据能源圈了解到，8月24-26日，由深圳市发展和改革委员会指导，中国化学与物理电源行业协会与南方科技大学碳中和能源研究院联合主办，100余家机构共同支持的碳中和能源高峰论坛暨第三届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛在深圳召开。此次大会主题是“开拓新质生产力，推动储能产业高质量发展”。

大会主办方邀请6位院士及100位行业专家分别从新型储能系统集成解决方案、长时储能技术及应用、虚拟电厂、工商业储能专场、新型储能电池、新型储能与电力市场、智能微电网、储能标准宣贯、新型储能技术青年科学家论坛等12个专场进行充分讨论交流。

来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的500余家产业链企业，1012位嘉宾参加了本届大会，其中21家企业展示了储能产品解决方案，在线观众超过4万余人观看了开幕盛况。

本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会和能源圈、数字储能网联合承办，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持！

8月25日上午，中国科学院金属研究所研究员 / 辽宁科京新材料有限公司首席科学家严川伟受邀在“新型储能电池专场”分享主题报告，报告题目《长时储能与全钒液流电池产业发展》。

严川伟：谢谢组委会的邀请，今天跟大家分享长时储能以及全钒液流电池的发展。

三个方面：首先是储能需求与赛道，国家能源战略的最底层的逻辑在于能源安全，当前我们国家能源对外的依存达到70%，对狭窄的马六甲水道的依赖达到70%。对我们这样一个巨大体量及能源需求的国家来说，这是绝对不可接受的。至于气侯变化因素，是合理的规则要求与义务，最本质的东西就是能源安全。

“3060”国家战略，本质就是构建基于可再生能源的新型电力系统，在于从根本上解决能源安全问题，不是能不能做的事情，而是必须做。基于可再生能源，由于它的不稳定性、不连续性必须储能，而所谓长时储能至少应该能够平衡日内需求的储能，至少应该在10小时左右。我觉得美国能源部的定义是比较合乎逻辑的，一般三四个小时就算长时储能，那仅仅是在目前，我们在推动的起始阶段做一些探索性、尝试性的工作可以，但未来真正的需求，真正能够支撑国家的能源安全逻辑方面，必须是更长时间的长时储能。

储能发展的现实情况是滞后于国家战略，在新型电力系统构建的第一阶段（当前到2030年），我们的储能技术是无法支撑的，真正现实可用的成熟技术就是抽水蓄能，在数和量上都满足不了，而且还有建设进度或周期问题。因此，这也是新型储能产业发展的一个机遇期、窗口期，十分紧迫，需要快速的立起来，并做强做大。

电化学储能作为新型储能的一类，这几年获得了比较大的发展，但是给社会的印象或者事实上的“配而不用”现象严重。当然原因有很多：一个是需求刚性还没有达到，新能源占比现在刚刚达到20%，刚需不够；二是市场机制，成本传递不明确，不能赚钱；三是可靠问题，技术不够成熟可靠；四是寿命问题；五是安全问题，对使用者制造者来讲都有这样的焦虑。后两者问题更主要的是路线问题，就是所选用的技术路线（不适当）。这里我们不是说谁对谁错，因为之前是没有什么选择的，但是之后我们应该认识到这个问题，把工作做得更具体、更细致。

不同的储能技术适合不同的应用，因为它有不同的寿命、时长、适合规模，对于规模比较大的，尤其是长时储能，要足够安全，安全是第一位的，是前提。截止到目前，全球5000多座上规模的电化学储能电站，它的发生问题的概率，就是起火爆炸的概率是1.5%（如果加上国内的“配而不用”因素，恐怕这个数会更大），这个显然对于大型储能应用是不可接受的。我们的观点是：对于大型储能，本征安全是必要的，是系统安全的前提。因为如果技术本身就安全（本征安全），那对于构建系统的安全就是一个保证。

大规模长时储能的市场特点是什么？要求又是什么样呢？基于前面的一些讨论：一个是市场规模比较大，这根本不用解释；二是成本比较低，储能原来在电力系统中是不存在的，是一个新事物，原来是发、输、配，现在把储加上，对于终端用户来讲，电价不应该有明显的提升，这样就决定了这个储不可能贵。所以，大规模的长时储能要求就显而易见：一个是安全；二是技术要适合；三是经济性，即完全可以市场化运行（当然经济性包含资源、环保等等影响因素在内）。

适合长时储能赛道的技术包括抽水蓄能、压缩空气、全钒液流电池为代表的液流电池等（这里大致列了主要的几种，当然不是也不可能是全部）。全钒液流电池至少在建设周期、容量与功率的解耦（相互独立）、选址灵活性等方面具有独特的特点或者优势，也因此构成了它的所谓不可替代性。

从经济性角度，全钒液流电池事实上具有很好的经济性潜力，满足大规模长时储能必须便宜低成本的要求。当然，它现在没有走到成熟的产业化阶段，尚未很好释放其潜力，未来它一定会很便宜，因为基于功率、容量、储能时长各维度的发展，它的建设成本优势是惊人的，当然从全生命角度来讲肯定也会非常低，优势毋庸置疑。

现在我们再看钒电池技术的产业链，准确定义应为：趋于成熟，用这四个字可以准确地描述当前的发展状态。从影响产业发展方面角度理解，首先是可以实现稳定工作，出问题的概率比较低了；其次，成本已经到能够进行商业化操作了，可以实现良性的、可持续的产业工作推进。

从技术发展演进来讲，至少从这十多年来看，可以分为这么几个阶段：从2012年到2023年，叫蜇伏探索阶段，产业相关操作或活动的规模很小，每年用到的核心材料钒非常少，甚至不足100吨。最近几年在逐渐上升，但是规模也在千吨级。在当前叫产业初期或者示范验证期，这个期间应该是一个谨慎发展、显著增长的阶段，用钒每年都会超过一两万吨、两三万吨的规模，每年是可见的增长，大致是倍增这样的速度，今年装机会在五六百MW，明年可能会过GW。之后，如果没有不可抗力的颠覆或行业太不争气的话，就会走上真正产业化发展的阶段了，进入快速发展期。

产业链基本形成，或者说形成了一个基本的产业链，上游和中游是容量（电解液相关）和功率（电堆相关），下游是应用，共这么三个板块。

第一个板块是电解液，电解液需要钒的原料，最后变成钒的产品，再做成电解液，这是传统的做法，多年以来一直这么做，工艺很成熟、很可靠。最近这两年发展了短流程，就是由浸出液短接过来，不经过钒产品，直接到电解液。

就供给情况而言，在一到两年内，电解液供应还是比较紧张的，因为真正能够提供大批量产品（可供货千立方米/年吨的厂家只有两三家）。听说有些投资电解液或钒资源的投资者或者有些想参与的人多数在观望，我想这是不应该的，因为电解液的生产能力建设还是需要比较长时间，如果你没有基础的话，目标产能规模规模又比较大的话，仅仅电解液的建设周期会达到一年左右的时间。如果建得比较小那是另当别论，我说的是真正对产业起非常大作用的万立方米/年级的生产条件的建设。

电堆是反映钒电池技术能力最核心的部件，当前要求是产品可靠，真正能用。面向未来则需要大幅度提高功率密度，这样可以大幅度降低成本。至少在当前，有一些企业的产品可以满足当前产业发展的需要；另外，需要指出的是电堆技术处于发展的转折阶段（或是快速技术迭代阶段）。

功率单元有三种关键材料，第一种是膜，对于全钒液流电池来讲，膜材料有两类：一类是筛分膜，一类是离子膜。真正能够在可见的未来支撑产业发展的，是离子交换膜，而且就是全氟磺酸质子交换膜。

作为膜的原料--树脂的制造难度更高，以至于杜邦公司垄断了几十年，长期享有超额利润。膜产品现在生产厂家比较多，可以满足产业发展的需要。从供给情况看，原材料比较充分，并且也实现了国产化，膜产品供应比较平稳。

关键材料中第二个是双极板，其可分多种类型，例如，天然石墨的，导电性比较好，但是加工效率比较差（导致成本相对较高）；再如复合双极板，其导电性偏弱，但生产效率加工效率比较高。有些生产商是近期由原来氢能领域转换过来的，有很好的技术基础和生产制造经验。总体而言，当前双极板产品级产能基本上可以满足市场需要，

关键材料之三就是电极，通俗来说，主要就是聚丙烯腈石墨毡，当然还有其他多孔碳材料类型。若果说有瓶颈的话，则是前端的预氧化丝的制造，目前国内正在解决生产制造能力问题，并已经实现了突破，在最近这一两年内，整个全产业链将能全部打通，不会影响整个产业的发展，但是我们需要密切关注相关国产化的进程。

应用板块，是非常核心和非常关键的部分，整个产业化的归宿所在及核心所在。如果从另外一个角度来讲，我们电池储能实际上是做两件事：一件是把电池做好，一个是把电池用好，整个应用是把电池用好，好的电池怎么用好非常重要，非常关键。所以这是当前的核心，也是可能会被很多人忽视或者把这个事看得简单的方面，以为这个事很好做，实际上远远不是这样。做比较小的系统没有问题，真正满足大的支撑新能源发展，大规模电站绝对是一个问题，面临重大的考验。

第三部分是产业挑战与策略。首先我们需要对基于技术的发展有认知，全钒液流电池是电化学电池系统，它由单电池堆再构成模块，再构成系统，影响因素非常多，它跟其他的大型物理储能，像压缩空气，一个单机可以做到几百兆瓦不同，我们是一个个单电池叠起来的，再把堆构成系统，影响因素比较多。当然其他电池也是这样，但他们大多已经走过了很长的路，而这个电池才刚刚起步。另外液流电池是液相传质为基础的电化学系统，又叠加了流场、电场等因素，影响变量就更多更复杂。还有缺乏专业的制造基础及经验，所以需要充分的工程化、产业化的验证，也就是刚才说到的那个，我们现在整个产业处于这样一个产业化验证的阶段，或者产业化的初期，需要更多的实际应用的大型系统落地，来暴露问题，解决问题，不可能一下子非常大规模的全部铺开，没到那个阶段。

钒资源的市场特点，截至目前这个市场与储能产业不兼容，因为钒是作为钢铁冶金副产物为主来生产的，而且钒的产品，绝大多数（不低于90%）的钒又用到钢铁冶金上面去。这两种用途非常不一样，钒在钢铁的应用是作为核心元素添加的，加入0.2%、0.3%足够了，一般不超过0.5%，用了这么小比例的钒，钒的价格波动，对这个行业没有太大影响，即价格不敏感。对于全钒液流电池，钒在储能系统当中占的价值比例非常高（超过了50%），所以价格的波动对它影响非常大，甚至是致命性的，即对钒价格敏感。

另外由于它是作为钢铁冶金的副产物，就受到钢铁产能的绑定影响，能不能供应足够的钒，取决于钢铁产能情况。所以它是一个价格波动影响比较大，还有供应量受钢铁产能绑定的问题。

针对这些问题，最近这几年行业做了相应的努力，一方面是基于传统市场的特点，释放了钒的产能和生产能力，还有是一种自然释放，因为钢铁需求的下降，导致了钒资源的下降，这样就有更多的钒用于储能产业，每年大约3000吨左右释放出来。另外是主观的，之前有些钒钛磁铁矿资源是作为普遍铁矿使用的，现在已经多数实现了“应提尽提”的条件改造，每年钒的产能提高了约3万吨左右。

多钒源直接提钒，一个是石煤资源，每年产量1.1-1.4万吨，但面临成本的问题；还有磁铁矿直接提钒，无论利用国内还是国外资源，每年都有很大的潜力。再有就是二次钒，就是含钒固体废弃物，国内有万吨级的潜力有待于开发和释放。

全钒液流电池的钒用在储能上还有一个特点，就是它的金融属性，即钒不消耗、不消散，可以保值增值，如果采用融资租赁的方式，可以降低建设成本。无论怎么说，这个行业面临的任务，一个是提高可靠性，提高系统可靠性；第二方面是降低成本，降低成本一个是功率方面，还有容量堆和电解液。

电堆的发展及其创新支撑，从功率密度来讲，电堆一开始都是在几十个毫安每平方厘米的电流密度，发展很快。现在到了第二个阶段，我们要注意到里面的控制因素，最开始的控制因素主要是电阻，现在是电阻+传质，再往下走这些因素还会再增加，电阻+传质+活化，所以在材料方面要有相应的支撑。

页岩钒资源的利用对于我们这个行业的发展至关重要，一些关键问题的解决对它的影响还是非常重大的。加工及其产品的成本之所以高，是因为它的含钒量很少，而且现在没有很有效手段进行富集，这样就直接用原矿进行冶炼，这样势必消耗过于大量的原材料、辅料、能源，导致成本高，如果能找到相应的有效富集办法，将对整个行业是巨大的利好，希望有志之士在这方面能多做工作。

总结与展望：作为长时储能技术，全钒液流电池具有优势和不可替代；现在处于产业化前期，当前装机规模是GW级；行业自身主要任务在于：提高产品可靠性、降低成本。

谢谢！