近日，大连化物所储能技术研究部（DNL17）李先锋研究员团队开发出70kW级高功率密度全钒液流电池单体电堆。该单体电堆体积功率密度由目前的70kW/m3提高至130kW/m3，在体积保持不变的条件下，功率由30kW提高至70kW，成本较目前的30kW级电堆降低40%，有望助推全钒液流电池的商业化进程。
全钒液流电池因其安全性高、寿命长、效率高、环境友好等特点，是大规模储能的首选技术之一。目前由于全钒液流电池初始投入较高，限制了其进一步普及应用。电堆是全钒液流电池系统主要核心部件，其功率密度决定了电堆成本。功率密度越高，相同输出功率条件下，电堆体积越小，成本越低。
本工作中，李先锋团队采用自主开发的新一代高选择性可焊接多孔复合膜和可焊接高导电双极板，利用其可焊接特性，开发出短流程、超薄电池结构，并结合低流阻、高均匀分配流道的结构设计，研制出70kW级电堆。经测试，该电堆在70kW额定功率充放电条件下的能量效率为81.0%；在60kW恒功率充放电条件下能量效率为82.1%。此外，该电堆连续稳定运行1200多个循环后，能量效率衰减率仅为1.7%。使用该电堆，可将一个20尺的250kW储能单元模块升级为500kW储能单元模块，不仅功率单元体积大幅减小，更降低了系统配套设施的成本。该电堆的开发提升了储能系统功率单元的集成度，有望大幅提升储能系统的经济性和可靠性。
近年来，基于团队技术支撑在国内外先后实施了包括全球最大的100MW/400MWh大连全钒液流电池储能调峰电站国家示范项目在内的20余项商业化应用示范项目。并积极开展产业化推广，相继在国内外技术许可开封时代新能源、新兴铸管、比利时EcoSourcen等国内外多家企业，推动了液流电池产业化发展，为我国新型电力系统的建设提供了重要的关键技术支撑。
全钒液流电池四大特征
全钒液流电池储能系统由电堆、电解质溶液、管路系统、电池管理系统、能量变换系统等组成。其中电堆起到了至关重要的作用，提高电堆功率密度、降低电堆成本将进一步加速全钒液流电池技术的产业化进程。新一代全钒液流电池电堆的成功研发，将大幅度降低全钒液流电池系统的成本，推动全钒液流电池的产业化应用。
安全性最高：从元素性质出发，钒元素相对于锂元素金属性不活泼，更安全。从运作原理看，钒液流电池电解液与电堆相分离，即反应场所和活性物质的储存场所是分开的，不会发生热失控、过热、燃烧和爆炸。安全性相对较强，可以满足对于储能的需求。
储能时间越长，成本越低：钒电池初始投入高，长时储能成本初具优势钒电池初始投入高于其他储能方式，若按照储能2小时计算，度电成本约2元/千瓦时，4小时度电成本约1.4元/千瓦时。钒电池储能时间越长，成本越低。
市场空间广阔、资本开支空间大：根据国际机构Guidehouse Insights 预计，到2031年钒液流电池全球容量将超30GWh，市场空间广阔。以大连融科入围中核汇能共1GWh的全钒液流电池储能系统集中采购，投标单价约为2.65元/Wh这一案例为例，1GWh的钒电池液流电池需要25亿元左右的初始资本开支，即钒电池2031年资本开支或将超750亿。
对钒金属需求影响：放眼全球，钒金属资源量中国占比43%。中国在钒资源上具有较大话语权，面对全球产业链不稳定的情况下仍能保持国内产业稳定。按照1GW 钒电池大约需要使用1万吨的五氧化二钒来估算，到2025 年，国内钒电池将用2.64 万吨五氧化二钒，占我国钒产量的15%左右。随着钒电池装机量不断增大，钒将有望转变为能源金属。
目前，全球能源发展正处于从高碳到低碳再到无碳的关键过渡期，实现“碳达峰、碳中和”的目标，尤其需要全新的发电方式。在我国，以风能、太阳能为代表的新能源储量丰富，然而有风则动、无风则止的风能，以及昼夜交替发电随起随停的太阳能，其发电具有间歇性和波动性。大规模接入电网后，要求电力系统必须具备特定的响应能力，才能保证可再生能源供电甚至整个电网的安全性。处在从新能源发电到用电的中间关键环节，以全钒液流电池为代表的储能技术，成为目前世界上最成熟、最流行的一个选择。
