钒电池专家交流纪要0711

一、 要点总结：

1、长时储能对新型电力系统的意义。实现双碳目标的主要途径是建立新能源加储能的新型电力系统。今年美国能源部支持储能，只支持长时储能（定义是连续放电 10 小时以上），国际长时储能理事会和麦肯锡合作发表了两个调研报告，他们认为当风能、太阳能比例占到 60-70%的市场份额的时候，长时储能是对电网来讲最有效的、最灵活的解决方案，他们把长时储能定义为连续放电 6 小时以上。

2、钒电池在长时储能领域优势突出。

（1）钒电池要增加储能时间的话，只要增加电解液就行，分摊到每个千瓦时的成本，储能时间越长，它就越便宜。新型电力系统现在都是 2个小时，所以大家都选择锂电池。但锂离子电池除了它的安全性以外，要做大、时间做长的话，它的控制系统成本会大幅度提高。钒电池 1-2 个小时的储能成本是锂电池的 2-3倍，4 小时是锂电池的 1.5 倍，8 小时储能成本比锂电池要便宜；

（2）循环寿命长：钒电池循环寿命是在已知电化学电池中寿命最长的，在 15000 次以上，充放电速度也非常快，是毫秒级的，跟锂离子电池差不太多；

（3）电解液可以循环用，15-20 年以后电解液还不报废，可以继续用，残值可以回收 70%左右。

4、缺点：

（1）初装成本偏高：这个偏高是指 1-2 小时的储能，1-2 小时储能成本是锂电池的 2-3 倍；

（2）能量转换效率低：锂电池能量转化效率是 80%-85%，钒电池跟抽水蓄能差不多，在 70-75%；

（3）市场认知度低：商业模式也有待创新；比如电解液不报废，可以作为金融产品；

（4）产业链不够完善：锂电池产业链非常完善，分工明确；RKCN 从 18年开始做，整个全产业链都要自己做。

5、钒电池 VS 锂电池储能：1）大型长时储能锂电池成本高；锂离子电池除了安全性以外，要做大、时间做长，它的控制系统成本会大幅度提高。2）占地面积并不锂大多少：如果做一个兆瓦级以上的钒储能电站，占地面积不会比锂离子电池大多少，甚至比锂离子电池可能还会小。因为锂离子电池是甲级防火等级，之间相隔要求 10-20 米；而钒电池它的防火等级是丁级，它不会着火，所以只要放的地方能够走开人就行。

6、市场空间：去年全国新增电化学储能 2.5GW，3.5GWh；钒电池 125MW，功率占比 5%，容量 500MWh，占比 14%；预计 2025 年钒电池在功率上能占到 15-20%，容量上能占到 30-40%，2030 年功率上占 30%以上，容量上占 40%甚至更高（专家个人观点、不代表炭素哥团队观点）。

7、成本计算：按照电池系统（不算电解液）是 6000 元/KW，电解液的成本是 1500 元/ KWh（五氧化二钒按 10 万元/吨，1KWh 电解液需要 8kg 五氧化二钒）。如果是 4 小时储能，系统 6000 元成本按 4 小时分摊就是 1500 元/KWh，加上 1500 元/KWh 的电解液就是 3000 元/KWh。考虑电池使用 15-20 年报废以后，系统残值是 300 元/KW，按 4 小时分摊即使 75 元/KWh，电解液残值差不多 70%，1050 元，还有 1125/KWh 的残值，实际成本 1875 元/KWh。

8、成本下降空间：12 年做的单位成本在 6000 元/KWh，现在 3000-4000 元/KWh。1）电极用的碳毡：碳化之前的预氧毡实现国产化以后成本还有 40%下降空间；2）改善电堆结构设计，降低内阻，提高电流强度：现在产业化的电流密度已经做到 200mA/cm2，实验室可以做到 300mA/cm2，如果产业化以后成本还能下降 25-30%。2025 年系统成本可能会从 6000元/KW 下降到 4500 元左右，4 小时储能成本大概 2500/KWH 左右（不考虑电解液成本下降）。9、产业链有壁垒的环节：1）电解液：电解液制备有很大的技术含量，杂质元素哪些可以有，哪些不能有，怎么提纯，这块可能是大的门槛。2）国内没有掌握的技术就是预氧毡，核心技术还在德国企业手里。3）电堆的结构设计，会影响到电流密度，成本差距会拉大。

二、 完整纪要：

钒电池领域技术专家：

大家下午好，很高兴跟大家一起分享全钒液硫电池电池储能技术的现状及对外发展趋势。钒电池最近非常火，我做钒电池是从 2000 年开始的，做了 20 多年，为什么呢？因为我认为作为大规模储能，必须得满足三个条件，一个是高安全性，现在能源局发改委文件提到的本质安全；第二个就是生命周期的性价比较高，也就是经济性要好；第三个是生命周期中环境负荷低或者说环境友好，也就是报废以后的处理问题。

液流电池的种类很多，最早 70 年代初，美国提出来的铁铬液流电池，很多地方都做了，包括现在在国内还有一部分人在做，做的原因我也比较清楚，时间关系我就不讲太多，但是可以给大家讲，我也做过，我个人认为铁铬液流电池的前景不会太好。日本的住友电工在80 年代初做过百千瓦级的示范，我经常跟住友电工的人在一起，跟他们很熟，他们给我的结论就是不要再做这个体系了。

最近可能华尔街炒的比较凶的是全铁液流电池，这个体系我认为 10 年之内也没有什么太大的希望。还有锌基液流电池，目前这个电池我自己研究了 10 多年，我的观点是 10 年之内不可能有大规模的应用，将来也很难有大规模的应用。

有的时候大家看到的，包括前两天我看到中国证券报提了，我认为误导的东西特别多，它说液流电池的最新进展，中科院宣布变革性电池，取得的成果使寿命提升了 100%，锌碘液流电池电池我们团队在 7、8 年以前就研究到，最后我们发现这个电池的可行性也不大，但是中国证券报说有很多企业投入了，这是为什么？因为碘的价格非常贵，如果是工业品碘，大概是 70 多块钱一公斤，杂质还比较多，如果是实验室用的分析用碘，大概是 340 多块钱一公斤。

钒的价格超过 10 万一吨，大家都感到很贵，碘又很重，所以从经济性上，包括锌基的沉积，这一块都不可能做好。还有有机电堆我就不说了，我个人认为在 10 年之内，适合于大规模产业化的只有全钒液流电池。钒液流电池大家可能都知道，为什么叫全钒液硫电池，就是正负极电解液都是钒。钒有 4 个价态，负极是 2 价和 3 价变化，正极是 4 价和 5价变化，我就不讲太多，它的特点是功率和容量都可以被设计。

当然现在单体的电堆大概是 30 千瓦到 60 千瓦，一个最小的单元。锂离子电池大概是 100瓦时，百瓦时这个级别，电堆基本单元之间相差 1000 倍。所以锂离子电池除了它的安全性以外，要做大、时间做长的话，它的控制系统成本会大幅度提高。而钒电池的电解液是在电堆的外边，单独的储罐里面，所以它的成本是电池储能系统的成本加上电解液的成本。而电解液罐做大的话，你可以增加 4 个小时储能，8 个小时储能也可以，10 个小时储能也可以。到目前为止，我们做的最大的是 20 个小时储能，在运行的。

还有一个特点就是钒电池的循环寿命是在已经知道的电化学电池当中寿命最长的，能够在15000 次以上，充放电切换速度也非常快，是毫秒级的，跟锂离子电池差不太多。有人说钒电池价格昂贵，我们仔细分析一下成本。如果是 4 小时储能，与锂离子电池两个小时储能的价格相比大概是 1.5 倍。锂电池因为它只能做两个小时之内的储能，4 小时储能往上它的成本只会增加，但是钒电池的使用寿命应该是锂离子电池的三倍。这是一个作为实际应用的点。

第二个，储能时间越长，刚才说过只要增加电解液就行，分摊到每个千瓦时的成本，储能时间越长，它就越便宜。而且还有一点，4 小时储能电解液的成本，能够占到整个系统成本的 50%。而这电解液可以循环应用，15 年、20 年以后电解液还不报废，还可以在线或者离线恢复一下，还可以继续用。如果是 10 小时储能，电解液的成本占 70%，电解液仍不报废，所以从生命周期讲，它的性价比是比较高的。其他材料处理起来很容易污染环境，钒电池电堆是金属材料、碳材料，再就是塑料，就这么一些东西，所以环境处理起来，除了二氧化碳以外，基本上没有其他的环境污染物质。再一个它水溶液不会着火。

那么它的缺点一个是因为四价钒要溶解，它的比容量比较低，一个立方米的电解液，大概能储存 20 千瓦时，所以它不适合于动力电池或者移动电源，它只适合于储能电站。但是从占地面积上讲，如果做一个兆瓦以上级的储能电站的话，它的占地面积不会比锂离子电池大多少，甚至比锂离子电池可能还会小。因为锂离子电池是甲级防火等级，大家看的话就可以知道，这个和这个要求相隔 10 米，那个和那个之间要间隔 20 米等等。而钒电池它的防火等级是丁级，它不会着火，所以只要放的地方能够走开人就行。

它的寿命刚才讲过是 15000 多次，我在 07 年到 12 年，用 6 年的时间，做过 12400 次充放电循环，最后由于其他原因这个电池停下来了，在停之前，我测了一下能量效率只衰减了5%。刚才已经说过了电池材料，它的用途可能比较适合于百兆瓦级的储能。也可以适合于电网侧的储能也可以适合电源侧。但是用户侧的话，目前为止做的比较成功的，就是单个储能用在用户侧的话，单个最小的是 40 千瓦时，和一个双开门的大冰箱体积差不太多。那么它的主要作用我就不讲太多了，调峰调速调频、可再生能源接入、备用电站，大连那个百兆瓦的电站就是这样。

它使用寿命我们现在做的最长的是用了 11 年，10 兆瓦时的，是一个商业项目，是 12 年 12月份开始运行的。到现在已经运行了 9 年半，去年 9 月份去测过，调整以后测了它的容量，还是 10 兆瓦时没有衰减。所以我们敢说它的循环寿命是在 15-20 年，住友电工做的时间更长，他们最近做了一个 51 兆瓦时的项目在日本，他的保证期是 25 年。光伏电站和太阳能和风能电站，它的寿命一般也是 15-20 年差不太多。大连建的那个 400 兆瓦时电站，一期工程已经在 5 月份并网调试，这是一个情况。

最近做的人比较少，进入的门槛相对来讲比较高一点。刚才我讲它的优势，那它的劣势呢

第一个是初装成本偏高，这个偏高是指装一个小时、两个小时的储能，确实更高，一个小时储能大概是锂离子电池三倍的价格，两个小时大概是 4000 多块钱，也是锂离子电池两倍的价格，4 小时储能是锂离子电池 1.5 倍的价格，8 小时储能就跟现在锂离子电池两个小时储能的价格差不多，要比锂离子电池 8 小时储能的价格还要便宜。刚才也说过它的循环使用寿命是锂离子电池的大概三倍。

再一个跟锂离子电池相比，有人指责它的问题是它的能量转换效率，因为锂离子电池如果作为大的电站，它的能量转化效率大概是 80%到 85%之间，钒电池，我们做国家标准的时候，定电堆的能量转换效率不低于 80%，但是在电池系统当中还有两个泵，那么跟锂离子的电池一样，还有控制系统，BMS、PCS 等等，这些本身还要消耗一些电，所以它的能量转化效率跟抽水储能差不多，实际能量转换效率是 70~75%之间。

还有一个问题是市场认知度这几年一直比较低，但是从去年，特别是今年开始，关注的人很多，商业模式也有待创新。因为它跟锂电池不一样，这个东西的电解液是个金融产品，现在很多人开始认识到电解液是个金融产品，它不报废，它不是一个固定资产投资有折旧，不会报废的。

还有一个劣势就是不像锂电池产业链非常完善，有专门做正极的，有专门做负极的，有专门做电解液的，有专门做隔膜的，有做铜箔的等等。但是钒电池刚刚开始，融科储能从 18年开始做，整个全产业链基本上都要自己做。技术上是完全自主知识产权的。

这个刚才我也说过，按照融科储能去年第三季度的对外报价，电池系统的价格，不算电解液是每千瓦时 6000 元，电解液当时钒的价格是 10 万一吨，做成电解液以后，1 千瓦时电解液需要 8 公斤五氧化二钒，所以电解液的成本市场价格大概是 1500 元一个千瓦时。如果是 1 小时储能的话，系统成本一个千瓦时是 6000，电解液一个千瓦时是 1500， 6000+1500就是 7500 元一个千瓦时，大概是锂电的三倍多一点。

如果是 4 小时储能，系统 6000 元的成本，4 小时分摊，每个千瓦时分摊 1500 元，再加上 1个千瓦时电解液是 1500，那么就是 3000 元。如果是 10 小时储能，6000 元的系统成本有10 个小时来分摊，每个小时就是 600 元，再加上一个千瓦时的电解液是 1500，那么就是2100 元一个千瓦时，跟现在锂离子电池的价格差不太多，或者说能稍微便宜一点。刚才我也说过，电池使用 15 年 20 年以后，电池报废以后，6000 元的系统成本，因为它中间是用螺杆连起来的，所以可以轻易拆开。拆开以后端板是铝合金板，集流板是紫铜板，中间的螺杆是钢的，卖废铜烂铁，我给它算的残值是 300 元一个千瓦时。电解液买的时候是 1500，我用了 15~20 年，它还可以继续用，但是需要恢复一下。那么我估计它的残值差不多 70%，就还有 1050 元，1500 乘上 0.7，还有 1050 元的电解液残值，加上 300 元，如果分 4 个小时来分摊的话，那么还有 1125 的残值。也就是说实际上使用 15-20 年，它的千瓦时成本是 1875，如果是 8 小时储能的话，它的成本是 2250，按生命周期来算的实际成本是 1088 元每个千瓦时，用 15~20 年。所以它的综合成本是非常便宜的。为什么呢？我一直在了解锂离子电池储能系统多少钱？都说是几毛钱，包括最近证券报上发布的一些消息等等，都说是七毛钱一瓦时，那也就是说 700 多块钱一个千瓦时，这个数据我总是不相信的。最近有一个报道，中关村储能联盟报了一个 5g 瓦时的储能系统，锂离子电池的，要落户山西阳西县，那么它的价格是多少？总投资是 120 亿，我给他算了一下，除上 5 个 g 瓦时，每个千瓦时的价格就是 2400 元，这是锂离子电池的价格，实际上可能稍微便宜一点，但是也不会便宜到哪里去。

我了解到碳酸锂的价格涨价以后，宁德时代的电池电芯，好像是在 2100~2200 一个千瓦时。但是锂离子电池报废以后，它的无害化处理还需要花钱，特别现在的碳酸锂价。那么整个钒电池它存在的问题，我刚才也说过，产业链还不够完善，钒的价格不稳定。但是从资源讲，我们国家的钒资源是不缺的。

可能有人看到过报道，6 号中国钒技术应用推广中心成立了一个钒液流电池专家委员会，毛新平院士有个报告，他讲前一段时间国务院委托中国工程院做一个调研，我们国家哪些金属是卡脖子，哪些金属是可以自给自足。最后中国工程院给国务院做了报告，毛院士参加了这个调研，他说只有三种金属我们国家是可以完全自给的，其他都要靠进口，一个是钒，一个是钛，一个是稀土。

我们国家的钒资源占全球资源的 35%。还有成本进一步下降的空间就是它电极用的是碳毡，但是是用丙烯烃纤维支撑预氧毡，就是在碳化之前的制毡工艺，现在国内还没有人去做，全是靠德国一家企业叫必达福，在无锡附近，他们来生产。国内有两家企业去买他们的预氧毡，碳化以后作为电极使用。但是它的价格近 20 年一直没有下降，我听他们讲，如果国产化以后还有 40%的下降空间。

现在离子交换膜做的比较好的是 JSKR。但是 KR 有一个大的问题，它不能合成树脂，要靠外面买树脂或者回收氯碱工业的废膜，把它溶解以后来制作膜。那还有一家做全氟树脂的是 DY，我从 2000 年回国开始做燃料电池的时候就用过它的膜，但是发现它们的膜的性能，不管是在燃料电池上用，还是在液流电池上用，性能都不是太好。可能他们的特点是自己可以合成树脂，但是可能在合成树脂的工艺上有问题。

刚才讲过钒液流电池，它的材料成本这几年大幅度下降。我们在 12 年做 5 兆瓦时 10 兆瓦时的时候，一个千瓦时的价格是 6000 多元。现在可以做到 4000，甚至可以做到 3000，如果 4 小时储能可以做到 3000。主要原因是电堆的结构设计上有了突破，因为当时的工作电流密度是 80 毫安每平方厘米，现在产业化已经做到了 200 毫安每平方厘米，也就是电池材料的成本，电流密度从 80 提高到 200。那么电池材料的成本降了 40%。

从实验室里面，我们发现在保证电堆的能量转换效率不低于 80%的时候，工作电流密度还可以提高到 300 毫安每平方厘米。如果这样实现产业化，整个成本大约还能下降 25~30%。那个时候钒液流电池，电池储能系统的成本主要就是电解液的成本了，80%的都是电解液，所以它还是有很大的一个发展空间。

到目前为止，中国的全钒液流电池是国际领先的，因为我们全部的知识产权，全部材料、全部技术都是国产化的，包括资源也都是国产化的。融科储能应该是全球的领军企业，到目前为止他们已经在国内外做了 40 多个项目，全钒液流电池储能系统。去年他们自己就做了 120 多个兆瓦的项目，大概是接近 500 个兆瓦时。 去年全国新增的电化学储能是 2.4GW， 3.5gwh，大数我没说错。钒液流电池大概是 125 个兆瓦，除上 2.4 个 g 瓦，大概在功率上能够占到 5%以上的市场份额。刚才说过锂离子电池一般是做一个小时，不会超过两个小时的储能，所以去年 2.4 个 g 瓦，总共是 3.5 个 g 瓦时，平均也就是 1.5 小时。500MWH 除上 3.5gwh，大概在容量上能够占到百分之十几的市场份额。我个人估计到 2025 年，钒液流电池的市场份额，功率上能够占到百分之15~20%，从容量上看应该能够占到 30%甚至 40%的一个市场份额。到 2030 年可能能占到30%到 40%的市场份额，因为到 2030 年全国要做的电化学储能规模应该要超过 1 亿千瓦，如果占到 30%，就是 30 个 g 瓦，这个市场规模也非常大。

英国的一家咨询公司，他们的预测是到 2030 年全钒液流电池在全球的市场份额能够占到电化学储能的 50%。我刚才的估计是比较保守，比较接地气的，他们这个我觉得有点过于乐观。但是我认为到 2030 年，从功率上占 30%以上，从容量上占到 40%甚至更高，这个是完全有可能的。从政策上看我就不讲太多，我今天先讲这么多吧，我怕耽误大家时间，大家有什么问题？

Q&A：

Q:您觉得钒电池成本下降曲线大概是怎么样的？比如说到 24 年、到 25 年，单位的投资成本大概能下降到什么位置？

A:分两部分来说，刚才讲过如果是 4 小时储能的话，50%的成本是电解液，如果是 10 小时储能，按照目前的价格大概是 70%的成本是电解液，生产一千瓦时的电解液大概理论上需要 5.6 公斤五氧化二钒。考虑到电池运行的综合效益，一般情况下电解液的利用率不低于70%，也就是说生产一千瓦时的电解液大概需要 8 公斤五氧化二钒。所以电解液的成本完全由钒市场价格来决定的。剩下的一块，按照 4 小时储能 50%的系统成本，如果电流密度在未来两三年能够接近 300毫安，从现在 200 多毫安左右提高到 300 毫安的时候，可能还有 20%到 30%的下降空间，也就是说系统成本到 2025 年可能会下降到 4500 元左右。

电解液的成本不好说，是由钒的价格决定的。能够下降的空间，如果能够从现在的利用率70%提高到 80%，电解液的成本还会下降，但是难度比较大，因为要考虑到综合成本。如果电解液的利用率提高也有可能，但是它的工作电流密度就要降低，那么它的综合成本可能反而会提高，不太合适。所以我认为降价空间，关键是在电堆结构设计上，提高它的工作电流的密度。

我们国家现在一年钢铁行业生产五氧化二钒大概是 15~20 万吨的规模，但是我们国家还有很大一块资源，就是石煤矿。初步统计现在已经探明的资源有 1000 多万吨，以前都没有开采，现在各地都鼓励地方政府开采，石煤矿成本大概是 6 万到 8 万元/吨，能卖到 10 万/吨。所以电解液，我感到没有太大的下降空间。但是电解液东西是个金融产品，不报废，可以循环用。所以我一直在鼓动一些大的金融企业能不能介入，做租赁电解液业务，每年交多少租金，那这是后面的事情了。因为电解液的成本对于生命周期来讲影响不是太大。

Q:我是不是可以理解，不考虑电解液的成本下降，到 2025 年系统成本差不多能从 6000 元下降到 4000 元左右，那 4 小时系统就是 1000 元/KWh，加上电解液就是差不多 2500 元/Kwh 左右？

Q:电堆这块后续降本的空间，您觉得主要是在哪些方面？

Q:政策目前有看得见的动向吗？

Q:您觉得整个的产业链条里面，钒电池产业链条哪个环节相对来说更有壁垒一些？

Q:钒电池的工作温度是大概怎样的情况，是不是高于 45 度以上之后会形成结晶，怎么处理？

Q:石墨极板是不是需要一段时间进行维护？

A:我们现在做的所有项目，（更多调研纪要详见：头像介绍）12 年做的项目到现在为止电堆没有维护。有的报道说 2 年后就要维护，这是不可能的。因为电解液设计如此，电解液是导电的。你在进出口跟双极板，电解液跟双极板接触的地方，你没有做好的话，它就容易被腐蚀。但是你只要做好了以后，它不可能被腐蚀，我们给金风科技的电池系统已经运行了 10 年，200 千瓦 800 千瓦时也没有出现任何问题，所以这是技术上的问题很容易解决，但是不明白的是不知道怎么解决，并不像某些报道说要进行维护。

Q:最近也有很多做钛的企业也在往钒电池布局，您怎么看？

A:我不知道他们这样做是不是想投资新的领域，因为他们的东西在钒电池上基本上用不了，所以我不是太明白。但是住友电工现在还在做锰钛电解液体系，也做了 10 多年，一直没有成功。我知道 HLJT 最近和融科储能合作在江苏建厂，他们有上下游的关系。

第一个他们找水泥要用一些硅、碳这样的东西。那么 HLJT 它有经费，所以他们就想投资石煤矿。石煤矿的热量比较低，但是我掺点好煤，我在烧水泥的时候可以用。那么废渣，我可以提钒，钒提出来以后的废渣，我再做水泥，这是前端。后端 HLJT 因为它要烧煤，要排二氧化碳，那么有个碳排放，做了液流电池以后，就拿到了碳排放的指标。第三个因为 HLJT 它有自己的太阳能电池生产厂，他们要建太阳能电站，需要配储能。这个是产业链配合起来，是上下游都能联系。还有刚才说过，电池报废以后，碳板、碳粘、电极，还有 PVE 的塑料管，他们反正要烧煤，我都可以烧掉。HLJT 跟我沟通过，他说我们可以把钒电池报废以后，我们吃干榨净，电解液可以循环用，这样的上下游的关系是有，但是我认为可能在技术上没有相辅相成的关系，有可能是出于资源的考虑。

Q:您觉得现在国产的这些材料是不是已经基本上能够使用或者说已经具备竞争力了？

A:完全可以。融科储能曾经做过全国产材料，200 千瓦 800 千瓦时的一套系统，运行了基本上没什么问题。