全钒液流电池储能不平“钒”

浩博电池网讯：

冯俊淇兴业研究分析师

王广举兴业研究分析师

郑仁福兴业研究公司总裁助理

全钒液流电池储能有望迎来快速发展。随着新能源渗透率的提升，电力系统对长时储能需求将增加，全钒液流电池作为一种长时储能技术，具有本征安全性，循环寿命达16000次以上，4h全钒液流电池储能度电成本约0.75元/kWh，有望与锂电储能媲美，且相比抽水蓄能、压缩空气等其他长时储能技术，不受地域、环境的限制，发展前景广阔。预计2025年我国全钒液流电池储能新增装机规模达1.4GW/5.7GWh，市场规模可达143亿元。

全钒液流电池储能进入商业化发展初期，产业链已初步形成。大连200MW/800MWh全钒液流电池储能项目一期100/400MWh工程将于2022年10月正式投运，标志着我国全钒液流电池储能技术进入大规模商业化发展阶段。上游钒资源企业积极布局、中游全钒液流电池储能制造集成企业开发出10-1000kW级液流电池电堆，下游多个全钒液流电池储能项目处于规划、设计、实施阶段，产业链已初步形成。

业务机会和风险：关注全钒液流电池储能龙头企业的股权投资机会，关注相关企业和储能项目的债权业务机会。关注成本下降不及预期风险，其他类型储能技术提升对全钒液流电池储能产生挤出效应，长时储能两部制电价等支持政策出台不及预期的风险。

一、全钒液流电池储能简介

1.1全钒液流电池储能技术简介

液流电池全称氧化还原液流电池。其研究始于20世纪70-80年代。与其他传统离子蓄电池不同的地方是，液流电池属于一种活性化学物质储存在液态化电解液中的二次储能电池处理技术，不仅电池结构上存在差异，而且正、负极电解液中是储存能量的。

液流电池工作原理为通过外接泵与交换膜实现电化学反应。液流电池的正、负极电解液储罐是完全独立分离放置在堆栈外部的，通过两个循环动力泵将正、负极电解液通过管道泵入液流电池堆栈中并持续发生电化学反应，通过将化学能与电能进行相互转换作用来完成电能的储存和释放。

液流电池根据其电解液中活性物质的不同，可以分为多种液流电池，比较典型的有全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池等，其中全钒液流电池技术相对最为成熟、产业化相对最快。全钒液流电池发展时间长，技术和产业化相对较成熟，寿命长、规模大、安全可靠的优势尤为突出，成为大规模储能的可行技术，具有广阔的应用前景。

全钒液流电池是一种以金属钒离子为活性物质的液态氧化还原可再生电池。全钒液流电池以+4、+5价态的钒离子溶液作为正极的活性物质，以+2、+3价态的钒离子溶液作为负极的活性物质，分别储存在正、负极电解液储罐中。在对电池进行充、放电时，正负极电解液在离子交换膜两侧进行氧化还原反应。同时，通过电堆外循环泵的作用，储液罐中的电解液不断送入正极室和负极室内，以维持离子的浓度，实现对电池的充放电。全钒液流电池在充放电过程中，主要依靠电解液中H+在离子膜上的定向移动形成电流回路。全钒液流电池在电堆内部发生氧化还原反应，其化学反应方程式如下，开路电压为1.259V。

1.2全钒液流电池储能系统构成

全钒液流电池储能系统由功率单元、能量单元、输运系统、控制系统、其他设施等部分组成，其中功率单元和能量单元是核心。

4h全钒液流电池成本中，电解液约占50%，电堆约占29%，其他设备成本占比约21%。

1.3全钒液流电池优缺点

1.3.1全钒液流电池优点

（1）功率与容量解耦，配置灵活、利于降本，适宜长时储能调峰场景

不同储能技术，提供功率和存储能量的介质有解耦和非解耦之分。相比锂离子电池和钠离子电池提供功率的介质即为贮存能量的介质，液流电池储能、抽水蓄能、压缩空气储能和热储能提供功率的介质和存储能量的介质是解耦的，配置更为灵活、且利于降本。

全钒液流电池提供功率和存储能量的介质解耦，便于储能灵活配置。液流电池的储能容量大小主要取决于电解液的体积和浓度，只需要在整套储能系统中扩大电解液的储存体积或适当提高电解液配比浓度就可以实现储能系统容量提升。液流电池单个电堆的功率大小只取决于电堆电极反应面积大小，所以液流电池储能的输出功率大小是由电堆数量和单个电堆电极大小来决定的，只需通过增加电堆数量或单个电堆电极反应面积即可以实现储能输出功率的提升。全钒液流电池储能系统功率通常在数百瓦至数百兆瓦，储能容量在数百千瓦时至数百兆瓦时。

全钒液流电池功率和能量介质解耦的特征造就了不同储能时长的全钒液流电池储能系统的价格不同，且储能时长越长，储能单位造价越低。该特性也决定了全钒液流电池储能更适宜储能时长4h及以上长时调峰储能应用场景。锂离子电池提供功率的介质即为贮存能量的介质，单位造价并不会随着储能时长而降低。而全钒液流电池功率和能量介质解耦，当电解液原料五氧化二钒的价格为10万元/吨时，全钒液流电池电解液成本为1500元/kWh，除电解液以外的储能系统成本为6000/kW，配置不同时长的全钒液流电池，单位造价不尽相同。依据大连融科储能2022年三季度不同储能时长全钒液流电池价格，当储能时长由1h提高到4h时，单位造价由7.5元/Wh降低至3元/Wh，下降60%；当储能时长由1h提高到10h时，单位造价由7.5元/Wh降低至2.1元/Wh，下降72%，该特性决定了全钒液流电池储能更适宜储能时长4h及以上应用场景。

（2）安全性能好

相比锂电池，全钒液流电池具有本征安全性。对于锂离子电池而言，一旦电池内部出现短路或工作温度过高，电解液就极易发生分解、气化，进而引发电池燃烧或爆炸，造成极大的安全隐患。全钒液流电池的电解液为钒离子的酸性水溶液，作为无机水基体电解液不会发生燃烧、爆炸，且常温常压下运行，不存在热失控风险，具有本征安全性。另外，全钒液流电池的活性物质以液态形式贮存在电堆外部的储液罐中，散热好，且反应场所和活性物质分开，安全性能高。

（3）循环寿命长

目前商用全钒液流电池循环次数可达16000次以上，日历寿命25年，远高于磷酸铁锂电池的6000次。全钒液流电池由于电池正负活性物质分别只存在于正极和负极电解液中，在充放电过程中不存在复杂的固相反应,因此电池寿命长。全钒液流电池循环次数可达16000次以上，电池使用寿命可达25年。加拿大VRBPowerSystems商业化示范是运行时间最长的钒电池模块，已正常运行超过9年，充放循环寿命超过18000次。日本住友电工2005-2007年实施的4MW/6MWh全钒液流电池系统配合风场在三年间进行了20多万次的充放电。大连融科储能与国电龙源合作投运的5MW/10MWh全钒液流电池系统从2012年并网至今运行10年，效率和容量均未见衰减。

（4）响应速度快

全钒液流电池在室温条件下运行，电解液在储罐和电堆之间循环流动，在充、放电过程中通过溶解在水溶液中钒离子的价态变化实现电能的存储和释放，没有相变化，所以充放电状态切换响应迅速，目前融科储能的兆瓦级储能系统，由80%充电状态转换到80%的放电状态所需的时间小于100ms，主要是由指令信号的传递速度决定的。既可用于调峰，也可用于电网调频辅助服务。

（5）可100%充放电

全钒液流电池可100%进行充放电，且对电池性能不会造成任何伤害，相反会对电池寿命有益。而锂电池的过充或者过放都会带来不可逆的损害，会造成内部的短路，甚至起火爆炸。

（6）自放电率低

由于全钒液流电池正负活性物质分别储存在正负电解液储槽中，避免了正负活性物质的自放电消耗，满充后可长期保持，极低的自放电率，几乎可以忽略不计。而锂电池自放电率约0.1-0.3%/天。

（7）环境友好

全钒液流电池电解液可补充、更换、100%回收利用，离子膜不需要贵金属作电极催化剂，电极材料也多为碳材料制品，更为环保。

1.3.2全钒液流电池缺点

（1）能量密度低

受制于电解液中离子溶解度上限，全钒液流电池能量密度低。同样能量的全钒液流电池体积可达锂电池的3-5倍，质量达2-3倍。因此，液流电池仅能适用于静态储能系统，难以应用于电动汽车等领域。

（2）充放电效率偏低

液流电池DC/DC转换效率在70%—85%，AC/AC转换效率在65%—80%，技术相对成熟的企业能够将转换效率控制的相对较好，可和抽水蓄能和压缩空气储能相比，但暂时还无法与锂离子电池85%—90%充放电转换效率相比。

（3）环境温度要求相对较高

全钒液流电池通常工作环境温度需保持在0-45℃，温度过低会导致电解液凝固，而温度过高则会导致溶液中的+5价钒离子形成五氧化二钒析出，从而堵塞电解液通道。

（4）副产物具有一定危害性

全钒液流电池电解质的原料、沉淀物五氧化二钒，是一种高毒性的化学品。

（5）维护成本相对较高

全钒液流电池正常使用情况下，每隔两个月就要由专业人士进行一次维护，维护费用较高，且高频次的维护使得全钒液流电池储能难以在用户侧广泛应用。

二、多方面加持推动全钒液流电池步入产业化发展阶段

2.1新能源渗透率提升将激发电力系统对长时储能需求

高比例可再生能源对电力系统的灵活性调节能力提出了更高的需求，对储能的需求也将从短时储能等日内调节，过渡到长时储能的跨天、跨月和跨季度调节。新能源发电仅可以满足电量平衡，但由于出力波动，无法满足电力平衡。新能源出力具有不确定性、间歇性以及不可控性的特点，为电力系统维持实时电力平衡带来挑战。随着新能源渗透率的提升，电力系统对储能等调节资源的需求越大，且对调节能力的需求也将从日内调节，过渡到跨天、跨月和跨季度调节。

长时储能委员会与麦肯锡联合发布《Net-zeropower:Longdurationenergystorageforarenewablegrid》（2021年11月）提出长时储能将于2025年开始大规模增长。报告指出全球已投入运营或已宣布部署的8h及以上长时储能系统超过5GW和65GWh，全球已公示超过230个处于不同商业阶段的长时储能项目（不包括抽水蓄能）。报告预计，随着可再生能源渗透率提升，2025年长时储能全球累计装机量将达到30—40GW/1TWh；2030年起全球可再生能源渗透率将升至60%—70%，长时储能累计装机量将达到150—400GW/5—10TWh；同时，报告提出，到2030年，预计储能时长在24小时以上的储能占比将快速提升，8-24小时的储能装机量可能占长时储能装机量的80%和总储能容量的60%。

国家明确通过市场化方式落实并网条件的可再生能源发电项目需配置4小时储能系统，新疆、内蒙古等地已开始执行该政策。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》提出，在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，鼓励在自愿的前提下自建储能或购买调峰资源增加并网规模，保证新建项目按照不低于功率15%、时长4小时的要求配置调峰能力，对于配置20%以上调峰能力的项目优先并网。目前，我国各地依据自身新能源占比以及电力调节能力，来制定各自的新能源配储比例和时长，新疆、内蒙古、以及上海金山海上风电已要求配置4h储能。

新能源渗透率的提高将为长时储能的发展提供原动力，全钒液流电池作为一种长时储能技术，由于不受地域、环境的限制，发展前景广阔。长时储能技术均为功率与能量介质分离的储能技术，包括抽水蓄能、压缩空气、液流电池、热储能。抽水蓄能是成本最低、技术最为成熟的长时储能，也是多年来电网重点发展的大规模储能形式，但其发展受到资源条件和环保等的限制，无法满足长时储能发展需求；压缩空气储能，也是较成熟的可靠技术，但在一定程度上受到资源条件等限制；热储能即光热发电也仅适合西北沙漠、隔壁地区；液流电池储能，不受地域、环境等条件限制，可以作为资源条件受限地区长时储能电站的有效解决方案。

2.2我国近期出台多项政策推进液流电池储能发展

“十三五”以来，我国密集出台产业政策和规划鼓励新型储能发展。2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，提出加快建设新型电力系统，加快新型储能示范推广应用，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。我国各省基于区域能源发展的切实需求以及带动新兴产业发展的需求，相续发布“十四五”新型储能发展目标。目前，包括青海、山东、湖南等17省市自治区的“十四五”新型储能规划目标，新型储能装机规模合计已达4890万千瓦，已远高于国家制定的3000万千瓦的基础目标。

国家鼓励储能技术多元化发展，液流电池作为新型储能技术得到支持。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出坚持储能技术多元化目标：1）推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用；2）实现液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期；3）加快钠离子电池等技术开展规模化试验示范；4）以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件，到2030年，新型储能全面市场化发展。推动多元化技术发展，开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢(氨)储能、热(冷)储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究；重点攻关百兆瓦级高安全性、低成本、长寿命锂离子电池储能技术，百兆瓦级液流电池技术，钠离子电池、固态锂离子电池技术，高性能铅炭电池技术，兆瓦级超级电容器等。

伴随利好政策的出台，我国电化学储能等新型储能得到快速发展，液流电池储能占比虽然较低，但发展迅速。2021年，我国新投运电力储能项目装机规模达到10.5GW，累计装机规模达到46.1GW，同比增长30%。其中，电化学储能新增装机达到2.3GW，同比增加46%；累计装机达到5.5GW，同比增长69%。液流电池占比较低，2021年累计装机仅52MW，但发展迅速，大连100/400MWh全钒液流电池储能项目已于2022年6月并网调试，即将正式投入运行，投运后液流电池储能累计装机呈阶跃式增长。

2.3全钒液流电池成本下降迅速，有望和锂电媲美

4h全钒液流电池储能设备成本目前已下降至2.5元/Wh。目前，4h全钒液流电池储能设备价格已由最初的4.5元/Wh下降至2.5元/Wh，预计2年左右时间，将下探至2元/Wh。

目前造价下，4h全钒液流电池储能电站度电成本略高于锂电储能。目前4h全钒液流电池储能电站设备造价约2.5元/Wh，按照EPC总造价3元/Wh考虑，年充放电次数按照400次考虑，则其全生命周期度电成本为0.75元/kWh，高于锂电池0.65元/kWh度电成本。

如果储能时长提高至8h，或未来全钒液流电池成本继续下降，度电成本或可低于锂电储能。假设未来4h全钒液流电池储能EPC造价下降至2.5元/Wh，或者采用8h全钒液流电池储能，其EPC总造价为2.5元/Wh，其他参数不变情况下，重新计算全钒液流电池全生命周期度电成本，其度电成本为0.62元/kWh，将有望与锂电池0.65元/kWh度电成本媲美。

2.4我国全钒液流电池已进入商业化发展初期

大连200MW/800MWh全钒液流电池储能项目一期100/400MWh工程投运标志着我国全钒液流电池储能技术进入大规模商业化发展阶段。大连100/400MWh全钒液流电池储能项目由大连融科储能提供设备交付和集成，已于2022年6月并网调试，即将正式投入运行，该项目的投运标志着我国液流电池储能技术由小规模示范进入大规模商业化发展阶段。

国内全钒液流电池产业链基本形成。国内聚焦于全钒液流电池及其材料的的公司主要有北京普能、大连融科、上海电气、国网英大等电池代表企业和苏州科润、钒钛股份、河钢股份等上游配套企业。最早成立的北京普能，在全球累计实现全钒电池交付投运达到70MWh，目前公司完成了C轮融资。大连融科，由中科院大连物理化学所孵化，目前有200多项全钒电池相关专利，已在国内外实施工程项目40余项，国家级大型化学储能示范项目大连100MW/400MWh全钒液流电池储能调峰电站由其供货，前者一期工程将于2022年6月并网调试，建成后将成为全球规模最大的全钒液流电池储能电站。上海电气已推出兆瓦级全钒液流电池，2021年9月，其1MW/1MWh钒液流电池储能电站在广东汕头市濠江区风电产业园顺利通过验收。国网英大旗下的武汉南瑞，成功研发高功率全钒电池电堆和250kW/500kWh储能系统。苏州科润、河钢股份等全钒液流电池上游配套厂商近几年陆续融资扩产，推动液流电池整体成本不断下降。

2020年以来，处于规划、设计、实施阶段的全钒液流电池储能项目爆发式发展。2020年至今，全国各地陆续规划、开工了多个全钒液流电池储能项目。

三、全钒液流电池储能发展展望

3.1全钒液流电池装机规模预测

“十四五”时期全钒液流电池处于商业化初期，渗透率相对较低，但由于基数较低将实现阶跃式发展。“十四五”时期发电侧风光储还不能平价，储能项目盈利性一般，新能源配储时长要求不高，配储比例平均为10%，配储时长平均为2h。预计2025年我国新型储能新增装机28.7GW，全钒液流电池渗透率将由2021年的0.4%提高至5%，新增装机规模1.4GW/5.7GWh，“十四五”CAGR=246%，市场规模可达143亿元，实现阶跃式发展。

“十五五”期间全钒液流电池长时储能优势将更加凸显，预计将步入快速发展阶段。“十五五”期间我国将实现碳达峰，随着新能源和储能成本降价，风光储有望平价，配储比例有望提高到20%，配储时长有望达到4h，预计2030年我国新型储能新增装机43.5GW，全钒液流电池渗透率提高至15%，新增装机规模4GW/26.1GWh，“十五五”CAGR=35%，市场规模可达522亿元，实现快速发展。

3.2全钒液流电池储能政策展望

针对长时储能，国家、地方或出台两部制电价制度，理顺投资回报机制。储能的度电成本依赖于充放电循环频次，充放电循环频次越高，度电成本越低。对于2h短时储能如锂电，每天可充放电2次，但对于4h及以上的长时储能，难以做到每天充放电2次，因此长时储能不能像短时储能一样完全依靠日内充放电来盈利，还应该兼顾跨天的调节。《“十四五”新型储能发展实施方案》已明确提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制。事实上，当前大连100MW/400MWh全钒液流电池储能电站即采用了两部制电价的模式，辽宁省发改委于2018年印发《关于同意大连液流电池储能调峰电站实行两部制电价有关事项的批复》，明确了该液流储能项目可参照抽水蓄能两部制电价机制执行，其容量电费资金纳入省级电网输配电价解决。未来针对长时储能，预计国家将参照抽水蓄能出台两部制电价机制，通过容量电费回收部分投资成本，政策的完善将破除全钒液流电池等长时储能发展的最后障碍。

四、全钒液流电池产业链

4.1全钒液流电池产业链

全钒液流电池产业链分为上游资源、中游制造集成和下游应用三个环节。其中，上游为钒资源的开采与冶炼；中游为全钒液流电池储能系统的制造、集成和EPC，主要环节为电解液、电堆研发制造；下游为全钒液流电池储能项目的投资运营。

4.2上游：拥钒为王

钒资源成本约占4h全钒液流电池成本的27%，且储能时长越长，钒资源成本占比越高。全钒液流电池正极电解液由含有+4、+5价态离子的硫酸溶液组成，负极电解液是由含+2和+3价态离子的硫酸溶液组成，工业上一般采用电化学溶解法或化学还原法得到高浓度钒离子溶液。电解液成本占4h全钒液流电池成本的50%，钒资源成本占电解液成本的53%，钒资源价格对全钒液流电池成本影响较大。

我国钒资源储产量均居世界第一。据美国地质勘探局数据，2021年全球钒矿石已探明可供开采的储量为2400万吨，其中中国储量为950万吨，占比40%；2021年全球钒产量为10.7万吨，其中中国产量7.3万吨，占比68%，储产量均居世界第一。

我国钒资源以钒钛磁铁矿和含钒石煤两种形式存在，主要分布在四川攀枝花西昌地区和河北承德地区。钒的地壳丰度虽然较高，但却主要与其他矿物形成共生矿或者复合矿，独立钒矿较少见，我国钒资源以钒钛磁铁矿和含钒石煤两种形式存在。国内钒钛磁铁矿储量主要分布在四川攀枝花西昌地区和河北承德地区，其中四川攀枝花西昌地区已探明钒钛磁铁矿储量在100亿吨以上，河北承德地区已探明钒钛磁铁矿储量超过80亿吨。目前，我国约87%的钒来自于钒钛磁铁矿经钢铁冶金加工得到的钒渣；约10.7%的钒由含钒石煤生产。

钢铁行业是钒主要下游应用，全钒液流电池将打开钒资源需求空间，未来可能呈现供需趋紧。以五氧化二钒计，2021年我国钒产能17.1万吨，产量13.6万吨，表观消费量13.5万吨，其中95%以上应用在钢铁领域，约3%应用在钛合金及化工行业，其余约2%应用在其他领域。每GWh全钒液流电池需要消耗8000吨五氧化二钒，预计2025年我国全钒液流电池新增装机将达5.7GWh，对五氧化二钒的需求量将达4.6万吨。随着钒电池快速发展，打开钒需求增长新空间，由于我国钒产量主要来自钒钛磁铁矿经钢铁冶金加工得到的钒渣，依赖钢铁行业发展，而我国钢铁行业需求趋于稳定，预计将带动钒资源供需趋紧。

钒资源企业等积极入局全钒液流电池市场。我国全钒液流电池电解液产能约7.5万立方米，主要的生产企业为大连融科，产能为6.7万立方米。钒资源企业等积极布局钒电池电解液的制造，其中，中核钛白与伟力得拟合作新建30万立方米/年电解液项目，同时寰泰储能、河钢股份均有新建电解液的产能项目。目前，由于液流电池技术还集中在中游电堆制造企业手中，电解液生产多为电堆企业和钒资源企业合作，由电堆企业研发调配，委托钒资源企业代加工。

4.3中游：电堆研制、电解液制配、系统集成是核心

全钒液流电池的电堆主要包括：隔膜、电极、双极板、密封件等，随着电堆材料国产化、规模化、产业化发展，电堆成本下降空间较大。现阶段全钒液流电池电堆关键部件以厂商自产或定制为主，电堆材料的技术和工艺尚有较大的改进空间，后续技术进步、国产化以及规模化将带动成本下行。目前，大连融科4h全钒液流电池价格已由最初的4.5元/Wh下降至2.5元/Wh，预计2年左右时间，将下探至2元/Wh，能量成本将有望和锂电池储能媲美。

隔膜目前主要采用全氟质子交换膜，全氟质子交换膜的国产化和开发低成本的非氟离子传导膜是趋势。隔膜是全钒液流电池电堆中的重要部件，每GW全钒液流电池需要消耗83万平方米，目前主流采用全氟质子交换膜。全氟质子交换膜最早用于氯碱工业，目前又广泛应用于氢燃料电池。质子交换膜长期被杜邦等美、日厂家垄断，价格高昂，如杜邦各系列Nafion膜的价格为2000-7000元/平方米。目前，以东岳集团、江苏科润为代表的国内企业也致力于全氟质子交换膜的国产化。东岳集团150万平方米质子交换膜项目一期50万平方米工程已于2020年投产，东岳DMW850膜价格在1000-1500元/平方米，价格下降显著，但是技术参数相比进口产品仍有待提升。江苏科润100万平方米质子交换膜项目已于2021年开工建设。另一条路线是采用非氟离子传导膜，即非离子交换性隔膜，该技术是我国自主发展的方向，以中国科学院大连化学物理研究所为代表的科研团队已经取得了重要成果，具有核心知识产权。

电极材料的核心是碳毡、石墨毡，高温碳化后制成电极。每生产1GW的全钒液流电池所需要消耗的碳毡约为145万平方米，每平方米价格约为100元。碳毡和石墨毡的制造工艺较成熟，以高分子纤维织物为原料，经过高温碳化处理所得，成本较为低廉。国内主要的碳毡/石墨毡生产企业是江油润生、嘉兴纳科。碳毡/石墨毡的上游为碳纤维，主要生产企业有中复神鹰、光威复材。

双极板的主要原料为石墨，制成改性石墨双极板或碳塑复合双极板。其中，石墨双极板是用石墨粉与树脂或沥青混合后，高温一体石墨化处理而得，成本较高，而且材料脆性大，仅适合小型电堆。目前，大功率电堆中使用的多为碳塑复合双极板，一般采用导电碳粉（石墨粉、炭黑、碳纤维等）与热塑性烃类聚合物（PE、PP、PVC等）混合后加入阻滞剂、脱模剂，然后以注塑或模压的方法加工成型。每生产1GW的全钒液流电池所需要消耗的碳毡约为100万平方米。

电解液制配具备一定门槛，提高电解液浓度、热稳定性和钒资源利用率是降本关键。为提升电解液的能量密度、电化学活性与热稳定性，通常需要在电解液中加入一定的添加剂（包括混酸、无机盐、有机物等多种体系），电解液的调配需要深厚的研发积累。理论上储存1GWh的电能需要5600吨五氧化二钒，但目前电解液的实际利用率仅能做到70%左右，即需要8000吨五氧化二钒，因此提升电解液的利用率是降低全钒液流电池成本的重要途径。另外，目前电解液浓度较低，导致全钒液流电池能量密度较低，通过将硫酸溶液改为盐酸或混酸等方式提升电解液密度也是实现储能降本的路径。

全钒液流电池储能对系统集成能力要求相对较高。目前，全钒液流电池集成企业以电堆生产企业为主，完整的全钒液流电池储能系统包括电解液储罐、电堆、传输系统、电力及温控系统等，涉及化工、电力领域，集成能力相对锂电要求较高。相关龙头企业为北京普能、大连融科。

4.4下游：新能源和电网侧储能应用为主

全钒液流电池能量密度低、适合长时储能的特点，决定其不宜在用户侧使用，其应用场合主要为新能源配储和电网侧独立储能，投资运营方主要为“五大六小”等新能源电站开发运营商。

4.5全钒液流电池产业链重点企业

梳理全钒液流电池产业链重点企业，如下图所示。

五、业务机会和风险提示

关注全钒液流电池储能产业链业务机会。随着新能源渗透率的提升，电力系统对长时储能需求将增加，全钒液流电池作为一种长时储能技术，循环寿命长，安全性高，且不受地域、环境的限制，发展前景广阔。预计2025年我国全钒液流电池储能新增装机规模1.4GW/5.7GWh，市场规模可达143亿元。可关注全钒液流电池储能龙头企业的股权投资机会，关注相关企业和储能项目的债权业务机会。

风险提示。如果全钒液流电池储能发展带动钒资源需求大增，钒资源供应紧张价格上涨，成本下降不及预期，则不利于全钒液流电池储能发展。锂电池循环寿命大幅提升、压缩空气储能技术提升对全钒液流电池储能产生挤出效应。长时储能两部制电价等支持政策出台不及预期。