“液流电池本征安全、循环寿命较长”“我国全钒液流电池产业链已初步形成”“全钒液流电池技术路线已进入商业化阶段”“全钒产业化的关键是如何降低系统成本”……这是近日记者在多个不同论坛上听到的观点。
在业内人士看来，不受资源约束、不受地理条件限制、建设地点比较灵活的特点，使得全钒液流电池在长时储能领域颇具优势。如今，全矾液流电池长期稳定性和可靠性在国内外多个项目中得到验证，产业链也已初步形成。不过，全钒液流电池产业仍需解决成本偏高的问题。
商业化进程正在加速
目前，市场上液流电池的技术路径选择众多，其中商业化程度、技术成熟度最高的是全钒液流电池。
2019年，我国全钒液流电池储能装机规模为20兆瓦，2020年装机规模达100兆瓦，可见全钒电池装机量增长迅速。2022年，我国全钒液流电池储能项目建成5个、在建14个。今年1-7月，国内签约的钒液流电池项目共15个，合计装机3.6吉瓦。
有预测数据显示，今年，我国全钒液流电池市场规模将达28.2亿元，2025年将增至81.7亿元，2027年将突破百亿元。
在业内人士看来，我国全钒液流电池储能产业发展前景向好。特别是拥有钒资源优势的河北、辽宁、湖南、四川、甘肃等地，全钒液流电池储能产业政策密集出台，从政府引导产业的角度支持全钒液流电池技术和产业发展。
“比较典型的是四川攀枝花，专门出台了针对全钒液流电池储能产业的发展规划，明确从电解液到电池的装备制造、再到全钒液流电池示范工程在当地的落地方案。”大连融科储能技术有限公司总经理王晓丽表示，钒可以循环使用，同时我国又是钒资源大国，具有发展全钒液流电池的产业优势。
成本偏高制约产业发展
既然全钒液流电池储能市场发展空间广阔，那么缘何市场份额连锂电池储能的零头都赶不上？业内人士普遍认为，产品体积大、产业化不够、经济性不足等问题限制了全钒液流电池的发展，尤其是成本偏高，直接导致市场活力不足。
在业内人士看来，全钒液流电池应用最大的劣势就是初装建设成本高，全钒液流电池储能系统的投资成本约为3000元/kWh -4000元/kWh，而锂离子电池约为1500元/kWh -2000元/kWh。虽然今年全钒液流电池储能系统成本有所下降，但基本还在3000元/kWh左右。
据了解，全钒液流电池储能产业分为上游、中游、下游。上游包括钒电解液、钒矿等，中游涉及电极、膜、结构的设计，下游以典型的电堆及BMS管理控制技术、系统集成以及用来生产的装备制造技术为主。“全钒液流电池储能要进一步发展和提升，很大程度上依赖材料端技术突破，而中游技术复杂，是技术壁垒较高的环节。”王晓丽表示。
“如今，90%以上液流电池企业是全钒液流电池企业，其成本主要集中在电堆和电解液，占比80%以上。以电堆为例，密度较低导致成本优势不明显。”大连海事大学交通运输工程学院教授马相坤表示，“如果全钒液流电池企业没有电解液工艺，每瓦时的成本高出0.5元，每千瓦时要高出500元。”
技术创新仍大有可为
如何解决全钒液流电池成本偏高的问题？业内人士普遍认为，提升电解液利用率是降低系统成本，推动全钒液流电池储能产业化的关键。
南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿认为，降低成本的关键是提升液流电池电流密度，因为电流密度的提高可以提升电解液的利用率，也就是钒的利用率。目前，全钒液流电池示范项目中的利用率一般在60%左右。
持上述观点的还有中南大学教授刘素琴。她认为，未来主要技术趋势是高浓度、高稳定性和高活性电解液，可从提高电解液的导电性和提高钒离子的活性等途径降低成本。此外，通过材料、结构的创新，可使全钒液流电池的电堆成本每瓦时降低0.3-0.35元。
王晓丽表示，降低成本，提高转化效率，一是要进一步升级从上游材料到电堆的技术，形成高功率密度、高工作电流密度的电堆，以及通过系统集成的设计提升效率。二是从产业规模角度来看，目前整个产业链初步建立，规模效应尚未显现，规模端降本的潜力巨大。
