中国储能网讯：3月23日，由中国化学与物理电源行业协会主办并联合500余家机构共同支持的第十五届储能大会暨展览会（简称“CIES2025”）在杭州国际博览中心召开。

CIES大会以“绿色、数智、融合、创新”为主题，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续发展政策机制、资本市场、国际市场、成本疏导、智能化系统集成技术、供应链体系、商业模式、技术标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和规模化工程应用。

在3月24日上午的液流电池专场专场中，中国科学院大连化学物理研究所首席研究员张华民作了题为《双碳目标下的液流电池储能技术》的主旨演讲。

以下内容根据大会发言整理提炼，仅供参考。 

张华民

尊敬的各位嘉宾：

大家上午好，很高兴和大家分享一下“双碳”目标下的液流电池储能技术。

今天我主要想这4个方面的内容：

1.我国能源革命和“双碳目标”愿景

实现国家“双碳”目标的主要途径之一就是构建以“新能源+储能”为主体的新型电力系统。去年李强总理的政府工作报告中又提到，建立新型能源体系。因为风能、太阳能发电是典型的间歇性能源，而电力系统供电要求高稳定性、高安全性，因此大规模储能技术是实现可再生能源普及应用的主要途径。

这张图是国家风能、太阳能发电的规划，去年规划累计装机超过了13亿kW，到2030年将达到27亿kW，2060年将达到60亿kW，这些规划数字可能还要超。也就是说我们国家的风能、太阳能发电在电力系统占的份额要超过60%。

因此，国际长时理事会提出长时储能是实现能源转型的有效途径，长时储能是实现风能、太阳能普及应用成本最低的灵活性解决方案。

美国有一个规划，到2035年实现100%的清洁电力，因此要求要开发长时储能技术，美国定义的长时储能是额在定功率下放电时间10小时以上，使用寿命15-20年。我们国家电网也认识到发展长时储能，构建新型电力系统是非常重要的。

2.液流电池技术的种类、特点、技术现状

液流电池有很多种，是不是每一种液流电池都行，都适合于大规模长时呢？如果产业化开发方向选错了所有投入都会打水漂。从理论上讲任何两个不同电位的电堆组合都能构成液流电池，这张图的左边这个范围，在充放电过程中就要析氢，这是科学问题，它的电位决定它要析氢。

右边那个范围，它就要析氧，能量转化效应会降低，析氢还有危险性。只有在中间这个范围内，它才是安全的液流电池，所以，并不是所有的液流电池都安全。

我们今天很多报告都是讲钒，2价、3价钒的电位在这里，4价、5价钒的电位在这里，它是在非常安全的范围内，只要控制的好，充放电过程中，就不会析氢和析氧。

像铁/铬液流电池，铁/铬是最早提出的液流电池，美国研究了好多年，日本住友电工也研究了很多年，最后不得不放弃，在国外基本上都放弃了。

为什么呢？它有很多问题，它用盐酸，盐酸的腐蚀性很强。铬的动力学反应性很差，而且要在65C°运行。液流电池运行不是24小时都运行，需要的时候才运行，在三北地区冬天零下40度，停下来以后要把电解液加热到60C°以上，那么多立方米的电解液要加热到60C°以上，功耗很大。

我们在做国家标准时液流电池的能量转化效率，电堆额定能量转化效率必须大于80%，下一步可能要达到85%，目前只有全钒液流电池能做到这一点。

锌基液流电池，我们团队研究了很多，锌铁液流电池也做过3个月的30KWh项目示范，最后以失败而告终。各种锌基液流电池，它的共性问题是额定电流密度比较低。

全钒现在国际最高水平达到520mA/cm2，我们做锌基液流电池额定电流密度达到40mA/cm2就不错了，即使是电解液便宜，10个同样大小的电堆才能等于全钒液流电池同样规模的一个电堆。

另外在电极上锌的沉积量受限，我们实验室做了20多年，可循环150毫安时每平方厘米就很不错了，如果40毫安时放电的话放不了4个小时。还有锌枝晶的生成问题，死锌的问题，即放电时沉积的锌金属脱落的问题，锌（金属）积累问题，析氢的问题，这些科学问题很难解决，这是我们研究的结果。

我个人的观点是，适合长时储能的液流电池必要条件就是正负极电解液具有相同组分的双液流电池，两边都是液体。典型经典的双液流电池，全钒液流电池正好满足这个条件。正负极都是钒，你过来一点，我过来一点，还是钒。常年累积价态有一定失衡后，在线调整一下正负极电解液失衡的价态，容量就可以恢复，钒电解液的寿命应该是半永久性的。

从技术优势上来说全钒液流电池本征安全。不析氢，不析氧，只要控制好就可以；水性电解液而且在常温常压运行；超长寿命，实验室做过1.2万次充放电循环，每天7次充放电，做了6年，能量效应衰减了5%。

所以有人就说全钒液流电池日历寿命可以达到25年。我们团队2012年做的5MW/10MWh已经运行了13年，现在还运行的非常好。

最近住友电工可以把钒液流电池的寿命做到30年，就是和风能、太阳能发电装置是同寿命。环境友好，容量可恢复、电解液可循环使用，其他材料都可以循环利用。适合中长时的储能，到目前为止我们做的示范项目有的已经达到20小时。

从产业优势上讲，我们国家全钒液流电池是全球领先的，资源不用进口，不像锂离子电池90%锂资源靠进口，全钒液流电池资源全部都可以国产化，产业链可自主可控。

钒液流电池也有它的劣势，刚才也有讲到全钒液流电池价格贵。但我认为，从全生命周期讲，全钒液流电池其实是成本最低的电化学储能电池，但它的初次投资成本是高一点。

能量效益方面，我们制定标准时，电堆的能量效率不低于80%，电堆能量效率80%，下一步可能要提高到85%，因为技术的进步了,市场认知度现在逐渐的提高，特别是强配储结束之后对全钒液流电池是个利好。

还有一个问题是产业链不成熟，规模比较小，最近这几年发展很快。

再就是人才储备不足，很多人都跟我要人，确实现在这方面人才是不足。还有商业模式有待创新。

液流电池降本的主要途径，从电池材料讲要创新，电堆结构设计要创新、电解液利用率要提高；从电堆结构来说要开发高功率密度、高能量密度的电解液，要提高电解液的利用率。

另外，如果做得不好的话，它有电解液渗漏的问题，现在融科储能基本解决了这个问题，就是密封性的问题。

还有商业模式创新的问题，因为钒电解液不是一个消耗品，我认为它是一个金融产品，可以循环用。一个立方米的电解液160多公斤五氧化二钒，它的价值不会降低,我们考虑电解液的残值不低于70%。

电池关键材料，电解液高稳定性、高纯度、高反应活性、高浓度。这个做出来很容易，好用难，用上两年之后好和不好再下结论。离子交换膜和传导膜，目前用的是两种：全氟离子交换膜和复合离子传导膜。

高导电性、高热稳定性、高选择性、高尺寸稳定性，将来要发展复合离子交换膜。还有双极板，双极板是碳板，这些材料国内都能解决，我们国家的钒是全球储量最高的。

和氢燃料电池相似，钒液流电池中也存在活化极化、欧姆极化和浓差极化这三种极化，降低成本就要要保证在能量转换效率不低于80%的条件下、降低极化，提高额定电流密度降低极化确实是非常大的问题，现在也逐渐得到解决。在钒液流电池电堆中，欧姆极化占很大的比例。

钒液流电池的额定电流密度，目前国家标准是能量效率不低于80%时的电流密度。2012年，我们能够做到的是80mA/cm2，2024年基本上能达到200mA/ cm2，有些领军企业储备技术已经达到260mA/cm2。

额定电流密度提高1倍，电堆材料下降一半，即电池成本下降一半，就是电池系统的成本。这是今天的水平是200mA/cm2，明天什么时候能达到300mA/cm2以上，什么时候能达到400mA/cm2呢？未来如果能达到500mA/cm2，现在住友电工已经能达到500mA/cm2，电池成本就非常低了，钒液流电池的成本主要就是电解液成本了。

按照电堆的实际情况，我做了一个计算，电流密度提高1倍，材料成本正好降低一半。现在电流密度约200 mA/cm2时每个MW的电堆需要2330平方米的双极板，如果达到500mA/cm2的话只需要400多平方米就够了，成本大幅度下降，其他材料都是这样的下降。

这是2000年，在我退休之前，我们团队做了2kW的电堆，发现在恒功率充放电时，额定电流密度可以达到345mA/cm2，所以我和融科说要把钒产业化应用电堆的额定电流密度提高到300mA/cm2，最近住友电工达到了520mA/cm2。理论上储存1KWh的电需要5.6kg五氧化二钒，电解液利用率不一样，所需要的五氧化二钒价格/数量也完全不一样。

钒电解液具有金融特性，关于电解液的租赁，融科储能公司做了很多尝试，一是和海螺的项目，就是采用电解液租赁的办法。最近中标的攀枝花100MW/500MWh项目也是要采用第三方电解液租赁的办法来实现，电池系统成本就很便宜了。美国Largo公司是全球钒产能比较大的公司，它最近也介入了电解液租赁这方面的业务。

日本住友电工最近发布了电池寿命提高到30年，功率提高30%，而且今年开始的订单就用这种新的技术，寿命延长，他们整个对材料和检修技术大幅度提高了。输出功率提高了30%，因为它以前的额定电流密度400mA/cm2，最近报道的是520mA/cm2，正好提高30%。能量密度提高是电解液的浓度提高了，所以整体上它的经济效益大幅度提高了。

3.生命周期的经济性分析

全钒液流电池一个特点，储能时间越长，系统分配到每个KWh上系统成本分担的就越少。即同样的技术，随着储能时长增加单位千瓦时的价格就大幅下降。4小时的储能，最近融科储能中标的的100MW/400MWh项目，即4小时的储能报价是2300元/kWh，同样的10小时的话只要1700元/kWh就行了。

从生命周期讲，全钒液流电池价格不贵，如果是4小时储能现在报价2300元/kWh，电解液占56.5%，电解液半永久性使用，所以25年电池系统报废以后，电解液的价值还在，我按照70%的残值来算。

还有很多有色金属，铜、铁、铝、钢，这些按照每个KW300元的残值来算，还有985元的残值。实际上运行20多年，实际价格是1315。锂电池初次投资500元就行，但锂电池要运行25年最少换3次，甚至4次，人员成本、各种成本和电池无害化处理的成本加起来就很高了。钒液流电池10小时储能系统，电解液占初期投资成本的76.5%，主要是电解液的成本。

20小时储能1500元/kWh的初次投资成本，电解液占接近87%。实际上去掉残值以后，实际投资是575元，实际成本或价格跟锂电池差不多，但锂电池的寿命只有5～8年。

如果是电流密度达到500mA/cm2，同样是10小时储能，初次投资成本下降了很多，主要是电解液成本。10小时储能，电解液成本占87%。去掉残值以后，运行25年或者30年，实际成本是560元/KWh，生命周期价格就是这样。

锂电池30年最少得换4次。从生命周期讲，我认为全钒液流电池是经济性最好的长时储能技术。现在钒电解液的价格是1200～1300元/kWh,因为现在五氧化二钒价格7万多/吨，是很友好的价格了，没有创新性的突破，我认为五氧化二钒价格很难再降下去了，也就是电解液成本货价格很难在明显下降。

4.全钒液流电池的市场展望

国际长时储能理事会认为，到2030年市场8小时储能在功率上占到30%，容量上占到50%。我国去年一年投运的钒液流电池总共400多MW，，以前在整个电化学储能当中只占到0.4%，去年可能占到2%左右。将来如果长时储能占到30%，全钒液流电池占1/3的话，市场规模是很大的。

国家工信部、国家能源局都开始重视液流电池在长时储能中的应用，北京市也有发布加快液流电池技术的开发。包括四川、天津、山东，都要强调部署长时储能，部署钒液流电池，因此市场前景还是比较好的。

美国能源部对11种储能技术，包括电化学、机械、热储能，11种技术进行了评估，能达到度电成本5美分以下的长时储能技术只有3种：液流电池、抽水蓄能、压缩空气储能。

美国加州2024年7月份要招标两个GW的长时储能，一个GW的储能时长大于12小时，一个GW的储能时长大于36小时。而且专门强调采用锂电池和抽水储能以外的其他新型储能电池技术，以帮助政府实现脱碳且实现度电成本5美分的目标。

世界上其他国家也在大力发展液流电池，韩国也是这样。最近两会期间，中央电视台对融科储能做了大幅篇的报道，是全球最大的智能制造基地。 

谢谢大家！