近期，众为资本组织的众为产业创新沙龙活动成功举办。
本次分享邀请到了国际著名燃料电池和液流电池专家、中科院大连化学物理研究所首席研究员及博士生导师张华民教授与众为产业生态圈的专业人士深入交流，共话全钒液流电池储能技术的技术进展，市场需求与前景展望。
以下内容是本次分享内容的精华部分梳理：
1.液流电池的技术演进
从液流电池的各类技术来看，铁铬液流电池的产业化应用尚需观察。主要基于如下考量：
图例：来自嘉宾现场分享内容
1）铁铬液流电池用盐酸做电解液带来的蒸气压高，充电过程当中还会产生氯气，这都是一些腐蚀性气体；
2）铬的反应活性比较低，要在60°C以上来运行，在我国三北地区应用时，把上万立方米的电解液从零下30°C加热到60°C并保持在这个温度，需要大量的能量；
3）电解液浓度比较低，不到0.9个摩尔，是钒电解液浓度的一半，电堆的额定工作电流密度也比较低，占地面积就比钒电池要大一倍。
图例：来自嘉宾现场分享内容
最近比较热的还有全铁液流电池，分为沉积型、非沉积型。但它目前存在一定问题，比如沉积型全铁液流电池，正极活性物质在强酸条件下稳定，负极沉积的铁在强酸条件下易析氢，导致库伦效率低；铁沉积的动力学较慢，导致电压效率较低；负极沉积的铁枝晶容易刺穿隔膜等。非沉积型液流电池电解液的稳定性也是很大挑战。
锌基液流电池目前还处在基础研究阶段。循环寿命、锌枝晶和锌累集等问题有待突破。
图例：来自嘉宾现场分享内容
我初步预判，十年之内能够真正实现大规模产业化应用的是全钒液流电池——全钒电池是指正负极两端都是同一种物质钒，钒有四个价态，在充放电的过程中价态变化，这就不容易造成能量衰减，也没有其他杂质元素引入，电池系统常年运行造成的电解液价态失衡可以通过在线或离线进行再生恢复。
2.钒液流电池特点
1.功率和容量可独立设计，尤其适合大规模、大容量储能。钒液流电池的电池系统和电解液是分开的，想要增加储能时间，只需增加电解液，电池的均匀性非常好，储能容量大，从1000sKWh到100sMWh；输出功率也大，从10sKW到100sMW。
2.能量效率高、充放电性能好、循环寿命长。钒液流电池储能系统的能量转化效率能够达到80%，但此时成本也相对较高。但我们在讲转换效率平衡的时候，大规模钒液流电池储能系统的国家标准都是要对标抽水储能的能量转化效率，即不低于70%。
3.启动和效应速度快，充放电切换只需0.02秒。并且其系统是在常温封闭环境下运行，电解液可以半永久使用，性价比高。衰减或可通过电化学的方法来恢复，电池的寿命是比较长的，整个系统的充放电循环次数大约15000次。
并且电解液是水溶液，不会着火和爆炸，是一种本征安全的大规模储能技术。但是受到钒离子溶解度的限制，能量密度比较低。
图例：来自嘉宾现场分享内容
此外，电池在使用过程中，钒仅仅是价态变化，可循环使用节约资源。整个电堆是五十个单电池叠加，回收简单，残余价值较大。
3.钒液流电池逐渐热门的原因
当下钒液流电池比较热的原因主要得益于大环境，国家提出了实现双碳目标，在十四五规划和2035年远景目标中也制定了方向。在新能源中，风能发电、太阳能发电技术等领域我们都是领先的，但储能却是一个瓶颈。储能在电网中主要是促进新能源的消纳，解决发电时间和用电负荷时间不匹配的问题；因为风能、太阳能等可再生能源是一种不连续、不稳定的间歇型能源，在构建“新能源+储能”新型电力系统当中，储能的主要作用则是调峰。
目前，全球范围内锂离子电池都适用在两个小时之内的储能。安全因素是关键的制约条件。北京市目前将锂离子电池、钠离子电池的防火设为甲级乙级，而钒液流电池则为丁级。
图例：来自嘉宾现场分享内容
在2021年全球气候峰会上，长时储能理事会与麦肯锡发布报告称，当再生能源发电量达到电力系统的60%-70%的市场份额时，长时储能系统将成为“成本最低的灵活性解决方案”。预测2030年，超过8小时以上的长时储能可能占总储能装机量的30%，长时储能会达到4-8个TWh，将超越短时储能。国内各个新能源发电大省都纷纷发文，要求风能、光伏等新储能电站的建设，必须配建四小时以上的储能电站，通过比例调控、打分等级制调节储能电站的配比。
4.新型电力系统需要怎样的储能技术
图例：来自嘉宾现场分享内容
1.电池本身需要安全，不会发生着火爆炸，最近几次美国特斯拉充电站的爆炸着火，也透露出电池爆炸或着火后之后会产生氢氟酸和盐酸。
2.在新型电力系统当中，储能系统的主要作用是调峰，因此在大规模、大容量储能技术必须具备连续放电时间长的能力。
3.使用寿命要长，能够与光伏、风机等使用寿命一致。全钒液流电池满足大型储能电站对于“大规模、大容量、高安全性、低成本、长寿命、长时放电及环境友好”等要求。
5.钒液流电池的产业前景
从产业角度，钒液流电池具备一定优势，具体而言：技术自主可控，目前已经形成完整自主知识产权体系，并主导制定国际和国内标准，技术水平达到国际领先水平；资源自主可控，全国查明钒资源储量约7000万吨，中国钒储量占全球35%、钒产量占全球48%；产业链自主可控，关键材料已实现国产化，装备制造产能全球最大。
而过往开展的项目不多，主要是因为过去很长时间都是短时储能需求，能量转化效率比锂电池低，市场认知度较低，商业模式的创新有待加强，人才储备也不足，产业链规模较小。
图例：来自嘉宾现场分享内容
谈及钒液流电池成本问题，大家常常会说钒电池价格昂贵，这主要是跟锂电池一、两个小时储能对比得出的。但随着储能时间越长，钒液流电池的成本就越低。钒液流电池在电解液10万元/吨的情况下，对4小时钒液流电池储能系统的价格是3000元/kWh，其中不含电解液的电池系统价格是6000元/kW，电解液占初期投资价格的50%，在运行20年以上，结合各种残值回收，实际价格约为1020元/kWh。
但钒液流电池也存在一个风险即五氧化二钒的供应。上面的预测都是基于电解液原料（五氧化二钒）的价格在理性的10～11万/吨内做出的，如果超过15万/吨，全钒液流电池产业很有可能会夭折。
6.互动问答
1. 哪些场景对于四小时以上的长时储能需求更大呢？
张教授：首先是新能源占比比较高的地区，比如青海、新疆、内蒙、西藏等，两小时的储能不能满足他们的需求。比如风能、太阳能都是典型的间歇性能源，波动发电。要保证电网运行，波谷时候可以补充，发电高峰时候可以消纳，这就需要长时储能来平衡。发电侧场景下更需要长时储能，电网对于发电侧提出了更高的要求，但目前电网在储能投入的意愿还需继续加强。
2. 抽水蓄能目前发展情况怎样？在抽水储能和电化学储能上该怎样选择？
张教授：1）环境需要有水；
2）抽水储能电站上下水库，最好要有50米以上的高差，在南方水源比较充足情况下可行，但是在北方水源不够，东北、西北、华北水资源都是不够的，基本上很少有发展抽水储能的空间；
3）三北地区也是风能、太阳能发电是最集中的地方，但没有抽水储能的条件，只能靠电化学储能。但目前即便是在有条件的地区，抽水储能建站的搬迁、占地成本也越来越高。
3. 像水泥、钢铁等用电大户企业，这类企业的储能需求是怎样的？
张教授：这类高耗能的企业，目前国家已经有一些要求，以前使用火电的用电大户要求它们配备一定的绿色能源储备系统，一般会有4小时以上的长时储能需求。对于一些想要利用峰谷电价进行套利的工商业主体，目前首先需要最少电价差在0.8元以上，这一般在南方地区有一定的可行性。这类企业的储能需求是否需要四个小时以上的储能系统还不确定，这里面的初始投入成本也是一个重要因素。
4. 目前钒液流电池的成本还比较高，什么时候会迎来大规模市场份额增长的转折点呢？
张教授：需随着风能、太阳能发电在电网中的占比增加，更多的单位配备四小时以上的储能系统。因为随着时间的增长，电池的安全性会更加凸显。目前锂电储能时间一长，积累的热能不容易被散发出去。同时储能规模做大以后，对电池的均匀性要求也会更高。
针对这个问题，众为资本合伙人徐薇也结合自己对产业的观察进行了补充：1）目前，在能源构成中绿色能源占比不太高，电网调度对储能的需求还没有起来，当绿电的占比越来越高，电网开始真正调度这些储能资产的时候，行业相关方也会切实投入储能建设，去考量经济账——这或是一个关键节点；2）从政策上来说，各地都是区域化制定政策，比例也较为随意，随着之后配比政策逐渐科学化，长时储能配备要求更高的时候，这几个因素合并叠加，大家会主动投资储能资产，而非被动去建储能。
5. 如何看待目前钒液流电池的能量转换效率还不够高的问题？
张教授：各个电池的特点不一样，不能拿锂电的优点同钒电的缺点来比较。应该同抽水储能这个最常规的东西去比对标，传统的抽水储能能量转换效率是70到75之间，所以液流电池国家标准电堆能量效率要大于80%，系统的效率大于70%。锂电的优势就是能量转化效率高，但它的弱点是第一年可能衰减6%，此后逐年衰减2%-3%，所以锂电寿命是五到八年的时间，这属于短跑选手，而钒电是马拉松选手。
6. 怎么看待钒的生产过程中的环节污染问题？
张教授：钢铁生产钒没有特殊的污染，但石煤提钒确实会产生污染，要能够做到废气达标排放，废水循环使用，目前生产成本是8万。之前我们咨询了提钒企业和专家，他们都表示若保证废水不排放、废气达标排放，环保成本会增加，五氧化二钒的售价可能就要在10万以上。我们判断五氧化二钒的价格将来不会低于10万。
7. 如何降低钒液流电池的主要成本？
张教授：整个全钒液流电池成本下降其实不仅是靠核心原材料去降本，还要围绕降低电池电堆里的电阻，提高电流密度来开展。提高电流密度要确保能量转换效率能达到80%，需要从电堆设计和材料创新这两个方向发力，如果电堆的成本下降以后，整个系统成本都降下来，再加上电解液作为金融租赁产品的商业模式，成本会有很大下降。
8. 如何看待氢储能的发展前景？
张教授：氢储能理论上的能量转换效率才30%（电解1标准立方米的氢气通常需要耗电4.3-4.5度电，1标准立方米的氢气用燃料电池发电通常只能发1.3度电），就算设备不要钱，四度电能换一度电，那电价就涨了四倍，没有经济性。
但氢气是重要的化工原料。如何降低氢能的运输成本和安全风险也是一个大问题，总体而言，我认为氢是有能源属性的，但是真正氢的属性是重要的化工原料，作为储能是不太合适的，没有经济性。
