再现1GWh集采，全钒液流电池如何破解成本“软肋”？

11月9日，中核汇能有限公司2023-2024年度储能集中采购招标公告发布。两标段共采购规模6GWh，分别为1GWh全钒液流储能系统和5GWh磷酸铁锂储能系统。全国第二次1GWh的全钒液流储能系统集采，招标主体依旧是中核汇能。

一个月前，国家电投也发布了1GWh液流电池集采，但并未指明“全钒”。不过，从接连出现GWh液流电池集采的情况来看，长时间、大容量、高安全储能的需求正逐步凸显。

目前已有辽宁、内蒙古、河北、上海、西藏、甘肃等多个省份明确要求电源侧配储时长超过4小时。国际能源署在《2022年世界能源展望》报告中预计，光伏和风电的发电量占比将从2021的10%增加到2030年的40%。

根据国内相关论文，在支撑可再生能源替代传统化石能源及“双碳”战略方面，70%以上的储能需求是大规模、长时间的容量型或能量型储能。国外论文也提到，当风光发电占比达到50%-80%时，储能时长需要达到10h以上。

然而，当前长时储能技术的发展仍存在诸多不足。中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿曾在演讲中强调，现有主流储能技术各有各的局限性，长时储能技术仍有较大缺口，亟须着力补齐。

现阶段，在风光发电占比仍较小的情况下，长时储能的刚性需求并非极为突出，但安全性问题却是当下储能产业面临的严峻挑战，全球储能电站发生火灾的概率约为1.52%。随着国内储能电站单体规模越来越大，使用频率越来越高，锂离子储能的安全问题始终是悬在头顶的“达摩克里斯之剑”。

对比目前的长时储能技术路线，液流电池在安全性、循环寿命、能量效率、建设条件等方面综合优势较为明显。液流电池主要包括锌基液流电池（如锌铁、锌溴、锌锰）、铁基液流电池（如铁铬、全铁）、全钒液流电池等多种技术路线。

全钒液流电池是其中商业化进程最快的液流电池。不过，目前全钒液流电池的成本仍较高，铁铬、锌铁等液流电池具备价格优势。近期，纬景储能联合创始人、董事长葛群对外表示，将在三年内把锌铁液流电池度电成本下降到0.2元。这或许也戳到了全钒液流电池的“软肋”。

全生命周期成本1020元/kWh

需注意的是，全钒液流电池的高成本主要指的是初装成本，若从全生命周期成本来看，价格大幅降低。此外，储能时长越长，全钒液流电池的经济性也越高。

大连海事大学教授马相坤曾在演讲中提到，目前，1MW/4MWh全钒液流电池储能项目的初装成本约为2000-3500元/kWh。

由于全钒液流电池的电解液可以在线或离线再生循环使用，钒电解液的残值很高。1 kWh电解液大约需要8kg高纯度的五氧化二钒，使用15年后电解液的残值可以按70%估算。

因此，全钒液流电池的全生命周期成本显著降低。相关论文数据显示，对于储能时长为4 h的系统，初次投资成本为3000元/kWh，其中电解液的成本占比约为50%。使用15年以上电池系统报废后，电池系统废金属的残值为300元/kW，电解液残值为1050元/kWh，合计残值为1125元/kWh，实际成本约为1875元/kWh。

当储能时长为10h，储能系统的初装成本将降至2100元/kWh，考虑残值后，实际成本仅为1020元/kWh。

以上数据是基于根据融科储能2021年第三季度兆瓦级全钒液流电池储能系统的价格和五氧化二钒10万元/吨的价格计算。

经过两年时间的技术创新，融科储能全钒液流电池成本也进一步降低。在2023年10月，新疆察布查尔县全钒液流电池储能项目一期75MW/300MWh全钒液流电池储能系统中标候选人公示，融科储能联合体成为第一中标候选人，折合单价2.193元/Wh。

今年以来，有部分企业表示，全钒液流电池全生命周期度电成本已经低于0.2元，但从招投标报价来看，目前仍达不到这个水平。

虽然全钒液流电池具有诸多优势，但要对标市场份额高达95%的锂电池储能以及其他液流电池技术路线，全钒液流电池最关键的问题无疑还是降低初装成本。这也是推进全钒液流电池产业发展的重中之重。

探索降本路径

电解液占钒电池成本约50%，是最大的成本来源，其次是电堆，占比30%。这也是钒电池最主要的核心部件，因此，技术降本主要从这两大方面入手。

低成本电解液如何获得？据了解，除了通过购买上游钒矿资源、与钒矿企业或电解液生产企业合作等，在技术创新上，主要是开发第二代短流程电解液制备技术。

目前，钒电解液是通过五氧化二钒还原得到不同价态的钒离子溶液。

据毅富能源创始人、总经理张成表示，石煤钒矿制成富钒浸出液再制成五氧化二钒，但电解液并非一定要由五氧化二钒制成，从富钒浸出液就可以进行提纯、除杂、化学还原、电解的步骤，制成钒电解液，缩短产业流程后，钒电解液生产制备成本可以降低20%-30%。

值得注意的是，由于钒电池的电解液不会被消耗，通过一些简单的手段就可以进行回收，重新生成五氧化二钒。因此，行业正逐步探索发展钒电解液融资租赁的商业模式，这也将显著降低全钒液流电池的初始投资成本。

据了解，融科储能与海螺融华达成合作，“枞阳海螺6MW36MWh全钒液流电池储能电站项目”采用电解液租赁模式，初始投入约为购买模式的一半。电解液租赁模式为钒电池提供了一个行之有效的降本途径。

电堆方面如何降低成本？钒电池电堆是决定钒电池功率的关键部分，主要由双极板、电极、离子交换膜及其他零配件组成。

赵天寿院士表示，降低液流电池成本的技术路线是提高电堆的电流密度，电流密度的提高就可以提高功率密度，功率密度提高就可以降低电堆所需要材料的量。

马相坤教授也在演讲中提到，电堆功率的规模、电堆功率的大小带来的影响并不大，更应关注单位千瓦价格，电堆降成本的关键取决于电堆工作电流密度。

相关论文指出，电堆工作电流密度是关键性技术指标。10年前，电堆工作电流密度约在70-100mA/cm²，而目前文献上工作电流密度可以达到500mA/cm²。

星辰新能首席科学家、中南大学教授刘素琴在接受媒体采访时表示，几年前业内认为100-120毫安/平方厘米已经算比较高的电流密度，现在很多公司的大型电堆电流密度已接近200毫安/平方厘米，未来的目标可能是400-500毫安/平方厘米或者更高。

据了解，毅富能源的高功率密度电堆产品已实现较大技术突破，16KW的样机可以实现400mA/cm2的额定电流密度，电解液利用率达82%，远超行业70%的电解液利用率。

天府储能自主研发的高功率电堆已落地量产，产品矩阵涵盖16/32/48/64kW电堆，产品运行电流密度达到300mA/cm²。

此外，产业链规模小也是导致全钒液流电池价格处于较高水平的一个重要因素。未来，随着全钒液流电池批量化生产，生产成本也将进一步被摊薄。