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新型储能轨道群竞争 钒电池具有广阔的商业前景
编辑《证券时报》 唐强
近年来，我国新能源发电装机容量快速增长，对新型储能等调节资源的需求也日益增长。在储能发展轨道上，行业总产值将达到万亿。
锂离子电池储能在众多新型储能路线中占有90%以上的份额，稳居第一；全钒液流电池因其安全性高、使用寿命长、可扩展性好而备受期待，在大规模储能领域具有良好的应用前景。
今年，四川省出台了第一项支持钒电池产业发展的专项政策。四川省攀枝花市提出了建设“中国钒电之都”的愿景，在这里实施了全行业第一个商业租赁模式全钒液流储能电站示范项目。11月，完成了全钒液流电池设备的采购和招标，对钒储能产业和金融服务业的综合发展具有基准意义。
锂电池储能“一家独大”
“新能源正在爆炸性增长，新能源的增长必然会带来储能的发展；国家能源结构规划肯定会带来储能领域的增长。目前储能的发展方向还不确定，正处于百花齐放的阶段。每条轨道都有自己的发展，降低成本，提高技术水平。”钒钛董事长罗吉春告诉《证券时报》编辑。
业内普遍认为，未来可再生能源的比例越大，建设长期储能的必要性和紧迫性就越大，长期储能可以在更长的时间维度上调整新能源储能的波动。一般来说，长期储能技术可分为机械储能、热储能和电化学储能三类。
目前，长期储能正处于发展初期，长期储能的持续时间尚未在国内外统一定义。一般认为，持续放电时间不少于4小时、使用寿命不少于20年的储能技术是长期储能。
目前，抽水蓄能是成熟度最高、效率最高的长期储能技术，占全球70%以上。但抽水蓄能选址困难，极其依赖地形，受地理条件限制，投资周期长。
看看新的储能领域，包括锂离子电池、铅电池、钠硫电池、压缩空气、液流电池、超级电容器和飞轮储能。在许多新的储能市场中，锂离子电池由于其技术成熟、应用广泛、能量密度高，暂时处于“主导地位”。
根据国家能源局的数据，截至2024年上半年，新型储能项目累计装机规模已达444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长40%以上；锂离子电池储能占97%，液流电池储能占0.4%。
然而，一些业内人士认为，随着长期储能需求成为主流，目前的锂离子电池储能技术难以满足未来市场的发展，液流电池储能等路线将更适合长期储能需求。
在安全性方面，锂离子电池储能电站有大量电池。一旦出现热失控、短路或电解质泄漏等安全问题，将受到广泛的影响。据CESA储能应用分公司工业数据库不完整统计，自2009年11月以来，全球储能事故117起。从电池类型来看，磷酸铁锂电池储能系统相关事故68起，占58%；三元锂电池储能系统相关事故36起，占31%。
2022年6月，国家能源局发布了《防止电力生产事故25项重点要求(2022年版)(征求意见稿)》，在《防止电化学储能电站火灾事故》一栏中明确提到，“三元锂电池、钠硫电池不应用于中大型电化学储能电站，电力电池不应用于梯队”。
但在2023年3月正式发布的《防止电力生产事故25项重点要求(2023版)》中，将上述措辞改为“中大型储能电站应选择技术成熟、安全性能高的电池，并谨慎选择梯级电池”。
钒电池储能
初始投资成本高
液流电池作为一种新型电池，其特点是通过正负电解质溶液活性物质的可逆氧化还原反应，将正负电解液分开循环，实现电能与化学能的相互转化。
液流电池可分为全钒液流电池、铁铬液流电池、锌铁液流电池、锌溴液流电池、全铁液流电池等。在液流电池中，全钒液流电池具有能量效率高、循环寿命长的优点，是目前最商业化、技术成熟度最强的液流电池技术。
但实际上，全钒液流电池储能在大规模应用和商业化方面面临着成本、能量密度、技术成熟度、环境适应性等挑战。
钒钛总经理马朝辉向《证券时报》编辑承认，钒电池储能一次性投资较高，与锂电池相比优势不明显。成本是制约全钒液流电池发展的核心问题。由于初始安装成本高，其商业化发展相对缓慢。
钒电池的主要缺点是能量密度低，占地面积大。对于100兆瓦/400兆瓦时钒电池的大型储能项目，如果使用相同的场地，锂电池可达800~1000兆瓦左右。
在成本方面，根据东方财富证券的研究报告，全钒液流电池的核心部件可分为能源单元、功率单元和配套系统，能源单元的核心是电解质，这将直接影响能源单元的性能和成本。从全钒液流电池的成本结构来看，电解质和堆积成本的比例分别可达40%、35%的钒电解液可以有效降低钒电池储能系统的成本。目前，大连融科、钒钛股份、川威集团等国内布局电解液的企业。
目前钒电池系统的投资成本约为2300~2500元/kWh，锂离子电池约1500~2000元/kWh。根据市场招标价格，全钒液流电池储能系统中标价格约为2.5元/Wh；磷酸铁锂电池储能平均单价为1.44元/Wh。
目前，国内全钒液流电池产业链已逐步形成，行业希望与锂电池形成错位竞争。其中，上游主要涉及钒资源的开采和冶炼，主要企业包括钒钛、攀岩钢铁集团、河流钢铁集团、安宁股份等。；中游全钒液流电池储能系统的设计和制造，包括功率单元（堆）和能源单元（电解质），主要企业包括国家电网英达、上海电气、大连金融、中电兴发等。；下游主要是储能项目的开发和运营，包括大连金融、伟力德、北京普能等相关企业。
钒电池优势
在于长期储能
然而，马朝辉进一步指出，钒电池储能的优点是储能时间配置更加灵活，安全性能优势高，能量转换率可达70%以上，特别适合大型长期储能。
目前，液流电池的循环寿命可达1.5万~2万次，锂离子储能电池约5000次。液流电池的整体使用寿命可达20年或更长时间，这将大大降低储能系统的维护成本和更换频率。根据中国邮政证券的计算，全钒液流电池的储能时间越长，初始投资成本越低。在4小时储能项目下，行业平均水平可达到3000元/kWh的初始投资成本和0.85元/kWh的度电成本，行业龙头企业可达到2650元/kWh的初始投资成本。
马朝辉说，大连荣科已经在一个项目上使用钒电池10年了，钒基本上没有损失。从长远来看，两者的成本相等，对行业的发展持乐观态度。钒储能项目一年比一年多。现在国家出台的政策是向行业发出信号。未来，如果国内能够进一步完善钒储能产业链和商业模式，钒电池企业将有更多的精力和资金进行技术迭代，产业的健康发展将形成。目前，钒钛已关注钒电池10多年，长期从事钒电解质技术路线研究，从技术、可行性、经济等方面不断进步。
2022年，钒钛与大连荣科签署合资协议，共同投资成立四川钒融储能科技有限公司（以下简称“钒融储能”）。双方将探索和研究钒电解质定价机制，创新商业模式，促进钒电池储能的商业化。
马朝辉希望：“储能市场可以健康发展。在一些项目中，锂电池和钒电池。目前，许多新能源项目的建设需要储能配套设施，这是一个积极的问题。目前，钒电池产业链上有100多家企业，正处于竞争阶段。钒钛保证上游资源，促进对方技术迭代，钒电解质成本预计将继续下降。”
据钒钛高管介绍，钒钛为大连融科提供了1.6万多吨(折V2O5)制备钒电解液的优质原料。双方共建了2000立方米/年的钒电解液生产线。该生产线于2023年完成设备安装和热负荷试运行调试，并进行了试运行，达到了生产效果。随后，钒钛将继续与大连融科共建6万立方米/年钒电解液生产线，共同推动钒在储能领域的应用和发展。
钒电储能创新租赁
启动商业模式
今年5月，四川省经济和信息化部等六个部门联合发布了《促进钒电池储能产业高质量发展实施计划》（以下简称《实施计划》），努力建设中国领先的钒电池储能产业基地，这是中国第一个钒电池产业专项政策。
根据上述实施计划，支持钒电池在光伏、风力等新能源发电、电网峰值调频、通信基站储能等方面的推广和应用。结合实际需要，建设多个钒电池储能电站，探索技术、商业模式和体制机制创新，促进钒电池储能的市场化和大规模应用。
四川拥有钒电池储能产业发展的基础，省钒资源储量居全国第一（攀枝花钒资源储量居世界第三），建设了世界上最大、产业链最完整的钒产品综合生产基地。
根据中邮证券的研究报告，2025年钒电池在新型储能中的累计装机渗透率将提高到近20%。
攀枝花基于良好的预期，提出了建设“中国钒电之都”的愿景，加快了钒电池产业的布局，并于2023年发布了四川省第一个新的储能计划。到2025年，攀枝花将努力形成800mW以上的电堆容量和2GWH钒电池容量生产能力，储能产业产值达到500亿元。到2030年，形成1.5GW电堆容量和4GWH钒电池设备和系统集成能力，全面建设完整、韧性、全生命周期的钒电池储能产业生态链。
《证券时报》编辑了解到，攀枝花还探索了钒电解质租赁的新商业模式，即钒电解质成本在运营周期内以租金的形式分期支付，以减少项目的初始投资。同时，保证钒电解质的再生和回收，确保钒电池寿命到期后的回收。
2023年底，国家电力投资集团四川攀枝花100mW/500mWh全钒液流储能电站示范应用项目启动。这是中国最大的钒电池储能示范应用项目。总投资16亿元，占地5万平方米。据报道，该项目以独立储能电站的形式单独测量和接受电网调度。当储能容量达到500兆瓦时，项目输出功率可达100兆瓦。
钒电池储能电站就像一个巨大的“充电宝”。据此计算，如果攀枝花城市电网在特殊情况下失电，储能电站可以为当地居民提供大约4小时的电力保障。
今年11月初，攀枝花城建交通（集团）有限公司子公司攀西金融租赁（上海）有限公司与大连金融储能技术发展有限公司作为项目联合体，成功中标全钒液流电池设备采购项目，期限为20年。
这也使其成为全行业第一个商业租赁模式全钒液流储能电站示范项目，对钒储能产业和金融服务业的综合发展具有基准意义。
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