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重磅！长时储能需求带动全钒液流电池发展，降本增效成为规模化发展需跨过的首要目标。
2023/10/17
随着“源网荷储一体化”发展，以新能源+储能为主体的新型电力系统对于长时大容量储能需求增加。
全钒液流电池具有循环寿命长、电解液可循环使用、容量大、自放电率低、生命周期经济性好及环境负荷低，原料易回收等优点，并能够突破锂离子电池在长时储能方面的限制，因此具有一定的发展空间。 液流电池通过电解液循环流动为电池供给活性物质，主要有全钒液流电池、锌溴电池、铁铬电池、多硫化钠溴电池4种技术路线，其中全钒液流电池的技术成熟度和产业链建设完善度相对较高。 全钒液流电池是安全可靠的大容量长时储能方案，其工作原理为利用不同价态的钒离子相互转化实现电能的充放。全钒液流电池系统包含电堆、电解液和电解液储罐、循环模块及控制系统等。电解液为不同价态的钒离子溶液，分别储存在正负极的电解液储罐中，充放电时，电解液经泵作用从电解液罐循环流经电池的正、负极室，发生氧化还原反应，从而实现充放电。电堆由电极、离子交换膜、双极板、电极框等材料构成。电解液是电池系统的核心，也是成本的主要组成，占全电池系统成本的41%。
▲全钒液流电池成本结构
全钒液流电池产业链上游主要是原材料的供应和加工，核心原材料主要为钒矿、钒钛磁铁矿制备的五氧化二钒，中游包括电池系统的能源单元、功率单元及配套系统。性能方面，全钒液流电池的优势表现为循环寿命极长和容量规模易调节。全钒液流电池通过电解液中钒离子发生氧化还原反应价态变化实现电能的存储和释放，得益于充放电原理，理论上全钒液流电池可进行无限多次的充放电。目前循环次数可达15000次以上，使用年限可达20年以上。
▲全钒液流电池产业链全景图
全钒液流电池的储能容量由电解液容量和浓度决定，输出功率由电堆大小和数量决定，因此其储能容量和输出功率可灵活调节。但其能量密度相对较低，一般为15-50Wh/kg，同铅酸电池相当，与锂电池电池相较较低。因此全钒液流电池储能系统实际占地面积较大。但新能源配储等大型储能电站一般建设于远离城市、地广人稀的区域，因此用地压力不大，考虑全钒液流电池在安全性、环保等方面的优势，在大型储能建设的应用方面有较大空间。安全性方面，全钒液流电池安全性较高，一方面电池工作温度范围为5-40℃，在室温范围；另一方面电解液为钒离子的稀硫酸水溶液，电池所有部件基本上都浸泡在溶液当中，溶液有助于散热，只要控制好充放电电压，保持电池系统存放空间通风良好，即可保证安全，不存在类似锂电池起火失控等问题。全钒液流电池原材料钒资源储量丰富，约95%分布在中国、俄罗斯和南非，国内发展全钒液流电池资源优势凸显。全钒液流电池在使用过程中通常不会产生环境污染物质，也不会受外部杂质的污染，回收处理的难度低。融科储能建设的辽宁法库国电龙源卧牛石风电场5MW/10MWh全钒液流电池储能系统2012年12月并网运行，目前已运行超10年，是至今全球运行时间最长的兆瓦级以上全钒液流电池系统，验证了全钒液流电池储能系统的长寿命、安全性和稳定性。自2022年以来，全钒液流电池储能项目规模增速加快，尤其是2023年上半年，国内签约钒液流储能项目已超10个，合计装机功率超3 GW，是2022年已投运钒电池储能装机规模的10倍以上。
▲2022年全钒液流电池储能部分落地项目及2023年上半年项目签约情况
目前，初始投资成本较高是制约全钒液流电池大规模商业化应用的最大挑战。1-10h不同储能时长的初始投资成本为2100-7500元/kWh。2h左右储能时长全钒液流电池系统的初始投资约为4500元/kwh，成本约为锂电池的近2倍。
▲不同储能时长全钒液流电池储能系统初始投资成本
成本是制约全钒液流电池发展的核心问题，而电解液成本是全钒液流电池系统成本的大头。全钒液流电池的能量密度低，因此同规模下电池的电解液使用量较大，总成本较高。储能时长为4h的全钒液流电池储能系统，初次投资成本约为3000元/kWh，其中电解液成本(价格)约占系统总成本的50%；而对于储能时长为10h的储能系统，初次投资成本约为2100元/kWh，电解液的成本占系统总成本的70%。但由于电解液在循环过程中耗损较低，因此回收利用率较高。一旦借助合适的商业模式，可有效降低电解液模块的成本，从而有效解决全钒液流电池初始投资较高的问题。推广电解液租赁模式有望降低电解液初始投资成本，推动电解液供给方、储能电站业主等多方收益。2020年9月，英国全钒液流电池供应商Invinity和美国钒生产商Bushveld公司合作创立的VERL(Vanadium Electrolyte Rental Limited)公司签订合同，为Pivot Power提供十年的电解液租赁。国内的公司也推出电解液租赁解决方案，如普能公司，业主只需承担首次投资和电解液的定期租赁费用，电解液租赁模式已在“枞阳海螺水泥6MW/36MWh全钒液流电池储能项目及湖北枣阳10MW光伏+3MW/12MWh全钒液流电池储能项目中顺利应用。据测算，租赁模式的初始投入约是购买模式的一半，未来电解液租赁模式将成为推动钒电池储能商业应用的重要模式。另外，电堆的材料成本主要来自于离子交换膜等材料，目前离子交换膜很大程度依赖进口，后续原材料降价叠加技术进步和离子交换膜等材料的国产化有望推动电堆成本下降。随着长时储能技术路线的需求增长，钒液流电池迎来发展空间，随着电站等储能系统时长拉长、电解液租赁模式推广、离子交换膜等关键材料国产替代，全钒液流电池有望突破初始投入成本方面的限制，关注全钒液流电池的规模爆发。重点关注全钒液流电池的产业链龙头如钒矿资源企业、离子交换膜等关键材料国产替代企业、电解液生产及布局新兴电解液租赁模式的相关企业。
王瑾：盐酸基全钒液流电池储能系统工作温度上限已提高至65℃
王瑾，液流储能科技有公司首席科学家，毕业于清华大学材料系，毕业后在材料系攻读硕士，后前往美国华盛顿大学材料科学与工程系攻读博士学位。王瑾扎根于材料科研，主研全钒电堆、电解液等项目，在大型静态储能领域有着很高的造诣，曾经参与多个液态储能项目的研发工作，获15余项核心技术发明专利，多项国际PTC专利，主导设计了国内首座“盐酸基全钒液流电池储能电站”，于2023年荣获“全国三八红旗手”称号。 王瑾在美国博士毕业后，凭借出色能力加入加州硅谷一家研究大型储能电池的公司，一路从研发人员升职到研发部核心领导。在硅谷工作的数年为她积累了丰富经验，为后来回国创业奠定了坚实基础。2017年底，王瑾回国，成立液流储能科技有限公司，开启了一段全新的创业生涯。 液流储能科技同时掌握全钒/铁铬两大液流电池关键技术，拥有数十项核心发明专利。公司拥有十余年新能源行业经验，深耕新型储能行业，致力于引领行业打通产业链和搭建生态圈，已在山东、内蒙古、新疆、青海等多地，构建起集电堆、电解液和系统集成为一体的全产业链布局；并与中国电气装备集团、山东海化、亚星化学等央企和上市公司建立牢固的战略合作关系。 作为液流储能科技有限公司的首席科学家，2022年7月，王瑾成功主持建设了国内首座盐酸基全钒液流电池储能系统电站。这是当时世界范围内第一个兆瓦级别采用盐酸基全钒电解液的储能系统。虽然前期在千瓦级小型系统上的析氯方案已经很成熟了，但是大系统电站建设时仍然面临一定的正极析氯风险。 为了将系统电站建设面临的正极析氯风险降至最低，王瑾带领技术团队经过两个多月的紧张工作，对整体流道系统和管路控制进行了多次建模计算和测试，最终在系统并网测试中成功地一次性通过验收。目前该项目在系统功率密度和能量密度方面均处于国际先进水平。 钒电池的电解液主要由钒电解质和酸支撑电解质组成，目前硫酸为最常见的支撑电解质，国内大多数钒电池技术公司目前采用的也都是硫酸基质，相较传统的硫酸，由液流储能科技采用盐酸作为电解液基质建设的全钒液流电池储能电站，能量密度提升了20%，工作温度上限提高至65℃。 宽温液流储能系统提高了电网的供电可靠性、保障电网高水准安全运维、支撑电站长期高效的发挥价值，对推进新型大规模储能在电力调峰中的应用具有重要意义。此次演讲，王瑾将围绕宽温运行液流电池的产业化应用及研究展开。长时储能会议即将召开，中国电力科学研究院资深专家、教授级高工、中国电机工程学会会士来小康确认出席2023首届中国长时储能大会，将围绕《长时储能技术研究需澄清的几个问题》发表主题演讲。
来小康，中国电力科学研究院资深专家、教授级高工、中国电机工程学会会士；1984年至今在中国电力科学研究院工作，曾任电工所所长、新能源与储能运行控制国家重点实验室副主任。 现任中国电机工程学会电力储能专业委员会顾问、中国化工学会储能工程专业委员会、中国能源研究会储能专业委员会副主任委员。 主要从事电能存储与转换技术、超导电力技术和电动汽车技术等前沿学科及技术的研究与开发工作，先后主持并参与了多项国家项目和国家电网公司项目，以及张北储能试验基地和国家电网公司电池储能技术重点实验室的建设工作。2016年起，来小康在储能和智能电网领域，参加“国家重点研发计划重点专项实施方案”的编写及历年国家电网公司储能领域的指南编制工作，任“国家重点研发计划重点专项”十余个项目的责任专家。
来源：【巅峰储能】
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