2023年儲能行業年度策略：商業模式逐步清晰，國內儲能放量在即

1、儲能：新型電力系統關鍵環節

1.1、高比例新能源接入為主要特征的新型電力系統面臨新挑戰

構建新型電力系統是實現“碳中和”的基本路徑?！疤贾泻汀北尘跋?，我國到 2030 年非化石能源在一次能源消費結構中占比要達到 25%以上，到 2060 年要實現碳 中和目標，未來能源結構將會形成以電力為主的格局，而電力的生產將向清潔能 源為主切換。所以構建以新能源為主體的新型電力系統是實現我國能源結構轉型、 達成“碳中和”目標的重要保障和基本路徑。新型電力系統以新能源為主體，智能化為手段，源網荷儲一體化為支撐。新型電 力系統是以新能源為供給主體，以確保能源電力安全為基本前提，以滿足經濟社 會發展電力需求為首要目標，以堅強智能電網為樞紐平臺，以源網荷儲互動與多 能互補為支撐，具有清潔低碳、安全可控、靈活高效、智能友好、開放互動基本 特征的電力系統。新型電力系統具有“兩高”特征，即高比例新能源和高比例電力電子化。用新能 源發電取代火電，用電取代化石能源，實現電力生產清潔化，以及交通、建筑、 工業等終端領域電氣化，從而實現整個能源結構的脫碳。

非化石能源發電量占比和終端電氣化率到 2060 年均超過 90%。新型電力系統關 鍵變化在于非化石能源在一次能源消費中占比、非化石能源發電量在總發電量中 占比、終端電氣化率等。新型電力系統需要大幅提高非化石能源在一次能源消費 中的占比，到 2060 年達到 89%；大幅提高電力在終端能源消費比重，2060 年達 到 91.82%；大幅提高非化石能源發電量在總發電量中的比重，到 2060 年達到 92.73%。高比例新能源接入帶來電力系統新挑戰。將可再生能源作為主要的發電端將帶來電力系統發電特征的變化，尤其是風光出力與負荷存在不平衡，棄風棄光問題亟 待解決。

新型電力系統面臨新挑戰：1）發電側：風光發電占比快速提升。由于風光具有波動性和間歇性的特征，隨著 其在電力系統中滲透率的提升，新增風光項目存在有序接入難、高效并網難、調 控消納難等問題。2）用電側：社會電氣化程度提高，新型用能主體增加，存在更多的尖峰負荷沖擊， 負荷不穩定性增加。新能源裝機對消納能力挑戰逐步顯現。截至 2022 年 8 月，國內風電裝機容量占比 13.97%，光伏裝機容量占比 14.19%，新能源裝機比例的快速提升對電網消納能力 構成了挑戰，加強儲能系統建設的必要性逐步顯現。

1.2、儲能是構建新型電力系統的關鍵環節

儲能是構建新型電力系統不可或缺的關鍵環節。構建新型電力系統需從“源網荷” 轉向“源網荷儲”，儲能是能源結構轉型的關鍵環節和重要推手，加快儲能產業的 發展對構建清潔穩定的能源供給體系和健康安全的能源消費體系至關重要。

儲能本質上是對能量供需不匹配問題的解決，對能源在生產與消費上的耦合至關 重要，具有平衡實時功率、提高電力系統容量系數、轉移能量等功能。1）在電源側，儲能系統可以改善新能源出力與負荷在時間和空間上的不平衡性， 減少棄風棄光，提高新能源消納能力；2）在電網側，儲能系統能夠減少對電網擴容的需求，降低電網建設成本，提高電 網安全性與穩定性；3）在用戶側，儲能系統能夠帶來峰谷價差套利，減少用電成本，分布式儲能還能 提高用戶自身對電力的控制能力。

2、頂層設計不斷完善，市場化步伐急速

2.1、解決新型儲能行業發展痛點，實現儲能可持續健康發展

我國新型儲能行業發展逐步進入商業化初期階段。我國新型儲能行業發展已從前 期的示范應用階段逐步進入商業化初期，根據《關于加快推動新型儲能發展的指 導意見》的規劃，到 2025 年我國新型儲能全面進入規?；l展階段，到 2030 年 實現全面市場化發展。要實現新型儲能發展目標，目前面臨兩大痛點：1）收益模式問題亟待解決。在收益模式上：一方面，收益模式需要解決“成本主 體和獲益主體不一致”的問題。歷史來看，儲能及輔助服務相關成本主要由發電 側分攤，目前通過建立共享儲能商業模式、將容量電價并入收益范圍等舉措，將 投資主體與獲益主體進行統一。另一方面，收益模式還需要解決“收益來源單一” 的問題。隨著分時電價機制和電力輔助服務市場機制不斷完善，儲能收益途徑不 斷拓展，收益來源單一問題有望得到進一步緩解。2）成本和安全問題亟待優化。一方面，技術發展推動現有電池儲能系統受益規模 化持續降本將進一步有效解決成本問題。另一方面，多種新技術持續進入實驗、 試點示范、商業化運行，推動儲能實現降本增效。

2.2、頂層設計不斷完善儲能商業模式

頂層設計不斷完善儲能商業模式。2021 年以來，針對儲能行業商業模式的制度不 斷優化，改善新型儲能發展的商業環境：2021 年 7 月，發改委發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，明確儲 能發展規劃，并提出 2025 年 3000 萬千瓦以上規模計劃；2021 年 12 月，國家能源局發布《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務 管理辦法》新增了新型儲能為獨立市場主體，新增轉動慣量、爬坡、調相等輔助服務品種，建立用戶參與的分擔共享機制，對儲能行業的發展形成實質性利 好；2022 年 3 月，國家能源局發布推進電力現貨市場建設工作通知，明確加快建 設全國統一電力市場體系，以市場化方式促進電力資源優化配置。

2.3、多管齊下加快新型儲能市場化步伐

多管齊下加快新型儲能市場化步伐。在發改委、能源局發布的《“十四五”新型 儲能發展實施方案》中明確，要推動新型儲能作為獨立主體參與電力市場交易， 推廣共享儲能等新型商業模式，加快落實儲能電站容量電價機制、用戶側尖峰電 價機制等，切實推動新型儲能向市場化邁進。我國儲能行業正處于轉向市場驅動 的關鍵過渡時期，該方案的出臺將極大利好未來五年我國儲能行業的加速發展。

3、表前關注共享獨立儲能，表后初步具備經濟性

儲能應用場景廣泛，可分為電源側、電網側和用戶側三大場景七大應用方式。

電源側：（1）風光配儲：利用儲能系統實現可再生能源發電的平滑輸出，提升電能質量， 提高電力輸出穩定性，增加上網電量；（2）火電聯合調頻：根據電網指令，在電網出現頻率波動時，替代原有機組出力， 響應調頻指令，獲得聯合調頻補償。

電網側：（3）有償調峰：通過儲能系統充放電實現調峰，獲取調峰補償。減小配電網投資，緩解用電峰值期間的電網負荷壓力；（4）獨立調頻：根據 AGC 指令快速精準調頻，平滑電網頻率，提高電網運行效 率和安全穩定性水平，獲取調頻補償；（5）其他服務：電力輔助服務，黑啟動，調壓等。

用戶側：（6）削峰填谷：使用儲能系統在低電價時儲能，高電價時放電，從而在不改變用 戶行為的情況下，幫助用戶節約用電成本；（7）需量調節：不影響正常生產的情況下，通過降低最高用電功率，從而節省基 本電費，獲取節省的需量電費收益。表前應用仍是國內裝機主要來源。根據 CNESA 數據，2021 年國內新增儲能裝機 中，41%來自于電源側儲能，35%來自于電網側儲能，表前應用合計占 2021 年國 內儲能裝機比例達到 76%。其中將電源側拆分來看，新能源配儲依舊是電源側儲 能的下游核心應用，2021 年占電源側裝機比例超過 70%。

新能源強制配儲為電源側裝機發展提供有力支撐。在發改委 2021 年 7 月《關于鼓 勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》中，明確提出 了超過電網企業保障性并網以外的可再生能源裝機規模，按照功率 15%的掛鉤比 例配建調峰能力。在新能源消納壓力逐步增加的背景下，去年下半年以來各地也 逐步明確了新能源強制配儲的要求。

光伏電站配儲目前仍不具備經濟，共享儲能優于自建儲能。假設光伏電站年利用 小時數 1300 小時，限電率 5%的情況下，配儲比例 15%，配儲時長 2 小時的情況 下，儲能系統年工作天數 330 天的情況下，通過自建方式為光伏電站配置儲能盈 利能力降低，IRR 相較不配儲的情況下降 1.32%；如果通過租賃共享儲能的方式 完成電站配儲，在租金 300 元/kw/年的情況下，IRR 為 5.69%，雖然仍舊低于不配 儲的情況，但是相較于自建儲能 IRR 提升 0.28%。

共享儲能具有易于調度、質量可控、收益多元等多重優勢。與“1 對 1”的傳統儲 能項目相比，“1 對 N”的共享儲能將顯著縮短投資回收周期，提高項目收益率。1） 成本：規模效應下降低配儲建設成本，節省日常運維成本，促進新能源科學消納；2）收入：“一站多用”參與調峰調頻等電力輔助服務，租金收入疊加補貼收入， IRR 有望達到 8%以上。未來隨著技術進步疊加規模效應，共享儲能度電成本在 “十五五”期間將接近抽蓄水平，收益前景可觀。目前已公示共享儲能項目總規模超 12GW/24GWh。截至 2021 年底，共有 84 個 共享儲能項目通過備案或公示，主要分布在內蒙古等 9 個省份，項目總規模超 12GW/24GWh。其中湖北省項目數目最多，共 24 個。同時，共享儲能單個項目規 模越來越大，配套時長在 2 到 4 小時，目前已有 7 個項目規模達到 1GWh，其中 6 個位于河北省，1 個位于寧夏省。

多地政策明確提出發展共享儲能。2021 年寧夏、青海、山東等七省先后在政策中 明確提出建設發展共享儲能，義烏市也發布細則鼓勵推廣共享儲能商業模式。

電網側的儲能主要用于支持可再生能源并網和電力輔助服務。電力輔助服務是指 為維持電力系統安全穩定運行，保證電能質量，促進清潔能源消納，除正常電能 生產、輸送、使用外，由火電、水電、核電、風電、光伏發電、光熱發電、抽水 蓄能、自備電廠等發電側并網主體，電化學、壓縮空氣、飛輪等新型儲能，傳統 高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指 令的可調節負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）提供的服務。電力輔助服務遵循“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則。為電力系統運 行整體服務的電力輔助服務，補償費用由發電側并網主體、市場化電力用戶等并 網主體共同分攤；為特定發電側并網主體或特定電力用戶服務的電力輔助服務， 補償費用由相關發電側并網主體或相關電力用戶分攤。

獨立儲能參與調峰暫時不具備經濟性。電價市場化改革是未來重要方向，以山東 省 100MW/200MWh 獨立儲能電站為例，不考慮容量租賃的情況下，假設儲能系 統循環壽命 6000 次，年調用次數 300 次，EPC 成本參考近期中標價格假設為 2 元/Wh，在峰谷價差為 0.6 元/KWh 的情況下，IRR 僅為 2.32%，獨立儲能單獨參 與調峰的經濟性較差。

獨立儲能參與調峰經濟性的實現仍需較大優化。在 8%的內含回報率的要求下，以 目前 0.6 元/KWh 峰谷價差測算，EPC 成本需要降至 1.3 元/Wh 左右時才能具備經 濟性；如果假設 2 元/Wh 的 EPC 成本不變的話，對應峰谷價差超過 0.9 元/KWh 的時候獨立儲能調峰也將具備經濟性，目前仍有較大優化空間。

容量租賃有助提升收益率。獨立儲能可以通過將容量租賃給新能源發電企業，獲 取穩定租金收益來提升自身回報率。在目前 15 萬元/MW 的租賃價格，20%出租 比例的情況下，獨立儲能電站 IRR 可以提升至 4.80%。

獨立儲能電站調頻經濟性更優。以山東省 30MW/30MWh 獨立儲能電站為例，假 設電池壽命 10 年，有效調頻響應持續時間和間隔時間分別為 3 分鐘和 2 分鐘，調 頻綜合指標 K 為 1，里程補償標準 8 元/MW，年運行天數 330 天，參考上半年調 頻電站中標價格，假設 EPC 單價 2.3 元/Wh 的情況下，獨立儲能電站調頻 IRR 可 以達到 16.81%，經濟性相較于調峰明顯改善。

用戶側儲能主要盈利模式：1）需量電費管理及動態增容。大工業用電實行兩部制電價，由基本電價、電度電 價和功率因數調整電費三部分構成，基本電價取決于最大需量或變壓器容量。儲 能系統安裝可以降低峰值功率需求，節約基礎電費。儲能系統的應用也可以平抑 波谷，避免變壓器增容。

2）需求響應。電網通過調度使用用戶儲能系統，平衡電網需求和負荷，并給予補 償的模式。以前期發布細則的廣州市為例，補貼費用通過有效響應電量、補貼標 準和響應系數共同確定。目前需求響應在國內還處于應用早期。

3）電價套利。峰谷套利是用戶側儲能最基礎的盈利模式，通過電價谷時充電，峰 時放電獲取峰谷電價差收益實現盈利；對于分布式新能源發電配儲，可以通過在 發電系統出力高峰期存儲余電，并在發電系統出力低谷期放電，平滑出力波動， 實現用電電價和余電上網電價套利，增加分布式發電系統收益。電價套利是現階段戶用儲能主流應用模式。國內用戶側儲能以工商業和產業園為主。2021 年國內新型儲能中用戶側儲能占比 達到 24%，重要性愈發凸顯，細分應用場景來看，國內工商業和產業園占據了絕 對主力，合計占比超過 80%，是用戶側應用的主流用途。

完善分時電價機制，進一步擴大峰谷價差。2021 年 7 月，國家發改委發布《關于 進一步完善分時電價機制的通知》，規定峰谷電價價差原則上不低于 4:1，尖峰電 價在峰段電價基礎上上浮比例不低于 20%。目前我國共有 28 個省份發布了分時 電價政策，其中其中廣東重慶可達 0.95 元/kwh。國內用戶側儲能初步具備經濟性。以廣東 20MWh 用戶側儲能電站為例，假設 EPC 價格為 2 元/Wh，在每天兩充兩放的情況下，全生命周期 IRR 可達 9.27%，如果 EPC 單價可以降至 1.5 元/Wh，對應 IRR 可以提升至 16.94%，國內用戶側儲能已 經初步具備經濟性。

2022 年以來國內儲能迎來跨越式發展。2022 年初以來，國內新增儲能招標容量呈 現跨越式發展局面，下半年以來更是不斷加速頻創新高。受上游原材料，尤其是 鋰電池材料價格上漲的影響，今年以來 EPC 招標均價穩定在 1.75 元/Wh 以上，設 備招標均價維持在 1.5-1.6 元/Wh，相較于去年年底有所提升。

未來隨著成本持續下降及商業模式日益成熟，儲能市場發展潛力巨大。預計今年 全球新增裝機容量將達 35.5GWh，未來有望持續保持高增長，預計 2025 年新增 裝機約 300GWh，2021-2025 年 CAGR 達 97.2%。

分地區來看，中國市場是儲能裝機貢獻的重要來源。主要在電源側配套儲能驅動 下，今年國內儲能需求有望達 10.1GWh，預計到 2025 年有望超過超 100GWh，國 內純干裝機高速成長。海外除了電源側配儲發力外，用戶側裝機同樣潛力十足， 其中戶儲及工商業均有較大增長空間。預計今年海外儲能需求有望達 25.4GWh， 2025 年接近 200GWh。

4、成本安全仍需突破，儲能優化重在技術進步

4.1、儲能技術多樣，形式仍待突破

提升儲能的安全性和經濟性，核心方向在于技術進步。儲能技術主要分為電儲能和熱儲能，電儲能包括物理形式的抽水蓄能、壓縮空氣 儲能、飛輪儲能、超級電容器等，以及化學形式的氫儲能、電化學形式的鋰離子 電池、鉛蓄電池、液流電池等。

衡量不同儲能技術的指標主要包括額定功率、響應速度等。在不同儲能技術中， 電化學儲能響應速度快，其中鋰離子電池、鉛酸電池響應時間均為 1s-1min。抽水 蓄能響應時間較長，但是能夠實現大功率存儲。根據儲能時長的不同要求，儲能 技術又可以區分為四種應用類型：容量型（≥4h）、能量型（約 1-2h）、功率型（≤ 30min）和備用型（≥15min）。在不同儲能技術中，電化學儲能和氫儲能的功率和周期覆蓋范圍最為靈活。電池 儲能功率可以在 1kW-100MW 以上，可存儲周期可達數天；氫能及衍生氣體可以 在保證經濟性的條件下實現大規模長周期儲能；可存儲氫能規模在 0.1-1000MW， 可存儲時長為 1 小時到數周。

綜合成本、響應時間、功率靈活性來看，電化學儲能是目前的優質儲能技術選擇。

電化學儲能系統主要包括：電池系統、電池管理系統 BMS、儲能變流器 PCS、能 量管理系統 EMS 等，成本占比分別為 60%、5%、20%、10%。儲能電池主要以 LFP 電池為主。從儲能技術類別來看，鋰離子電池具有污染小、 儲能密度高、充放電效率高、響應速度快、產業鏈完整等優點，是最近幾年發展 最快的電化學儲能技術。隨著其成本的逐步下降，鋰離子電池的經濟性開始凸顯， 新增電池儲能越來越多采用鋰離子電池，并逐步替代存量鉛蓄電池，在儲能市場 的運用更加廣泛。

4.2、降本路徑清晰，產業鏈待完善

鈉電池與鋰電池結構類似，可借鑒鋰電池產業化經驗。鈉離子電池與鋰離子電池 均屬于可充電電池，都遵循脫嵌式工作原理，主要結構都包括正極、負極、集流 體、電解液和隔膜。當鈉離子電池充電時，鈉離子從正極脫出，經過電解液和隔 膜到達負極并嵌入，使正極電勢高于負極，外電路電子從正極進入負極；放電過 程則與之相反。正因為鈉電池在架構方面與鋰電池的高度相似，因此二者可以實 現在電池生產設備、工藝方面的兼容和產線的快速切換。理論能量密度上限低于三元鋰電池，但能量密度區間與磷酸鐵鋰電池有重疊。鈉 離子電池能量密度為 70-200Wh/kg，與 NCM 三元鋰電池 240-350Wh/kg 范圍無重 合，遠高于鉛酸電池的 30-50Wh/kg；理論上高能量鈉電池和 LFP 鋰電池在同一水 平，固態鈉電池的理論能量密度甚至有望超過 400Wh/kg，但是現階段能夠投入量 產的鈉電池能量密度尚未突破 160Wh/kg 水平。

鈉離子提升能量密度的高確定性長期技術路徑是“液態→半固態→固態電解質”， 液態電池階段正極材料的技術突破也為能量密度提供進步空間。僅從能量密度的 角度考慮，鈉電池有望首先替代鉛酸和磷酸鐵鋰電池主導的低速電動車、儲能等 市場，短期內難以撬動消費電子和動力電池領域的市場。

安全性高，高低溫性能優異。鈉離子電池在高低溫測試中均顯示出較好的容量保 持率。由于鈉離子電池內阻略高導致瞬間發熱量少，其在過充、過放、短路、針 刺、擠壓等測試中也未出現起火或爆炸，安全性和穩定性為鈉電池開拓高寒和運 輸相關市場?？斐鋬瀯蒿@著，循環壽命長?？斐淠芰Ψ矫?，鈉離子的斯托克斯直徑比鋰離子更 小，相同濃度的電解液離子電導率高出 20%，或者為達到同樣離子電導率允許使 用更低濃度電解液；鈉離子的溶劑化能比鋰離子更低，具有更好的界面離子擴散 能力。循環壽命方面，鈉電池的理論循環可達到 10000 次，現階段在 3000-6000 次 左右，基本相當于磷酸鐵鋰電池。

成本節點已至，能量密度驅動降本。鈉離子電池的材料成本相比于鋰離子電池有 30-40%的下降空間。根據中科海鈉提供的數據，銅基鈉離子電池的材料成本約為 0.26 元/Wh，低于磷酸鐵鋰電池。鈉離子電池與鋰離子電池的材料成本差異主要 體現在：1）正極銅鐵錳氧化物的成本為磷酸鐵鋰的 1/2 左右；2）煤基碳負極材料成本不到鋰電池石墨的 1/10；3）鈉電池可使用低濃度電解液降低電解液成本；4）同等容量的鈉電池中鋁箔集流體成本是鋰電池鋁箔+銅箔集流體的 1/3。

電池廠商加速鈉離子電池布局。在鋰資源價格持續高位背景下，鈉離子電池成本 優勢更為凸顯，且鈉離子電池生產過程與鋰電池較為相似，切換難度低，主流電 池廠商都在加速對鈉離子電池的研發布局。

4.3、釩電池：安全性優勢顯著，成本仍待優化

全釩液流電池技術逐漸成熟。釩電池全稱為全釩液流電池，屬于液流電池的一種， 目前技術已逐漸成熟，憑借其獨特的安全性和度電成本的優勢，被視為在中大型 儲能領域最具應用前景的電化學儲能技術之一。

1985 年，全釩液流電池首次被新南威爾士大學提出，并于 1988 年開發出 1kW 的全釩液流電池堆。2002 年，攀鋼與中南大學合作釩電池研發，全釩液流電池在國 內開啟了商業化探索，2006 年中科院大連化學物理研究所成功研制出 10kW 電堆， 2009 年北京普能收購了加拿大 VRB power system 公司，掌握著全釩液流電池的 核心專利權。2020 年，大連、北京等地全釩液流電池儲能示范項目相繼開始建設， 2022 年 5 月，大連 100MW/400MWh 液流電池儲能示范項目成功并網，并將于同 年 8 月正式投入商業運行，這標志著釩電池技術的規?；呀涍M入發展快車道 。釩電池具有無固態反應、電極物質結構形態不改變的特點。在一定程度上釩電池 和燃料電池原理類似，將電解液分別儲存在兩個分開的反應儲罐中， 隨著電解液 的流動而分別進入到氧化反應儲室和還原反應儲室進行反應，兩個反應儲室之間 用隔膜隔開。這種液流儲能電池的能量效率取決于氧化反應和還原反應之間的電 壓差、活性物質的濃度以及不同條件下的極化損失， 因此電解液的性能是整個液 流電池最重要的影響因素。正極電解液由 V(V)和 V(IV)離子溶液組成，負極電解 液由 V(Ⅱ)和 V(Ⅲ)離子溶液組成。電池充電后，正極物質為 V(Ⅴ) 離子溶液，負 極為 V(Ⅱ)離子溶液；放電后，正、負極分別為 V(IV)和 V(III)離子溶液，電池內 部通過 H+導電。電解液決定容量，電堆決定功率。全釩液流電池儲能容量的大小取決于電解液的 體積和釩離子的濃度，電解液的濃度越高、體積越大，可參與反應的釩離子就越 多，可儲存的電能越多。倍率由電堆的電極面積大小決定，電堆電極面積越大， 釩離子和電極的有效接觸面積越大，可通過的電子越多，電流越大，即倍率。

全釩液流電池具備多維度優勢：高安全：全釩液流電池的釩離子存在硫酸水溶液中，而鋰電池的電解液為易燃的 有機溶劑，釩電池發生過熱、爆炸的可能性較低。雖然長時間運行可能導致離子 傳導膜發生破裂，正負極活性物質發生互混，也不會引起短路導致熱失控出現。系統運行過程中，電解液通過泵在電堆和電解液儲罐之間循環流動，電堆產生的 熱量可以通過電解液循環有效地排出。全釩液流電池液態均勻分布的特性使單體電池間一致性好，消除了因為電池一致性差導致的系統安全性問題。易擴展：功率和容量模塊相互獨立。全釩液流電池的功率由電堆中的電極規格和 數量決定，容量由電解液的濃度和體積決定。因此，功率的擴容可通過增大電堆 中電極的數量和增大電堆面積實現，容量的提高可通過增加電解液體積實現。功 率和容量相互獨立，使得設計更加靈活。

使用壽命長：全釩液流電池充放電過程中。釩離子僅發生價態變化，不與電極或 其他材料發生固相反應，100%的深度放電對電池壽命沒有影響。靜止狀態下，正 負極電解液分別儲存在儲液罐中，不會出現自放電。釩液電池的充放電循環壽命 可達 13000 次以上，日歷壽命超過 15 年。日本住友電工制造的 25 kW 的全釩液 流電池模塊在實驗室中運行，充放電循環次數超過 16000 次。電解液易回收，環保&經濟性好：全釩液流電池電解液中僅發生價態變化，無其 他副反應，長期使用后仍保持活性，可循環回收和再生利用。電解液回收可帶來 經濟效應，大幅降低電解液成本。低成本：長時儲能全生命周期的成本優于鋰電池。

全釩液流電池的缺點：初次安裝成本高。由于尚未規?；逃?， 且受制于設備、產能以及高額的前期投 入，目前液流電池成本仍舊偏高，安裝成本較高意味著全釩液流電池初期投資較 大，這在一定程度上限制了其產業化發展。另外，正常使用情況下，每隔兩個月 就要由專業人士進行一次維護，高頻次的維護使其難以在用戶側廣泛應用。釩電 池仍面臨巨大的價格壓力。隨著政策推進，釩電池形成規?；?、集群化產業后， 電池成本有望進一步下降。低能量密度和低效率。目前全釩液流電池的能量密度僅有 20~50Wh/kg，不足磷酸 鐵鋰電池的 1/3。釩電池需要用泵來維持電解液在電堆中流動，能耗較大，能量轉 化效率最高為 85％，低于鋰電池的 90％。工作溫度區間較窄。全釩液流電池理想的工作環境為 5~45℃，超出此范圍需要熱 管理系統加熱或冷卻。一旦高于這個溫度，正極溶液中就將析出沉淀物堵塞流道， 使其報廢。同時，溫度不能低于電解液的冰點，溫度過低會導致電解液凝固，而 溫度過高則會導致溶液中的 V5+形成 V2O5 析出，從而堵塞電解液通道，導致電 池報廢。