全钒液流电池储能专题研究：海阔天空，不同“钒”响

（报告出品方/作者：安信证券，王哲宇）

1.1.全钒液流电池是目前技术成熟度最高的液流电池技术

液流电池是一种具备较大潜力的电化学储能技术。液流电池概念最早由日本科学家 Ashimura 和 Miyake 于 1971 年提出，1974 年 NASA 科学家 L. H. Thaller 以 FeCl2 和 CrCl3 作为正 负极活性物质构建了全球第一款具有实际意义的液流电池模型。与一般的固态电池不同，液 流电池的正极和负极以电解质溶液的形式储存于电池外部的储罐中，通过正、负极电解质溶 液活性物质发生可逆的氧化还原反应来实现电能和化学能的相互转化。液流电池能量密度相 对较低，但在使用寿命、充放电深度、系统容量等方面具有较大优势，因此在大规模储能领 域正得到越来越多的关注。

全钒液流电池是目前技术最为成熟、产业化程度最高的液流电池技术。根据电极活性物质的 不同，液流电池可分为多种技术路线，其中已有商业化应用的代表体系包括全钒、铁铬、锌 溴等。从技术成熟度的角度出发，目前全钒液流电池处于领先位臵，其最早由澳大利亚新南 威尔士大学的Skyllas-Kazacos教授及其团队于1985年开创，日本住友电工、加拿大VRB、 国内大连化物所等机构从20世纪90年代起相继开始进行产业化的研究，目前国内外均有几 十至百MWh级别商业化项目投运。相较而言，铁铬液流电池存在析氢反应和铬离子电化学 反应活性不足等问题，锌溴电池的单体容量则相对有限，目前基本处于工程化示范阶段。

1.2.全钒液流电池具备安全、长寿、灵活等多方面优势

1.2.1.安全性

相较于锂离子电池，全钒液流电池具有更好的安全性。对于锂离子电池而言，一旦电池内部 出现短路或工作温度过高，电解液就极易发生分解、气化，进而引发电池燃烧或爆炸，造成 极大的安全隐患。而全钒液流电池的电解液为钒离子的酸性水溶液，在常温常压下运行，不 存在热失控风险，具有本征安全性。根据实证结果，在理论 100% SOC 下，即便将正负极 电解液直接互混，温度由 32℃升至 70℃，全钒液流电池系统不会产生燃烧、起火等风险。因此，对于人员密集、规模比较大、安全性要求较高的储能场景，全钒液流电池是一种更为 安全可靠的技术。

全钒液流电池更高的安全性使其可以采取更为紧密的排布方式，从而在项目层面减少土地的 占用。相较于锂离子电池，全钒液流电池在单体能量密度上存在较大差距，例如大连融科 20 尺储能集装箱产品 TPower 的储能容量为 0.5MWh，而当前主流锂电池储能集成商的 20 尺 集装箱系统储存容量一般超过 3MWh。但是对于大型储能项目，锂离子电池储能系统需要满 足更为严格的消防及安全标准，因此在集装箱的排布上必须留出更大的安全距离。

住建部 2022 年 6 月发布的《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》中明确指出锂离子电池预制 舱长边及短边间距均不宜小于 3m，同时锂离子电池设备宜分区布臵，屋外电池预制舱（柜） 布臵分区内储能系统额定能量不宜超过 50MWh，相邻分区的间距不应小于 10m，而对于全 钒液流电池，征求意见稿并未作出相应的规定。部分建成及在建全钒液流电池储 能电站和锂电池储能电站的占地面积情况，就这些项目而言全钒液流电池储能电站的单位占 地面积明显小于锂电池储能电站。因此，我们认为全钒液流电池的本征安全性可以使其采取 更为紧密的排布方式，从而部分弥补其在能量密度上的劣势，节省储能项目的土地占用。

1.2.2.长寿命、低衰减

全钒液流电池循环次数明显优于锂离子电池，且生命周期内容量可完全恢复，生命周期内度 电容量可利用率高。一方面，全钒液流电池使用不同价态的钒离子作为电池的活性物质，反 应过程仅为钒离子的价态变化，不涉及液固相变，且克服了电解质交叉污染的问题；另一方 面，全钒液流电池的在充放电过程中电极材料不参与电化学反应，属于惰性电极，电极和双 极板等材料稳定性好，不涉及更换；此外，针对全钒液流电池因电解液在正负极之间的迁移 和副反应造成的钒离子价态失衡带来的容量衰减问题，一般可以通过低成本的物理和化学手 段进行恢复。因此，全钒液流电池理论上具备极长的循环寿命，而从早期项目的实证情况来 看，全钒液流电池长寿命的优点亦得到了充分验证。

例如住友电工 2005-2007 年实施的 4MW/6MWh 全钒液流电池系统配合风场在三年间进行了20多万次的充放电，大连融科与国 电龙源合作投运的 5MW/10MWh 全钒液流电池系统从2012年12月并网至今已有9年多的日历使用时间，效率和容量均未见衰减。相较而言，目前磷酸铁锂电池的循环次数仅为 5000-10000 次，若考虑到储能系统中电芯一致性的问题，则系统层面的循环寿命往往更低， 同时锂离子电池的可用容量亦会随着循环次数的增加而明显下降。因此，我们认为从全生命 周期的角度来看，全钒液流电池具备一定的优势。

1.2.3.灵活性

全钒液流电池功率单元与能量单元相互独立，可根据不同应用场景灵活设计。一套完整的全 钒液流电池储能系统主要由功率单元（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。因此，在系统设计层面，全 钒液流电池储能可实现功率和容量分开设计以及储能时长按需定制，电解液储罐既可独立外 臵，亦可与电堆共同集成至一体化的集装箱产品，整体的方案设计更为灵活。从成本的角度 来看，对于固定功率的全钒液流电池储能系统，储能时长越长则功率单元的单位投资成本越 低，进而整体系统的单位投资成本越低，因此全钒液流电池更适用于中长时储能场景。

1.2.4.资源储量丰富且自主可控

钒是地球上广泛分布的微量元素之一，储量相对丰富。根据美国地质调查局（USGS）的统 计，目前全球钒储量（本段均以钒金属当量计）超过 6300 万吨，2021 年底可开发的资源储 量约为 2400 万吨，当年的全球产量则约为 11 万吨，其中 90%左右以钒合金的形式用于钢 铁行业。按当前的技术水平，1GWh 的全钒液流电池所需的钒金属用量不到 0.5 万吨，且钒 电解液可长期循环使用，因此整体来看我们认为全球的钒资源储量可充分支撑全钒液流电池 的大规模发展。

中国为钒生产与消费大国，钒资源自主可控。根据 USGS 的估算，2021 年底中国钒储量规 模约为 950 万吨（本段均以钒金属当量计），在全球储量中的占比约为 40%，而从产量来看， 2021 年中国钒产量达到 7.3 万吨，在全球产量中的占比接近 2/3，因此无论是从储量还是产 能的角度出发，我国对钒资源均有较强的掌控能力。相较而言，2021 年国内锂资源的全球 储量占比仅为 7%，产量占比不到 15%，锂电产业链对海外矿产资源的依赖较强。

1.2.5.绿色环保、资源可循环利用

全钒液流电池在运行过程中不涉及污染与排放，且电解液可循环利用，是一种绿色环保的储能形式。全钒液流电池中钒元素以离子形式存在于酸性水系溶液中，而不是以钒的氧化物形 式存在，有一定的腐蚀性但无毒性，且工作过程中封闭运行，对环境与人 体基本不会产生危害。此外，从全生命周期的角度来看，锂电池储能系统在寿命到期后各类 材料的回收处理难度较大，而全钒液流电池的钒电解液可在电池领域长期循环使用或进行钒 提取进入钢铁、合金等其他市场领域，电堆关键部件以及管路、阀泵等的处理也更为简单，无环境负担，所以无论是从回收成本角度还是污染排 放角度均优于锂电池。根据根特大学的研究，在钒电解液 50%回收的条件下，全钒液流电池 在陆地酸化、人体毒性、细颗粒物形成、矿产资源消耗、化石能源消耗等方面的环境影响几 乎全面低于锂离子电池。

1.3.全钒液流电池主要适用于大规模、长周期的储能场景

随着储能场景日渐多元化，多种储能技术并存将成为长期发展趋势。目前全球范围内传统火 电装机仍占据主体地位，风电、光伏的发电占比仅为 10%左右，因此储能在电力系统中主要 起到辅助的作用，用于解决短时间、小范围的供需不平衡。但长期来看，随着新能源逐步成 为电力系统的主体，储能的应用场景也将持续拓宽，功率范围将涵盖 kW 级的用户侧场景到 GW 级的发电侧、电网侧场景，储能时长则从秒级、分钟级、小时级到跨日、跨季不等。考 虑到不同场景的储能需求存在较大差异，我们认为未来不太可能出现一种储能技术“一统天 下”的局面，而是多种储能技术并存，共同支撑电力系统的安全与稳定。

全钒液流电池在大规模、长周期的储能场景中具有广阔的发展空间。如前所述，全钒液流电 池的主要优势为安全、长寿以及灵活，但在当前的技术水平下，其能量密度、转换效率、初 始投资较锂电池仍有一定差距，因此我们认为全钒液流电池的适用领域主要为大规模、长周 期的储能场景。相较于抽水蓄能，全钒液流电池的选址更为灵活，且建设周期较短；而相较 于锂电池储能，全钒液流电池的安全性明显占优，可部署于人员密集的城市场景，单位投资 成本则随着储能时长的拉长而明显降低。

2.1.全球储能行业步入规模化发展阶段

全球能源转型加速，储能行业规模化发展的条件已经成熟。一方面，根据 IEA 的测算，为实 现 2050 年碳中和的目标，可再生能源发电占比需由 2020 年的 30%以下提升至 2030 年的 60%以上，2050 年则需达到近 90%，而随着光伏、风电等波动性能源加速取代传统的火电 装机，电力系统面临的挑战正日益凸显。另一方面，随着技术的进步与产能的扩张，近年来 风电、光伏的发电成本降幅显著，在上网侧平价的基础上，当前全球正朝着“新能源+储能” 平价的方向快速前进。与此同时，经过前期的探索与实践，储能在电力系统中的定位与商业 模式正日渐清晰，目前美国、欧洲等发达地区储能市场化发展的机制已基本建立，新兴市场 的电力系统改革亦持续加速，储能行业规模化发展的条件已经成熟。

2021 年起全球储能行业进入高速发展阶段。根据 BNEF 统计，2021 年全球新增储能装机规 模为 10GW/22GWh，较 2020 年实现翻倍以上增长，截至 2021 年底全球累计储能装机容量 约为 27GW/56GWh。考虑到 2021 年底全球累计风电/光伏装机规模已达到 837/942GW，以 此推算储能在全球风电光伏装机中的占比仅为 1.5%，我们认为储能市场的高速增长才刚刚 开始，行业发展前景广阔。

2.1.1.国内：各环节发展模式日益清晰，大型项目招标提速

政策勾勒发展前景，各环节储能发展模式逐渐清晰。2022 年 2 月底，国家发改委、能源局 正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，进一步明确了“到 2025 年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件”，“2030 年新型储能全面市场化 发展”的目标。此外，本次文件对发电侧、电网侧、用户侧储能均进行了明确的部署，各环 节储能发展模式逐渐清晰。