全钒液流电池商业化面临三大瓶颈

先进大容量储能技术特指应用在电力系统中、容量在千瓦级以上、综合性能优越的储能技术。作为解决可再生能源大规模接入、传统电力系统削峰填谷、分布式区域能源系统负荷平衡的关键支撑技术，大容量储能技术已成为世界未来能源技术创新的制高点。抽水蓄能、锂离子电池、铅蓄电池等目前主流的储能技术越来越难以满足快速发展的大容量储能需求，全钒液流电池由于具有安全环保、寿命长、规模大、效率高、选址自由等特点，成为大容量高效储能技术的首选之一。全钒液流电池技术应用价值日益受到重视，我国全钒液流电池技术与应用国际领先，有望成为大容量储能领域明日之星。

大规模储能后起之秀

我国全钒液流电池技术完备，产业发展全球领先。我国拥有全球领先的全钒液流电池技术服务企业，已形成了包括液流电池批量生产、模块设计制造、系统集成控制在内的全产业链全钒液流电池自主知识产权体系。我国已投运全钒液流电池储能项目累计规模仅次于锂离子电池、铅蓄电池两种传统的电化学储能技术，约占全国电化学储能规模的4%，占全球全钒液流电池储能规模的17.8%。我国也是全钒液流电池最大生产国，钒电解液国际市场占有率达90%以上。

全钒液流电池优势明显，成为大容量储能领域首选技术之一。与其他储能技术相比，全钒液流电池优势明显：一是安全环保。全钒液流电池储能介质为含有钒离子的稀硫酸水溶液，不易发生爆炸和燃烧，钒电解液可反复循环利用。二是循环寿命长。电池充放电循环次数在15000次以上，使用年数在15年到20年。三是能量转换效率高，充放电特性良好。能量效率约80%，响应速度快，可深度放电，适合大电流快速充放电。四是容量大。储能容量为数百千瓦时至数百兆瓦时，尤其适合大容量固定储能场合。

示范项目初现成效，已具备大规模推广条件。据统计，全球共有40-50个钒电池项目，2013年起我国国电张北风光储输示范工程、国电龙源沈阳卧牛石风电场、辽宁风力发电有限公司黑山风电场、国电和风锦州风电场陆续配置了兆瓦级以上全钒液流电池储能示范项目，其中卧牛石风电场的全钒液流电池（5MW/10MWH）规模最大。示范项目在削峰填谷和减少弃风弃光上发挥了重要作用。

商业化面临三大瓶颈

一是成本尚待进一步突破，市场尚待进一步打开。尽管我国全钒液流电池成本低于国际水平，但与铅蓄、锂离子电池相比依然处于较高水平，全钒液流电池初始投资达到3000-4000元/kWh,10000-15000元/kW，导致近两年全钒液流电池市场占比有所下降。

二是标准体系不够健全，标准建设刚刚起步。全钒液流电池储能作为新兴产业，国内外相关标准制定均处于积极探索阶段，我国作为具有国际领先水平的全钒液流电池技术持有国，仅出台了全钒液流电池术语、安全方面的国家标准。

三是商业模式亟待创新，补贴政策尚未建立。目前储能运行主要采用“投资+运营”模式，使得投资压力大、风险高，投资项目集中在发电侧和用户侧，发电侧主要依靠限电时段的弃电量存储、用户侧依靠峰谷价差实现套利和电费管理，但均存在定价、补偿机制不完善等问题。

从三方面着手推进

一是降低电池成本，推动技术产业化。开发低成本技术，建立全钒液流电池低成本技术研发基地，开发全钒液流电池离子传导膜、电解液等低成本技术；推动规模化量产，制定全钒液流电池产业化发展路线图，优先在河北、四川等钒资源大省布局全钒液流电池，以规模效应促进设备单位投资成本下降，力争到2020年，全钒液流电池成本下降到2500元/kWh；扩大应用领域，开展全钒液流电池在微电网、智能电网、替代柴油机组、海岛供电、新城市能源布局、充电站建设、工业园区多能互补等领域的试点示范，积累成功经验，通过扩大下游应用推动上游生产。

二是健全标准体系，积极参与国际标准制定。研究制定《中国液流电池技术行业标准》，以全钒液流电池应用流程为主线，划分为规划设计、设备及试验、安装调试、运行维护、回收利用等各个环节，规范电解液、离子膜等关键部件技术条件；国内领先企业应积极参与国际液流电池技术行业标准的制定工作，在国际标准中争取更多话语权的同时，争取将我国技术纳入国际标准。

三是探索建立补贴政策，培育可持续的商业模式。短期内，国家应建立示范电价(度电补贴)、建设补贴（千瓦补贴），优先并网接入及全额收购电力等补贴政策，支持储能产业当前发展。长期看，建立体现储能商业价值的电价或补偿机制，建议国家相关部门将储能发展纳入电力体制改革中，研究制定储能电价、调峰价格、调频价格、辅助服务等定价机制，建立储能项目在提高跟踪计划出力、改善电力输出质量以及环境效益等方面的补偿机制，通过经济杠杆手段，推动储能建设和发展。商业模式方面，推动合同能源管理、融资租赁等金融手段进行交易管理，推动BOT、BOO、BOOT、BLT、PPP等方式，引入多样化资本，推动储能项目的获取与实施。