中国铁合金网：金属钒，拥有丰富的化合价态，是组成液流电池电解液的理想元素。除了钢铁市场，钒元素正在激活另一个增量市场——全钒液流电池，一种距离商业化最近的液流电池技术路线，正在成为电化学储能大家族中的“时髦新秀”。

当前，钒制品龙头正在与下游电池商进行深度绑定。

10月13日，中核钛白（002145.SZ）公告投资5.1亿元设立会理钒能子公司。今年7月，该公司还与伟力得签订了有关全钒液流电池全产业链的战略合作协议，开展全面深度合作。

10月11日，全球钒制品龙头钒钛股份（000629.SZ）公告，与下游液流电池商大连融科成立合资公司，双方的深度绑定再下一城。双方约定，2022年内在攀枝花市建设电解液产线，实现产能2000立方米/年；在2023至2024年，根据钒电池储能市场增长情况，协商投资建设产能60000立方米/年钒电解液。

值得一提的是，公告还指出，成立合资公司后，双方还将探索研究钒电解液定价机制和创新商业模式，推动钒电池储能商业化进程。

在目前的全球储能装机规模中，抽水蓄能占近九成，而电化学储能的市场规模在快速增长。就技术路线而言，电化学储能主要包括各种二次电池，铅酸/铅碳电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池等。而锂电池仍是主流，占约九成。不过，仅1%的液流电池也出现了走向更大空间的市场机遇。

上下游深度绑定

相较于国内资源储量占比仅7%的锂资源，中国是钒的储量大国和最大生产国，钒资源和钒矿储量均位于全球第一。

过去，由于液流电池存在较高的技术比例和成本经济性不高等原因阻碍了钒电池产业的成长，而长时储能时代的到来也为液流电池的市场规模打开了想象空间。

 “全钒电池因为本征安全、循环寿命长、绿色可循环，所以是一个理想的长时储能技术。目前，全钒电池的产业链正在快速成型、成本在快速下降。除上游钒资源的垂直整合没有完成外，产业链中已基本没有制约发展的瓶颈因素。”北京普能世纪科技有限公司总裁兼首席技术官黄绵延告诉21世纪经济报道记者。

中国科学院金属研究所研究员、博士生导师严川伟在9月28日的一场钒电池发展论坛上发表演讲时也指出，钒电池技术与成本已接近满足商业发展要求，并已形成了比较完整的基本产业链；钒资源足够丰富，足够发展钒电池储能产业。

不过，严川伟也指出，当前国内钒市场特点是仍是“钢铁的江湖”，即钢铁副产钒占85%，而90%以上的钒又用回到钢铁行业。但现钒市场与钒电池产业不兼容，这也是难有效支撑产业启动和发展、产业链最薄弱或制约的环节。因此，根本解决途径是拓展钒源途径，最终形成容纳钒电池储能的大市场。

国泰君安分析师庞钧文指出，由于五氧化二钒本身是从钒渣、石煤中提取的，如果将电解液的工艺起点直接从钒渣、石煤等原材料开始，跳过五氧化二钒环节，那么就能缩短整个制造流程，从而大幅降低电解液成本。而这要求企业具有相当大的产能规模，并且对上游具有相当强的掌控力。

全球最大的钒制品生产商和领先的液流电池生产商的强强联手，只是揭开了上游矿资源加速整合如钒电池产业链的冰山一角。21世纪经济报道记者注意到，当前，化工钒制品龙头正在陆续建立钒电解液产线，并与产业链下游的电池商进行深度绑定，形成全产业链生态。

河钢股份（000709.SZ）的钒产品年产能2.2万吨，在国内仅次于钒钛股份。8月2日，该公司在投资者问答平台表示，公司拥有生产钒电解液用高纯氧化钒、全钒液流电池电解液的技术，并已建成1000吨/年高纯钒产线、1000吨/年钒电解液产线。河钢股份正与北京普能洽谈成立合资公司。

9月8日，攀钢钒钛正式更名为钒钛股份，意在重申钒、钛是公司战略重点发展业务。前一日，其还启动了22.8亿元的定增预案，用于产业类、四化类、研发类项目及补充流动资金。其中，钒电池电解液产业化制备及应用研发项目预计投入5500万元。该公司还指出，希望打破全钒液流电池储能技术的瓶颈，推进电化学储能技术的革新。

8月31日，永泰能源（600157.SH）公告，与关联方海德股份（000567.SZ）共同投资设立并控股德泰储能，进而迅速获得了优质钒矿的股权。

商业化迎曙光

随着产业链的逐步完善，钒电池商业化也迎来曙光。研究机构伊维经济研究院（EVTank）发布的《中国钒电池行业发展白皮书（2022年）》预计，2025年国内钒电池新增规模将达2.3GW，2030年新增量将达4.5GW，届时钒电池储能项目累计装机量将达24GW，当年新增市场规模将达405亿元。

2022年2月，国家发改委和国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，将百兆瓦级液流电池技术纳入“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。

9月29日，我国百兆瓦级大连液流电池储能调峰电站进入并网调试最后阶段。该电站是迄今为止全球功率最大、容量最大的液流电池储能调峰电站，预计10月中旬正式投入使用。

同时，钒电池产业“GWh时代”揭开序幕。9月20日，国内首个GWh级全钒液流储能电站开工。同月，全钒液流电池储能系统也迎来首个GWh级别集采。

而商业化破晓前，下一个问题是成本和收益。

从全钒液流的电池的成本构成来看，主要包括电解液、电堆、电控系统三大部分，随着充放电时长的增加，钒电池储能系统的电解液成本占比提升。

“目前全钒液流电池最大的缺点为初装成本较高，但行业仍处于发展初期，后期降本空间仍较大。”光大证券研究员王招华认为，降本空间主要体现在电解液和电堆这两个成本占比较高的部分，电解液方面可通过提高效率和租赁等方式降本，电堆方面可通过借由设计的优化和自主可控的国产材料进行降本。

“与锂电池不同，液流电池的电解液与电堆是相分离的，功率由电堆的规格和数量决定，容量由电解液的浓度和储量决定。通过增加电解液的容量，即可做到容量的扩充，因此在大规模装机规模上依然是安全的。”有业内人士向21世纪经济报道记者指出，随着储能时长的增加，单千瓦时的投资成本可以分摊下降，进而全生命周期成本的经济性得以体现。

电化学储能中液流电池的展露头角也意味，根据不同的应用场景，其可以与锂电、钠电等其他成熟的技术路线形成互补关系。

从细分市场来看，黄绵延认为，总体来说全钒液流电池有两个市场非常适合，一是大型可再生能源并网；二是电网侧的调峰电站。在他看来，“全钒液流电池是适合未来长时储能做调峰电站的技术。同时，液流电池也非常适合用作为抽水蓄能的补充，我们一直以来也是这么定义未来市场的。”

来源：21世纪经济报道

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