性，减少钒离子的跨膜运输导致自放电；（2）优异的化学稳定性，高机械强度，使得薄膜在酸性条件下的寿命长，从而增长电池寿命；（3）低电阻率，提高电池倍率性能；（4）低水通量，在充放电过程中，使得阴、阳两极电解液保持平衡；（5）加工生产成本低，有利于隔膜的广泛应用。
现阶段国内外普遍采用的是美国杜邦公司生产的Nafion膜，该膜具有耐腐蚀性和抗氧化的优点，其材料合成难度相对较小，但关键性的熔融挤出压延成型技术长期为国外垄断，导致成本高昂。国内的隔膜生产公司在开发中已经取得了一定成果，但其机械强度较杜邦公司仍有一定差距。
■ 电极影响运行效率以及功率
液流电池中电极不参与到氧化还原反应，但提供了氧化还原反应的场所，影响全钒液流电池的功率。良好的电极材料会促进液流电池的充放电反应、增加电池结构的稳定性以及使用寿命，进而提高液流电池整体的运行效率以及输出功率。
良好的电极需要满足以下性能：（1）优异的导电性能；（2）突出的机械性能；（3）具有良好的结构特性；（4）成本优势及环境友好特性。
国内外钒电池电极主要采用碳素电极。碳素电极包括碳毡、石墨毡、玻碳、碳纸等。其中石墨毡和碳毡是钒电池电极的主流材料，主要因为其具有成本相对较低、稳定性好、导电能力突出、高比表面积等优点。目前，钒电池电极基本可实现国产化。
■ 双极板支撑电堆结构
双极板串联相邻单电池的正负极，导通内电路，阻隔两侧电解液，支撑正负极，需要具备一定的机械强度、良好的导电性和耐腐蚀性。
钒电池双极板根据材质主要分为石墨双极板、金属双极板、碳素复合材料双极板等。石墨质脆，金属易腐蚀，因此，目前钒电池双极板主要采用碳素复合材料。碳素复合材料双极板碳含量越高，导电性能越强，但双极板韧性会变差，增加了电堆的组装压紧难度。目前，国内已有企业实现可焊接碳素复合板的批量化生产。
在构建以新能源为主体的新型电力系统的大背景下，储能将成为新型电力系统的一个基本要素。随着新能源发电占比逐步提升，长时储能对新型电力系统重要性将日益凸显，市场需求逐步释放。
全钒液流电池具有安全性高、循环寿命长、电解液可循环利用、生命周期性价比高、环境友好等诸多优势，正逐步开始商业化，是长时储能市场强力竞争者。我们认为，在电池系统、电解液制备、电堆效率提升以及隔膜制作等产业链关键环节具备核心技术优势的企业，将有机会实现快速发展。
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