大连融科储能公司全钒液流电池技术
评推日期：Sat Apr 23 21:09:02 CST 2016
2016年4月23日，北京国际能源专家俱乐部利用新推出的清洁能源技术评估与推广（TAD）平台，对“全钒液流电池储能技术”进行了全面评估。会上，大连融科储能技术发展有限公司总工程师兼副总经理张华民对全钒液流电池储能技术的原理特点、应用范围以及中科院大连化物所-大连融科储能技术公司研发该项技术的，历史作了详细介绍。 国网辽宁电力有限公司副总经理王芝茗先生介绍了辽宁电网应用全钒液流电池储能系统提高风电并网运行的示范工程结果。
随后，国家电网公司总工程师张启平，美国能源部电网储能项目顾问、西北太平洋国家实验室电网储能前首席科学家杨振国，中国电力科学研究院电工与新材料研究所所长来小康，南京自动化公司总经理、华电科学研究院原院长应光伟，中国可再生能源产业协会秘书长李俊峰，亚洲开发银行能源技术总顾问翟永平共6位专家就全钒液流电池储能技术及其电力系统应用和配套体系、相关政策与监管环境、国内外市场的应用前景做了点评，并与参会人员进行了问答互动。
整个活动持续了4个多小时。最后石定寰副主席和陈新华总裁对清洁技术与推广平台的首场活动作了总结，张华民副总经理就各位评估专家所提出的意见和建议做了回应。
在本次活动的基础上，清洁技术与推广平台秘书处将对“全钒液流电池储能技术”从技术吸引力、市场潜力、政策环境、健康安全环境四个维度进行量化评估，对该技术的发展前景和主要风险作出客观分析，并针对政府政策、相关行业、技术企业以及终端用户提出具体建议。
大连融科储能全钒液流电池技术介绍报告
北京国际能源专家俱乐部
免责申明：本报告是北京国际能源专家俱乐部秘书处根据自己掌握的信息和大连融科储能技术有限公司提供的材料，再结合2016年4月23日清洁能源技术评估与推广会议讨论的结果而撰写。对于任何商业机构或个人依据本报告的结论性意见所作出的投资或其他商业决定可能导致的任何风险、损失、损害、成本支出、索赔或其他权利主张，北京国际能源专家俱乐部不承担任何法律责任。
储能技术改变电力行业即发即用、实时平衡的传统模式，是能源系统从化石能源向可再生能源过渡的重要技术，被认为是决定未来经济的12大颠覆技术之一。
储能技术的应用包括移动终端电源（手机、电脑）、汽车动力电池和电力系统储能。在电力系统，储能技术贯穿发、输、配、用各环节。大规模储能可以起到平抑可再生能源波动，给电力系统提供调频、调峰、旋转备用、黑启动等辅助服务，改善供电质量，提高电网/微网/末端电网供电能力，配备应急备用电源，加强需求响应等作用。
储能技术市场前景广阔。著名国际咨询机构麦肯锡预计，2025年储能技术对全球经济价值贡献将超过1万亿美元。国际咨询机构Piper Jaffrey 和 Boston Consulting 预测2020年全球储能技术的市场容量在4000-6000亿美元左右。国际权威咨询机构Pike Research 预测液流电池在2021年电力储能的市场份额中会占到三分之一。
2016年4月23日，北京国际能源专家俱乐部推出“清洁能源技术评估与推广平台（简称TAD）”，首选大连融科储能技术有限公司（以下简称“融科储能”）的全钒液流电池储能技术进行评估与推广。
本文就该技术的性能属性、应用领域和实际案例作一简单介绍。
一、储能技术介绍
储能技术种类繁多，机械类包括抽水蓄能（Pumped Hydro Storage）、压缩空气储能（CAES）、飞轮储能（Flywheels）等；电气类包括超级电容（SuperCapacitors）和超导磁储能（SMES）；电化学类包括铅酸电池（Lead-Acid）、锂离子电池（Lithium-Ion）、钠硫电池（NaS）、液流电池（Flow Battery）；化学类包括合成天然气（SyntheticNatural Gas，SNG）等。
如图1所示，各种储能技术性能各异，目前没有一种电池可以满足所有的储能需求。面向电力应用的大规模储能技术集中在图1右侧三角区域内，包括抽水蓄能、铅酸电池、锂电池、液流电池。国际权威咨询机构PikeResearch关于2011-2021年全球主流储能技术市场预测储能市场在2014和2017年会有明显增长，主要拉动力分别为可再生能源储能需求和智能电网储能需求，全钒液流电池将占据整个电力储能市场1/3的份额（来源：Pike Research. 2011-07. EnergyStorage on the Grid）。
图1储能技术种类及在电力系统的适用规模
来源：Rastler,D.; EPRI: Alto, P., 2010，融科储能
储能规模和成本上来讲，液流电池比较适合大规模储能，特别是大容量储能，单位成本处于中游，如图2红色五角星所示。
图2电力系统对储能技术需求及对应技术
来源：融科储能
一、大连融科储能技术发展有限公司介绍
大连融科储能技术发展有限公司（www.rongkepower.com）成立于2008年，现有员工168人，是全球领先的全钒液流电池储能方案服务商，也是全球具备全钒液流电池全产业链技术服务能力的企业之一。该公司以中国科学院大连化学物理研究所为核心研发团队，自2000年开始液流电池技术的研究，于2010年建立了技术产业化平台，成功实施了多项商业化应用示范项目，在全钒液流电池的核心技术领域拥有完整的自主知识产权。
融科储能提供的服务涵盖全钒液流电池关键材料、电堆、电池模块、KW至百MW级电池储能系统的供应，以及客户定制储能解决方案。融科储能现有年生产能力50MW，2016年底其储能装备产业化基地投产后，年生产能力将扩大到300MW。产品已出口美、欧、日等发达国家，市场占有率居全球第一，尤其是钒电解液国际市场占有率达90%。
截至2015年底，融科储能全钒液流电池储能系统装机总量达到12.5MW，在建项目1.2MW。融科储能目前正在实施的、由大连市政府支持的200MW/800MWh的全钒液流电池储能项目，已被国家能源局批准作为国家储能示范项目。仅这一个项目的装机容量就相当于全球目前各类电池储能累计装机总容量的20%[1]。融科储能的钒电池技术获得了多项奖励，包括2014年中科院杰出成就奖、2015年国家技术发明二等奖、中国科学院十二五20项标志性重大进展成果之一、2015中国原创技术奖等。此外，融科储能领军国内液流电池标准的制定，其中已有两项国家标准和三项行业标准颁布实施，并全面参与欧洲标准制定并成为国际电工委员会（IEC）联合工作组牵头人。
二、全钒液流电池介绍
(一)钒电池的技术原理
全钒液流电池，简称钒电池（VanadiumFlow Battery，缩写为VFB），是活性物质为循环流动液态的二次电池技术，通过钒离子的价态变化，实现化学能与电能的往复转换，从而实现电能存储与释放的一种储能技术。该技术的研发始于上世纪80年代澳大利亚新南威尔士大学，在澳大利亚、日本、美国、德国、中国等国家都有应用验证，用于风能系统蓄电、电站调峰、微电网储能等。钒电池是目前受关注也是应用比例最广的液流电池技术。
液流电池系统主要包含如下几部分：电堆单元（见图3中央和右上角），电堆是由正负电极和离子传导膜叠合而成单电池的集合体；电解液单元（见图3两侧），包括含有活性物质的电解液，及用于电解液盛装和循环的储罐、管路、阀、泵、传感器等辅助部件；控制系统，包括用于管理整个系统的电池管理系统（见图3上方）、功率变化单元等。
钒电池将不同价态的钒离子溶液作为正负极的活性物质，分别储存在电解液储罐中，用泵将储存在罐中的电解液打入电堆内，使其在不同的储液罐和半电池的闭合回路中循环流动，采用离子传导膜作为电池隔膜，电解液平行流过电极表面并发生电化学反应，通过双极板收集和传导电流，实现电解液化学能与电能的转换。
图3全钒液流电池工作原理图
来源：《中国科学报》，2014-10-28 第6版，融科储能
储能电池正极电对为VO2+/VO2+，负极电对为V2+/V3+，电极发生如下电化学反应，电池正负极标准电势差 Eθ=1.26 V。
(一)钒电池的技术优势和挑战
钒电池是适用于电力系统的固定式大容量储能系统。与其他储能技术相比，钒电池具有以下主要特点:
·安全性高，电池的储能活性物质为含有钒离子的稀硫酸水溶液，常温常压运行，经过长时间运行，即使正负极活性物质发生互混，也不会发生爆炸和燃烧。运行中，电解液在电堆和电解液储罐之间循环流动，电堆产生的热量可以有效的排出，热管理简单。单体电池间一致性好。全球安装的系统迄今为止无一发生火灾。
·循环寿命长，电池均一性好，可深度放电。由于电能储存在电解液里面而非电极上，理论上可以无限次充放电。一定时间运行后的容量衰退可以在线或离线恢复。
·生命周期的性价比高，约占整个成本30%~50%（根据储能时长不同）的电解液可循环使用。
·充放电特性良好，响应速度快，能量效率80%，可深度放电，另外钒离子的电化学可逆性高，电化学极化也小，适合大电流快速充放电，充放电切换只需0.02秒。
·功率和容量可独立设计，功率和容量分别由电堆和电解液的数量决定，使得设计更加灵活，储能容量为数百千瓦时至数百兆瓦时，输出功率为数百千瓦至数百兆瓦，尤其适合大规模储能。
·生命周期中环境友好，电解液可循环使用和再生利用，钒资源以及其他材料来源丰富，加工技术成熟，易于回收利用。该技术是钒资源综合利用的重要方向。
全钒液流电池需要继续改进和解决的问题包括:
·离子传导膜可影响正、负极电解液钒离子相互渗透率，影响液体电池的效率和寿命，且目前商业化的离子膜价格昂贵，亟需开发具有高选择性、高导电性、低成本的传导膜，实现国产化、批量化生产；
·电解液成本所占比例高，约占总成本的30%~50%，需开发低成本电解液技术；
·受钒离子溶解度的限制，能量密度偏低，大概与铅酸电池相当，体积较大，目前还不适用于动力电池。
·电池系统需要配置大量辅助部件，结构较为复杂，频繁启动停止的性能和运行可靠性有待改善。
·系统运行温度窗口相对较窄，在一定程度上影响储能系统效率。
(二)融科储能全钒电池核心技术及关键材料
融科储能作为国家能源局批准的国家能源液流储能电池技术重点实验室，立足自主创新，截至2016年3月，已累计申请国家专利140余项件，国际专利13件项，已经获得授权70余项。通过这些专利，融科储能形成了覆盖液流电池材料批量生产、模块设计制造、系统集成与控制、工程应用等领域完整的自主知识产权体系。
融科储能所拥有的核心技术包括：
·高性能电解液规模化生产技术：发明了高稳定性、高反应活性的多价态钒离子电解液稳定化技术，开发出电解液在线容量恢复技术，解决了储能系统长期运行时的容量衰减问题，实现了150 MWh/年电解液产能。近两年已对外销售100多兆瓦时的钒电解液，全球市场占有率达90%以上。
·高性能碳塑复合双极板材料的制造技术：发明了韧性好、高导电性、适用于组装大功率电堆的碳塑复合双极板的制备方法，价格是石墨双极板的1/40，报废后烧掉除了二氧化碳之外，没有其他污染物。
·高性能非氟离子传导膜设计与制造技术：突破“离子交换传导”机理的束缚，原创性提出了“离子筛分传导”机理，开发出高选择性、高导电性、低成本的非氟离子传导膜，环境友好，提高了钒电池的电池效率，申请国家发明专利50余件，国际专利6件，受到国际认可。
·标准化、模块化电池模块技术：研制出250kW、125kW、60kW、30kW系列的“ALL-IN-ONE”全集装箱式和半集装箱式电池模块产品，可单独使用，也可通过串并联满足客户对各种功率和容量储能系统的需求，安装方便并可在线远程监控。
·优异的耐久性：2007年做了加速寿命试验证实液流电池具有优异的耐久性，正常、连续运行超1678天，超过四万多小时，有效充放电循环是12420次。该试验因其他原因被拆除而终止，检测能量效率衰减只有5%，容量可通过技术手段恢复。
(三)融科储能的全钒液流电池经济性
按1MW/4MWh电池系统核算，目前全钒液流电池价格约3500～4000元/kWh。预计到2020年，随着钒电池大规模产业化生产，电池系统的成本将下降到2500元/kWh。全钒液流电池具有规模经济效应，储能容量越大，设备单位投资越低。
全钒液流电池与抽水蓄能、锂离子电池的性能比较见表1.
表1主流储能技术的特点比较和适用领域
来源：融科储能。SOC = State of Charge，也称荷电状态。
一、全钒液流电池应用领域
维持发电出力与用电负荷的实时平衡，保持电力系统频率和电压的稳定是电力系统调度工作的重要内容。这不仅要对用电负荷曲线的准确预测、对各种发电电源的预先计划安排，而且为了保证电网频率及电压的稳定，还需要电力系统进行一次调频、二次调频，甚至为优化系统效率还要进行三次调频。
近年来，在我国和其他国家（如德国），风电和太阳能光伏发电等可再生能源发电发展迅猛，并网装机容量大幅提高。这些间歇性强、波动性大的电源增加了电力系统调度运行的压力，急需要优质调频和调峰资源与之匹配，以降低电力系统安全稳定运行风险，提高电力系统运行的经济性。
大电网中储能最经济的手段仍是抽水蓄能电站。但在抽水蓄能不具备条件而对储能设施的体积和重量限制不多的情况下，大规模化学储能有一定的优势。融科储能公司500kW级全钒液流电池储能单元系统额定功率充放电转换响应时间低于90ms，5MW储能电站满功率充放电响应时间低于1秒。相比于抽水蓄能电站和常规火力发电机组，全钒液流电池具有更高的爬坡速率和调频效率。在风电等可再生能源发电高渗透率区域配备适量的蓄能电池，会起到更好的调频效果。另外，全钒液流电池储能系统的功率容量可独立设计特性使得其方便把储能容量配置达到5小时以上，从而不仅能够参与系统二次调频，同时也能够削峰填谷，优化电力系统运行经济性，参与三次调频。
另外，为了满足季节性的用电尖峰负荷(一年不超过400小时)，电力企业投入巨资，很不经济。若在用电侧大城市等负荷中心配置日平均负荷的8~10%储能系统，进行削峰填谷，可以节约大量投资，提高系统经济性。
综上所述，全钒液流电池可应用于如下领域：1）作为风电和太阳能电站的配套设施，提高电网对可再生能源发电的接纳能力，平抑出力波动，跟踪发电计划，参与系统调峰、调频，提高供电可靠性和经济运行能力；2）用电侧需求管理，削峰填谷，用户端需求侧响应，提高用电经济性和可靠性；3）微电网、分布式风光储一体化项目、智能电网领域；4）其他应用领域，如代替柴油机作为备用电源，工业园区应急备用电源，偏远地区供电、电动车充电站、通讯设备备用电源等。
总体看，在输出功率为数百千瓦至数百兆瓦，储能容量在2小时以上级的大规模化固定储能场合，全钒液流电池储能技术具有明显的优势，是大规模高效储能技术的首选技术之一。
二、全钒液流电池应用案例
在全球范围内，钒电池系统一共安装了40-50套，全钒液流电池研发和制造企业主要包括：日本住友电工公司（SEI）、大连融科储能技术发展有限公司、美国UniEnergy Technologies公司、奥地利Gildemeister公司、北京普能世纪科技有限公司等。另外，英国REDT、韩国H2、印度Imergy、德国Vanadis Power和Fraunhofer研究所近期也陆续推出了全钒液流电池产品和项目。
SEI从上世纪80年代初开始研究全钒液流电池，自2005年在日本先后建立了用于与30.6MW风力发电站匹配的4MW/6MWh全钒液流电池储能系统，该系统从2005年开始测试，持续3年，充放电循环达到27.6万次。2011年起SEI又先后建成两个1MW/5MWh和15MW/60MWh钒电池储能系统。Gildemeister公司从2002年开始研发全钒液流储能电池，成功开发出主要有10kW/100kWh及200kW/400kWh两种型号电池系统，产品主要与太阳能光伏电池配套，用于偏远地区供电、电动车充电站、通讯及备用电源领域。美国UniEnergy Technologies公司拥有混合酸型全钒液流电池技术，承担建造了美国首个用于输变电站侧的兆瓦时级全钒液流电池储能电站。该公司与融科储能结成战略合作联盟，其电堆和电解液材料分别由融科储能提供。
融科储能自2013年起在中国、德国、美国都已有商业化示范项目，电解液等产品已进入欧美、日本等国际市场。近几年来，实施了包括全球较大规模的5MW/10MWh全钒液流电池储能系统在内的近30项应用示范工程（见表2），在国内外率先实现了产业化。当前融科储能正在实施由大连市政府支持的200MW/800MWh全钒液流电池储能项目，该项目已被国家能源局定为国家储能示范项目。
表2融科储能公司实施的部分全钒液流电池储能项目
来源：融科储能
融科储能在大规模风电接入、智能微电网、离网供电领域的典型项目介绍如下：
1）辽宁省卧牛石国电龙源储能电站示范项目（5MW/10MWh），配合49.5MW风力发电（33*1.5MW风机），是投产时全球功率容量最大的钒电池储能项目，系统采用模块化设计，2013年3月投入运行，经过4个月的运行考核全部技术指标达到或超过设计要求。电站已稳定运行3年，累计充放电次数1586次。该示范工程的运行控制和能量管理技术在另外两座风场储能电站中得到推广应用。据电力公司反应，这三座风电场利用小时数均达到2100小时以上，远高于全网平均利用小时数1780小时。
该储能系统的平抑风电输出、跟踪计划发电、参与调频、削峰填谷等功能，经过验证是可行的(图4)，提高了风电场并网点电能质量和风功率预测精度、减低了风电场弃风率。同时，全钒液流电池的安全性、运行维护的方便性、过载能力、控制系统的开放性得到初步验证。
图4辽宁省卧牛石国电龙源储能电站运行数据
来源：国网辽宁电力公司
2）大连旅顺蛇岛自然保护区10kW/200kWh的离网示范项目，2011年建成，配合光伏发电系统，实现离网稳定供电，解决无市电区域的工作和生活需求，该岛距离大陆较远，在成本上较海底电缆有明显优势。2014年6月典型数据如表3，日均系统效率达到70%。据用户反应，有了这套储能系统，岛上用电再也没有因为天气的原因中断过。
表3大连蛇岛离网示范项目2014年6月典型运行数据
来源：融科储能
3）美国华盛顿智能电网储能，2014年融科储能与美国UniEnergy Technologies公司合作，建造了美国首座兆瓦级全钒液流储能电池电站。项目采用1MW/4MWh新型全钒液流电池（钒电解液为混合酸型），2015年6月交付运行，接入AVISTA电力公司的微网系统，实现如下功能：移峰（电价套利，参与备用容量市场交易）；提高电网灵活性（调频、负荷跟踪、实时风场出力控制）；提高配电系统效率（无功调节、负荷管理）、延缓投资（削峰填谷）等。如下是该系统连续一个月内的移峰、调频运行数据。
图5美国华盛顿智能电网储能系统月调峰、调频运行数据
来源：融科储能
4）德国BOSCH风电储能系统，与德国博世集团（BOSCH）合作，在德国北部风场建造了250kW/1MWh全钒液流电池储能系统，该系统是目前欧洲最大规模的全钒液流电池系统，已并入当地智能电网，系统效率达68%以上，受到海外客户的高度评价。另外，融科于2015年在德国纽伦堡安装了一套60kW/120kWh的 all-in-one 集成系统，系统效率达70%。
大连融科储能全钒液流电池技术评估报告
北京国际能源专家俱乐部
免责申明：本报告是北京国际能源专家俱乐部应大连融科储能技术发展有限公司的委托而所做的评估与分析，只供大连融科储能技术发展有限公司参考。对于任何商业机构或个人依据本报告的结论性意见所作出的投资或其他商业决定可能导致的任何风险、损失、损害、成本支出、索赔或其他权利主张，北京国际能源专家俱乐部不承担任何法律责任。
2016年4月23日下午，北京国际能源专家俱乐部推出清洁能源技术评估与推广平台（Technology Assessment and Dissemination, 简称TAD)，首选大连融科储能技术发展有限公司（以下简称“融科储能”）的全钒液流电池储能技术作为评估与推广的对象，进行了深度讨论与评估。
融科储能成立于2008年，现有员工168人，是全球领先的全钒液流电池储能方案服务商，也是全球具备全钒液流电池全产业链技术服务能力的企业之一。该公司以中国科学院大连化学物理研究所为核心研发团队，自2000年开始液流电池技术的研究，于2010年建立了产业化技术平台，成功实施了多项商业化应用示范项目，在关键材料、电堆、成套装备系统以及储能解决方案等核心技术方面形成了完整的自主知识产权。
当天参与评估活动的专家有：美国能源部电网储能项目顾问、西北太平洋国家实验室电网储能原首席科学家杨振国、中国电力科学研究院电工与新材料研究所所长来小康、南京自动化公司总经理、华电科学研究院原院长应光伟、国家电网公司总工程师张启平、国家气候战略与国际合作中心主任李俊峰和亚洲开发银行能源技术总顾问翟永平6位专家。原科技部秘书长、国务院参事、北京国际能源专家俱乐部名誉理事会副主席石定寰先生也全程出席了活动，并给出了自己的意见。
会议听取了大连融科储能技术发展有限公司副总经理兼总工程师张华民先生对该公司自主开发的全钒液流电池储能技术介绍和国网辽宁电力有限公司副总经理王芝茗先生对该技术在辽宁电网应用的情况介绍，并在此基础上开展了热烈的讨论。
一、综合评估
在评估活动中，6位专家基于俱乐部开发的清洁能源技术评估体系，针对融科储能的全钒液流电池储能技术从四个维度进行了评估。
根据专家们的打分，该技术在这四个维度的得分分别为：技术吸引力4.26分、市场潜力3.53分、政策环境3.30分、健康安全环境4.71分，见下图。
一、技术吸引力
对于融科储能的全钒液流电池储能技术是否具备足够的吸引力，专家们主要从技术的成熟程度、技术创新性（知识产权与专利情况）、技术复杂性，与同类技术或可替代技术相比的先进性和优劣势等方面进行了评估。对这一个维度，专家们的平均综合打分为19.6分（满分为23分，以5分制折算即为4.26分）。
技术成熟度
目前融科储能已经实现了商业化生产，进行了30多个项目。融科储能现有年生产能力50MW，2016年底储能装备产业化基地投产后，年生产能力将扩大到300MW。截至2015年底，融科全钒液流电池储能系统装机量达到12.5MW，在建项目1.2MW。融科储能的产品已经出口美国、欧洲和日本等发达国家和地区，其中包括建成时全球最大规模钒电池储能电站----沈阳法库卧牛石风电场(5MW/10MWh)、北美最大兆瓦级钒电池储能电站—美国华盛顿州(1MW/3.2MWh)、欧洲最大兆瓦级钒电池储能电站—德国汉堡北部(250kW/1MWh)。公司具备全产业链生产能力，电解液国际市场占有率达90%。在可再生能源并网、电网削峰填谷、微电网等不同应用市场已获得市场高度认可。
技术专利水平
截至2016年3月，融科储能共申请国家专利140余项，其中包括国际专利13项，已经授权70余项，形成了覆盖电池材料、电堆结构、电池系统集成与控制，以及工程应用等全产业链的自主知识产权体系。
融科储能的钒电池技术获得了多项奖励，2014年获得中科院杰出成就奖，2015年获得国家技术发明奖二等奖，中国科学院十二五20项标志性重大进展成果之一， 2015中国原创技术奖。另外，融科储能领军国内液流电池标准的制定，其中已有两项国家标准和三项行业标准颁布实施，并全面参与欧洲标准制定并成为国际电工委员会（IEC）联合工作组牵头人。
综合先进性
与其他储能技术相比，全钒液流电池适用于电力系统的固定式大容量储能系统，是可以提供长时间大马力的“马拉松”储能手段。其主要优势包括：
安全性高，电池的储能活性物质为钒离子的稀硫酸的水溶液，钒电池系统在常温常压下工作，热管理简单，不存在爆炸、起火等安全问题；
循环寿命长，电池均一性好，可深度放电。由于电能储存在电解液里面而非电极上，理论上可以无限次充放电。一定时间运行后的容量衰退可以在线或离线恢复；
生命周期的性价比高，约占整个成本30%~50%（根据储能时长不同）的电解液可循环使用；
充放电特性良好，响应速度快，可深度充放电，适合大电流快速充放电，充放电切换只需0.02秒；
功率和容量可独立设计，功率和容量分别由电堆和电解液的属性决定，储能容量为数百千瓦时至数百兆瓦时，输出功率为数百千瓦至数百兆瓦，尤其适合大规模储能；
生命周期中环境友好，电解液可循环使用和再生利用，钒资源以及其他材料来源丰富，加工技术成熟，易于回收利用。同时该技术是钒资源综合利用的重要方向。另外电池废弃后，其他电池材料的回收与处理简单，不会对环境造成破坏。
基于以上钒电池的特点，融科储能经过15年的深耕细作，已经在以下核心技术取得突破：
高性能电解液规模化生产技术：发明了高稳定性、高反应活性的多价态钒离子电解液稳定化技术，开发出电解液在线容量恢复技术，解决了储能系统长期运行时的容量衰减问题，实现了150 MWh/年电解液产能。近两年已对外销售100多兆瓦时的钒电解液，全球市场占有率达90%以上。
高性能碳塑复合双极板材料的制造技术：发明了韧性好、高导电性、适用于组装大功率电堆的碳塑复合双极板的制备方法，价格是石墨双极板的1/40，报废后烧掉除了二氧化碳之外，没有其他污染物。
高性能非氟离子传导膜设计与制造技术：突破“离子交换传导”机理的束缚，原创性提出“离子筛分传导”机理，开发出高选择性、高导电性、低成本的非氟离子传导膜，环境友好，提高了钒电池的电池效率，申请国家发明专利50余件，国际专利6件，受到国际认可。
标准化、模块化电池模块技术：研制出250kW、125kW、60kW、30kW系列的“ALL-IN-ONE”全集装箱式和半集装箱式电池模块产品，可单独使用，也可通过串并联满足客户对各种功率和容量储能系统的需求，安装方便并可在线远程监控。
优异的耐久性：2007年做了加速寿命试验证实液流电池具有优异的耐久性，正常、连续运行超1678天，超过四万多小时，有效充放电循环是12420次。该试验因其他原因被拆除而终止，检测能量效率衰减只有5%，容量可通过技术手段恢复。
由于受钒离子溶解度的限制，和其他电池相比，全钒液流电池储能密度偏低、体积较大。不适合于动力电池，适合用于大型固定储能电站。另外，电池系统增加的管道、泵、阀、换热器等辅助部件，使得全钒液流电池储能系统较为复杂。
与会专家认为，融科储能的全钒液流电池技术在化学储能这个技术领域，不仅是国内领先，也是全球领先，其完整的自主知识产权体系和全产业链布局使得公司在相当长一段时间内很难被替代或超越。
二、市场潜力
对于融科储能全钒液流电池技术的市场潜力，专家们主要从目标市场规模、市场发展速度，以及经济性三个方面进行了评估。各位专家的平均综合打分为10.6分（满分为15分，以5分制折算即为3.53分）。值得说明的是，专家们着重考虑的是国内市场，而因支持电力系统储能应用的政策措施还没到位，市场潜力评估受到了影响。
目标市场
全钒液流电池技术的应用领域已经在介绍报告里作了详细介绍。本报告按照评估专家的讨论结果，试图给出目标市场的潜在规模。
全钒液流电池储能技术在电力系统具有广阔的应用前景：
一是在风电场、光伏电站配置其装机容量的8%~10%的储能系统就可以实现跟随发电计划，大幅度减少弃风、弃光。按6%的调频功率配置储能，达到国标对常规汽轮发电机组的调频要求，可以有效缓解制约可再生能源替代化石能源大规模发展遇到的技术瓶颈问题；
二是在配电站配置其变电容量（即受电端日平均负荷）8%~10%储能系统，同样可以为电力系统提供6%的调频功率和10%的尖峰电力，从而提高电力系统运行经济性和发、输、变电设备的利用效率。
按照《十三五》规划目标，2020年我国风电装机容量将达到2.5亿千瓦，光伏装机总量1.5亿千瓦，风、光合并将达到4亿千瓦。8-10%就是3200万-4000万千瓦，再按照每千瓦10000元的造价，市场规模就是3200-4000亿元。受电端日平均负荷8%~10%的容量更加巨大，因为参照的不只是可再生能源电力，而是各大城市的用电量负荷（如北京是全年日均负荷为1100万千瓦）。当然，这样的大规模储能是否具备经济性需要另行研究，而液流电池也不可能100%占有这些市场。
此外，全钒液流电池在微电网、智能电网、分布式风光储一体化项目、用户端需求响应、代替柴油机作为备用电源，偏远地区供电、电动车充电站、通讯设备备用电源等领域也具有很大的市场潜力。
按照中关村储能产业技术联盟的统计，截止2015年底，中国累计运行储能项目（不含抽水蓄能、储热、和压缩空气储能）118个，累计装机规模105.5MW，占全球储能项目总装机的11%。该联盟预测，到2020年，中国储能装机规模（不包括抽水蓄能和储热）可达14.5GW（按照历史增长率、企业项目规划和十三五可再生能源发展目标所得出的常规预测)，甚至24.2GW（基于储能产业配套政策出台、能源互联网产业发展和电力体制改革落地实施所得出的理想预测）。
众多国际专业研究机构都对储能技术的市场前景进行过预测。麦肯锡预测2025年储能技术对全球经济价值贡献将超过1万亿美元。国际咨询机构Piper Jaffrey 和 Boston Consulting 预测2020年全球储能技术的市场容量在4000-6000亿美元左右。Pike Research 预测液流电池在2021年电力储能的市场份额中会占到三分之一。
会议当天各位专家虽然无法对融科储能所面对的目标市场进行准确预测，但是大家一致认为未来的市场前景极为可观。
市场发展速度
对于未来国内市场的发展速度，专家们认为很难准确估计，因为现在市场和企业都在等待着国家能够尽快出台储能产业政策。政策何时出台、具体法规会是怎样的，这对市场的发展会有着至关重要的影响。即使基于这种不确定性，诸位专家也都选择了“快”或者“非常快”做为答案，一位专家还比较乐观地指出，市场的增长应该是阶梯性增长。另外，专家们没有太多关注国际市场，而欧洲、美国、澳大利亚和印度储能市场的发展非常迅速。
技术经济性
专家们一致认为融科储能的全钒电池技术虽然是新兴技术，价格较高，但成本已经在逐渐降低，与国际竞争对手相比具有比较强的竞争力。
专家们一致认为融科储能的全钒电池技术虽然是新兴技术，价格偏高，但随着钒电池技术的进步，融科储能的钒电池成本已呈现出大幅下降趋势，与国际竞争对手相比具有比较强的竞争力。随着钒电池大规模产业化生产以及自主研发的离子传导膜的应用，预计到2020年，电池系统成本将下降到2500元/kWh。另外，由于占钒电池30~50%成本的钒电解液是可以再生、循环利用的，未来可通过合同能源管理、融资租赁等金融手段进行交易管理，这样可以进一步降低客户的投资成本。
作为大规模储能技术，抽水蓄能还是最经济的手段。在现今的化学储能技术中，只有在中国制造的铅酸蓄电池可与抽水储能相比，但铅酸蓄电池的寿命太短，生命周期的每千瓦时价格还是太高。所有新兴技术，包括液流电池每千瓦造价与抽水储能相比还有距离。不过随着技术进步和规模化生产应用，成本还会不断下降。
三、政策环境
对于全钒电池技术所面临的国内政策环境，专家们主要从产业政策支持度和市场开发程度两个方面进行了评估。各位专家的平均综合打分为6.6分（满分为10分，以5分制折算即为3.30分）。
目前储能重要性已被上升到国家战略层面，但尚无具体的激励政策。在2015年3月的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中提出，要求积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力和能源利用效率。但是目前储能充放电没有价格，辅助服务没有定价，调频也没有定价。从这个角度来讲，虽然市场是相对比较开放的，相关政策还没有到位。
2016年3月18日，“国家能源局关于推动电储能参与”三北“地区调峰辅助工作”的通知为储能技术开放了一个特定的电力市场– 调峰辅助服务。该通知对发电侧的储能设施设立了最低10MW/4小时的功率和能量要求，在用电侧没有设立任何要求。
在储能技术的应用上，消纳可再生能源、提高可再生能源比例，这些已经没有任何争议。可是如何促进储能技术的大规模发展，仍是核心问题。专家们认为，尽管国家在多个文件里强调储能技术的重要性，“十三五”期间，储能仍然是一个技术储备，进行示范工作，还没能看到大规模工业化和商业化推广的前景。
四、HSE（健康、安全、环境）影响
HSE评价是对该技术在生产和应用场景中对健康、安全与环境可能产生风险的识别和评估。各位专家对这一维度的平均综合打分为13.2分（满分为14分，以5分制折算即为4.71分）。
各位专家一致认为，融科的全钒液流电池技术对于人体健康和人身安全不存在隐患，是资源节约、环境友好、安全可靠的环保电池。从环境安全和影响角度来说，全钒液流电池本身非常安全，其储能介质为全钒离子的稀硫酸水溶液，不会发生火灾，不会发生爆炸，也不会出现不可控的化学反应。而钒本身作为金属可以回收，并且具有较好的剩余价值。溶解介质虽然是稀硫酸水溶液，但电池本身的防漏措施目前已经非常成熟，基本不存在泄露风险。电解液可通过在线或离线再生技术恢复进行循环利用；电极材料为碳塑复合材料(碳毡或石墨毡)，电池报废后可以作为燃料烧掉, 除CO2外无其他环境污染物。
虽然如此，全钒液流电池的电解液目前被列为危险化学品，而按照国家规定，危险化学品的存放和运作需要有人值守。另外，全钒液流电池在工作过程中会产生少量的氢气，需要一个通风的工作环境，并配备氢气的浓度监测装置。在寒冷地区还需要把电解液加温，以保持电池性能。
五、技术发展前景与风险分析
全钒液流电池储能技术的发展方向包括提高电解液浓度等手段来提高能量密度和传导膜技术的突破来继续降低成本。
讨论中，各位专家在共同认可融科储能全钒液流电池技术的国际领先性的同时也指出，融科储能在技术上也还存在一些可以改进的空间，比如说电池效率的继续提高，系统的可靠性，适应的工作温度窗口是否可以继续拓宽，能量控制系统的优化，配套系统的稳定性等。
有专家指出，目前国外制造商的电池成本约比融科储能的价格要贵200美金/kWh。专家们认为，未来成本的降低将主要来自于原材料和电力电子器件成本的进一步降低，和规模化和自动化生产带来的整体成本下降，以及能源管理系统成本的下降。
另外，专家们还建议进一步培育电网级储能技术产业链。只有更多的企业进入这个市场、打造更好、更完善的产业链、才能构建更好的竞争氛围，才能有商业模式的创新，从而促进产品整个行业健康发展。
专家们认为，全钒液流电池储能技术在使用过程主要面临两大风险：
首先是技术故障。液流电池的配套设备需要高可靠性的循环泵，高效的变流器，和优秀的能量管理系统，来有效地融入电网运行环境。
其次是商业风险。专家们认为，液流电池运营最大的风险在于具体政策的不到位所造成的商务模式的缺失。液流电池可以平缓可再生能源的输出，减少弃风弃光现象，但不能作为调峰手段来和其他电源竞争。它的优势还在于所提供的辅助功能和用户的需求响应，而这些功能在没有具体的政策和监管条例下很难形成可持续的商务模式。
大连融科储能全钒液流电池技术推广建议
北京国际能源专家俱乐部
免责申明：本报告是北京国际能源专家俱乐部秘书处根据2016年4月23日清洁能源技术评估与推广会议讨论的结果而撰写。俱乐部不能保证本报告所提的建议都能被相关各方采纳，对于任何商业机构或个人依据本报告的结论性意见所作出的投资或其他商业决定可能导致的任何风险、损失、损害、成本支出、索赔或其他权利主张，北京国际能源专家俱乐部不承担任何法律责任。
储能技术是人类走向低碳社会不可或缺的基础前提，也是推动能源转型的必要条件。在风电、太阳能等可再生能源大幅度增长，许多国家都在鼓励分布式微网和智慧能源体系加速发展的时期，储能技术应用迎来了广阔的空间。
储能技术被认为是决定未来经济的12大颠覆技术之一。国际著名咨询机构麦肯锡预计，2025年储能技术对全球经济价值贡献将超过1万亿美元。
储能技术在电力系统各环节都可以发挥作用：在发电端，与传统发电技术配合，针对太阳能发电、风电等不稳定电源，提供调频、调峰、旋转备用等辅助服务，起到稳压、稳流作用，提升清洁能源的并网效率。在输配环节，储能技术可以增加灵活调节手段，起到削峰填谷和调频作用。在用户端，储能技术可以就地储存可再生能源并提供不间断电源，提供需求响应手段，并可以为边远地区和海岛提供电力。作为分布式电源、智能电网系统的重要组成部分，储能技术在能源互联网中具有举足轻重的地位。
储能技术对清洁能源发展意义重大。近年来，我国可再生能源快速发展，在风电和太阳能光伏总装机容量和年度新增装机容量等指标上均居世界首位。在此基础上，优化间歇性强、波动性大的可再生能源与电网的配置，减少弃风、弃光现象，最大程度地利用可再生能源资源变得尤为重要。
中国目前有抽水蓄能，有火电调峰，可以解决电网运行的一些问题。但抽水蓄能要开山、要架线、要通过升压、降压，最后通过电网送到用户，这一系列工程非常大。如果将来电池储能规模足够大，并直接装在大城市或附近变电站，就可在很大程度上节约电网投资，起到与抽水蓄能电站相似的作用。所以发展适于电力系统大规模工程应用的新型储能技术是未来的方向。现在中国有风、有光的西部北部地区电网相对薄弱、电力负荷相对较小，如果储能设施具备大规模工程应用的技术和经济条件，将有利于弃风弃光问题的解决。同时，有了储能技术的调节，特高压电力传输就会更加高效和经济。
中国政府对于储能技术发展高度重视。2015年10月颁布的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》要求，“加强储能和智能电网建设，发展分布式能源，推行节能低碳电力调度”。国家发改委、工信部、国家能源局今年2月发布的《关于推进“互联网+智慧能源”发展的指导意见》要求，“开发储电、储热、储冷、清洁燃料存储等多类型、大容量、低成本、高效率、长寿命储能产品及系统。推动集中式能源发电基地配置适当规模的储能电站、实现储能系统与新能源、电网的协调优化运行”。今年3月公布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》还提出，要“将新一代信息技术、生物技术、空间信息智能感知、储能与分布式能源、高端材料、新能源汽车列为战略性新兴产业”。《国家能源发展战略行动计划（2014-2020）确立了分布式能源、智能电网、新一代核电、先进可再生能源、储能等9个重点创新领域和包括现代电网、大容量储能在内的20个重点创新方向。储能是《中国制造2025》的10大重点领域之一。先进储能技术，包括面向可再生能源并网、分布式及微电网、电动汽车应用的储能技术也是国家发改委、国家能源局最近版本的《能源技术革命创新行动计划（2016-2030）》所提出的15项重点任务之一。
2016年4月23日，北京国际能源专家俱乐部推出“清洁能源技术评估与推广平台（简称TAD）”，首选大连融科储能技术有限公司的全钒液流电池技术进行评估与推广。美国能源部电网储能项目顾问、西北太平洋国家实验室电网储能原首席科学家杨振国，中国电力科学研究院电工与新材料研究所所长来小康，南京自动化公司总经理、华电科学研究院原院长应光伟，国家电网公司总工程师张启平，国家气候战略与国际合作中心主任李俊峰和亚洲开发银行能源技术总顾问翟永平6位专家参加了此次评估。原科技部秘书长、国务院参事、北京国际能源专家俱乐部名誉理事会副主席石定寰先生也全程出席了活动，并给出了自己的意见。
会议听取了大连融科储能技术发展有限公司副总经理兼总工程师张华民先生对该公司自主研发的全钒液流电池储能技术的介绍，以及国网辽宁电力有限公司副总经理王芝茗先生对该技术在辽宁电网应用情况的介绍，并在此基础上开展了热烈的讨论。
与会专家对所介绍的全钒液流电池在技术先进性、市场潜力、政策环境和健康安全环保四个维度进行了评估（评估报告另发），还就全钒液流电池技术的进一步推广提出了以下建议：
一、国家与政府层面的政策建议
一是加快推出《“十三五”储能技术发展规划》，对储能技术的发展做出整体安排和具体要求。在规划制订过程中，要充分吸收与储能产业相关的汽车行业，手机行业，电力行业以及其他相关产业的意见与建议。
二是进一步扩大储能示范工程的实施力度，制定《国家发储用一体化应用示范政策指南》，将储能纳入整体能源系统考虑，强化发电、储能、用户三方面的集成效应并提高和改善电力系统的整体效率，使得各种电池储能技术在一体化应用过程中得到对比，产生其对应的效益和价值。而且，可以通过建立大容量储能技术性示范和商业化运行平台，探索有效的商业模式。
三是研究制订《可再生能源与绿色储能技术配额制试行草案》，因地制宜，分类研究制订“风电+储能”，“风光+储能”、“分布式+微网+储能”、“大电网+储能”等绿色储能技术配额制。具体来讲，可以选择有代表性的省份/区域“先试先行”，按照储能在电网侧（百兆级储能电站）、可再生能源发电侧（如：风电/太阳能+储能）和用户侧（智能微电网）三个环节开展一系列示范项目。
四是开展以储能技术代替柴油机组作为备用电源的试点工作，并给出相应的经济激励。在一些新城区（如北京副首都）或工业园区的能源设计方案过程中，考虑“可再生能源、燃气多联供、地源热泵、储能+电网供电”的新型能源供应模式。结合岛屿开发，特别是在南海岛屿开发上，开展储能技术加太阳能组合能源供应试点。
五是要研究制定适合我国储能产业发展的扶持政策。在目前储能技术、成本尚待进一步突破、而市场机制又没有建立起来的短期内，建议参考国外储能产业的已有政策，可以尝试性示范电价（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，以支持储能产业的当前发展。
六是在整体电力定价体制机制改革的框架下，建立并健全储能产业的市场机制，培育可持续的商业模式。中国储能产业起步晚，最近五年国家才开始重视，把储能提到重要位置上。北美、日本20年之前就有了储能方面产业政策，也都已经形成了运行机制。基于国家层面对储能产业的高度重视，国家发改委、国家能源局应将储能发展纳入到电力体制改革中，建议研究制订储能电价、调峰价格、调频价格以及其他辅助服务价格等定价机制，通过经济杠杆手段，推动储能设施的应用和发展。参照国际做法和国内试点的经验，制订相关法规，提高投资方参与储能设施建设的投资可预期性，降低投资风险。
七是为储能技术发展提供公共服务，包括制订储能产品和系统的检测标准和流程，建立检测中心。
八是要修改风电场和光伏电站建设标准，建议风电场和光伏电站建设的时候配备适当的储能设施。
二、对储能相关行业的建议
一是研究制订《中国液流电池技术行业标准》。产业发展，标准先行。目前，我国液流电池技术处于国际领先水平，所以在国际上有相当的话语权。国家能源局已经批准成立了国家能源行业液流电池标准委员会，中国液流电池技术行业及国家标准的提前制定将对国际标准制定产生影响。
二是积极参与国际液流电池技术行业标准的制订工作。我国具有液流电池领域的国际领先企业，正在主导制定国际电工委员会的“液流电池通用技术条件和测试方法”国际标准。
三是积极参与《“十三五”储能技术发展规划》，目前中关村储能产业联盟已经领衔这项规划的起草工作。鉴于决定储能产业发展的许多因素在于储能行业之外，该规划的起草方应及时听取储能产业外围部门的意见和建议。
四是针对电力以及其他相关企业，鉴于储能技术在可再生能源并网以及智能微电网领域的关键作用，应积极支持储能技术在不同电网环节的试点工作，并提供配套服务。
五是加大储能技术开发与产业化投入力度，进一步提升储能产品性能，降低设备成本。
三、对大连融科储能的建议
一是要通过外包，降低系统成本。大连融科储能可以通过进一步挖掘内部潜力，通过规模化和自动化生产来降低成本。外包也是降低成本的有效途径，可考虑外包一些不具备核心竞争力的服务和产品。
二是寻找外援，做好辅助产业。大连融科要集中精力做强做大具有核心竞争力的电池和电解液等技术设备，在电池应用系统中每个环节的产品（如循环泵，逆变器、能量管理系统）应该寻找专业化程度高的企业来协助完成，形成一个有利于储能电池技术发展的产业集群。
三是要注重上下游辅助产品和技术的匹配，决不能将自己优质的技术或产品置身于劣质配套系统中而影响客户对于电池本身的信誉。为此，要重视系统集成，通过与相关企业的强强联手，加强在能量控制系统的配套服务工作，有效解决电池系统运行过程中遇到的温差、跑停、氢气排放检测等问题，提高系统运行的可靠性。
四是积极参与国家级应用示范工程项目和国家规划，国家和国际标准的制订工作。
五是加强国内市场开拓工作。应在辽宁电网应用试点的基础上，开展在南方不结冰地区的试点工作，在加强与两大电网合作的同时，加强开拓液流电池在微电网、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开拓性试点工作，包括融资与贷款方式方面的创新。国内市场潜力巨大，但由于能源管理体制机制、价格机制、补贴制度等的缺失或不到位，开拓国内市场需要从长计议。可考虑与太阳能、风能系统集成商、各大电力集团、大型新能源发电商以及有应用潜力的各级地方政府建立战略合作关系，提前做好产业布局。
六是要加大开拓那些市场条件相对成熟、政策风险较低的海外市场，如欧洲市场，澳大利亚市场和美国市场，还可以结合我国“一带一路”倡议，开拓沿线国家市场。这些市场的开发仅靠融科储能自身的力量可能不够，需要针对每个市场寻找合适的市场代理。
上述各项工作需要大连融科储能在目前以科研主导的人才队伍基础上，加强市场开拓的人才体制建设。
四、对终端用户（电网企业以及电力用户）建议
液流电池的终端用户包括电网企业、电力用户、工业园区、微网用户、分布式能源系统用户、风光等可再生能源匹配用户等。对这些用户的建议包括：
一是认清能源与电力系统大的发展方向。挪威-德国船级社（DNV GL）今年4月5号发布的《2025全球技术展望》认为，数字化将是今后全球电力/能源系统发展最主要和最有影响力的驱动因素之一，而高压直流、混合电网、储能技术、微电网、智能电网和需求响应将是今后电力发展的主要技术手段。随着其可靠性的提高和成本的下降，大规模储能技术将给电力系统带来革命性的影响。在电力销售市场放开的政策背景下，配电企业应积极开发新的包括需求响应在内的服务业务，加装储能设施将为电力零售商和新能源汇集商提供一种实现差异化服务的新工具。
二是利用储能技术在微电网、智能电网和需求响应方面开展试点，积累经验。
三是充分发挥液流电池在功率和能量方面可以按需定制的特点，结合自身的实际需求，积极参与到储能系统的设计过程中。
四是作为业主，对于蓄能电池的配套设施（循环泵、逆变器、控制与管理系统等）的选择给予高度关注，以保障系统可靠高效地运营。
五是积极参与国家相关标准的制订工作与储能项目的试点工作，主动积极地接触新技术和新手段，抓住时代发展的先机。
