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摘要：全钒液流电池全称为钒氧化还原液流电池（VRB）（以下简称“钒电池”），具有可靠性高、容量大、寿命长等优势，特别适合大规模、长时化学储能领域，应用前景广阔，对支撑电网调峰、调频、需求侧响应具有重要意义。四川省钒资源丰富，为充分发挥资源优势，四川省经信厅牵头组织开展了钒电池储能试点示范建设前期研讨，并于近期出台关于促进钒电池储能产业发展的实施方案。本文结合调研情况，对钒电池储能产业相关概念、产业现状及趋势、四川省发展情况和金融支持情况进行梳理和总结，提出相关工作建议，供金融机构融资参考。

关键词：全钒液流电池；产业分析；金融支持

一、行业概况

（一）概述

随着新型电力系统中风光新能源占比逐渐提高，储能装备重要性凸显，目前主要分为物理储能、化学储能、电磁储能三大类：物理储能主要指抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等；化学储能主要指锂离子电池、铅酸电池、液流电池等；电磁储能主要指超级电容储能、超导储能等。

钒电池是新型化学储能形式之一。相较于锂电池，钒电池具有安全性高、循环寿命长、存储容量大、全生命周期成本低等优势，主要定位为新能源发电消纳、电网调峰应急、负荷侧需求响应等大容量长时储能电站应用场景，在全球新能源逐步取代传统化石能源的大背景下，钒电池产业发展潜力巨大。

（二）产业链组成

上游原料主要为五氧化二钒和全氟磺酸膜等。

中游是钒电池储能系统的设计和制造，核心为电解液和电推，成本占比约75%，其中电解液成本约占40%，电堆成本约占35%。

下游主要是钒电池的应用，包括发电侧配储、电网调峰和用户侧储能等。

二、产业现状及发展趋势

（一）国家相关政策

近年来，加快构建新型电力系统相关政策相继出台，赋予了储能在实现“双碳”目标中更为重要的战略地位。按照国务院《2030年前碳达峰行动方案》，2025年、2030年我国清洁能源消费比重分别将达到20%和25%，新能源发电随机性、波动性、间歇性带来的问题将日益突出。“十四五”时期是我国实现碳达峰目标的关键期和窗口期，也是包括钒电池在内的新型储能的重要发展机遇期。

（二）产业发展趋势

根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，其中新型储能累计装机规模45.7GW，同比增长80%；全国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，其中新型储能累计装机规模13.1GW，同比增长128%；无论是全球还是全国范围，2022年新型储能新增装机量均创历史新高，抽水蓄能装机占比首次低于80%。2025年全国新型储能累计装机规模规划达30GW以上，“十四五”期间年均增速达75%。EVTank预计2025年中国钒电池储能新增规模将达2.3GW，2030年新增量有望达到4.5GW，届时钒电池累计装机量预计达24GW。

全国新型储能装机量增长趋势

目前国内新型储能装机中，锂离子电池占比94.5％、压缩空气2.0％、液流电池占1.6％、铅酸（炭）电池占1.7％，飞轮、重力等其他技术路线占0.2％。2022年国家能源局制定《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》、《电化学储能电站安全规程》等文件，对储能电站的安全管理、设备选型、运行维护提出了更高要求。目前锂电池占据化学储能装机主流，但由于近年来锂电池储能火灾、爆炸等安全事故频发，而钒电池在安全性、容量规模、使用寿命等方面具有突出优势，大型电化学储能采用钒电池技术的应用前景较为广阔。

（三）国内在建项目情况

整体来看，钒电池尚处商业化运营初期，市场参与者相对较少，产业链上企业相对分散，前期发展主要依靠头部厂商推动，后续随着下游大型电网侧、发电侧项目逐步落地，钒电池产业链有望向规模化发展

2020年以前，国内钒电池储能处于小规模示范验证阶段，项目单体规模基本不超过10MW；2021年以来，随着各省新型储能政策密集出台，数个百兆瓦级钒电池储能项目陆续启动论证。

三、四川省发展情况

（一）省内相关政策

四川省支持钒电池发展的相关规划及专项政策整理如下：

（二）四川省工作开展情况

从上世纪八十年代起，国外开始钒电池应用研究，目前已进入百兆瓦级储能实用阶段。国内对钒电池研究始于90年代中期，绵阳九院率先建成500W/1KW钒电池样机，近年来辽宁、湖北、甘肃等15个省已建、在建和拟建钒电池示范项目30余个，均处于政策支持示范阶段，四川省内尚无建成和在建项目。另一方面，四川省作为全国产钒大省，总产钒量占全国的60%以上，6家主要产钒企业中有4家在川，攀枝花市也是国内最早制订钒电池产业发展规划的地区，攀钢集团、川威集团、四川伟力得等公司在钒电池产业链方面起步较早、有一定成果，但与大连融科、北京普能等业内龙头相比影响力仍偏弱。

2022年8月，攀枝花市政府向四川省政府上报《关于支持攀枝花市钒电池全产业链发展的请示》（攀府〔2022〕28号函）。按照省政府要求，省经信厅牵头会同主要省级部门、省级产业投资基金、攀枝花市、内江市、乐山市、达州市经信局以及行业协会和主要企业代表对攀枝花市请示事项进行了专题研究。

2022年11月，为切实推动四川省钒电池储能产业发展研究工作开展，省经信厅组织召开工作推进会，中国电子信息产业发展研究院、中国金属学会、国家电力投资集团、攀钢集团、德胜集团、达钢集团等单位参会，同时，省经信厅委托中国电子信息产业发展研究院和中国金属学会联合开展调研工作，并就全省钒电池储能产业技术性论证、竞争力分析、未来五年规划、具体实施方案、重大试点示范工程应用等方面提出技术支撑。2023年4月，我行受邀参加省经信厅组织的钒电池储能试点示范项目前期讨论会。

2024年5月，四川省经信厅联合6部门印发了《促进钒电池储能产业高质量发展的实施方案》，具体发展目标确定为：到2027年，钒电池储能产业技术水平和创新能力位居全国前列，钒资源、钒电解液、双极板、电极等材料和部件生产能力大幅提升，钒电池储能用钒产量保持全国领先，培育壮大龙头企业，建成一批经济效益好、带动能力强的试点示范项目，实现钒电池产业集聚化、规模化发展，建成国内领先的钒电池产业基地。

（三）四川省示范项目推动情况

2023年7月，国家电投集团四川公司分别与攀枝花、内江两地地方政府签订意向投资协议。据调研了解，上述项目目前处于前期规划阶段，项目情况如下：

攀枝花100MW/500MWh钒电池储能示范项目：项目位于攀枝花市钒钛高新区，总投资约16亿元，拟用地面积约80亩，主要为攀西地区风电、光伏的开发消纳提供有利条件。

内江100MW/400MWh钒电池储能示范项目：项目位于内江市经开区，总投资15亿元，拟用地面积约45亩，主要为川南区域负荷中心及成渝地区提供电网调峰、调频和应急备用等功能。

四、金融支持情况

（一）示范项目情况

钒电池行业尚处于规模化发展初期，市场体量小，大型项目少，目前全国落地项目比较有代表性的为大连恒流储能电站一期100MWh/400MWh项目。

1.项目基本情况。该项目是首个国家级大型化学储能示范项目，由大连国资委控股的大连热电与钒电池头部企业大连融科共同出资成立的大连恒流储能电站有限公司作为投资建设和运营主体。项目总投资18.95亿元，2019年国家开发银行牵头与中国进出口银行共同组建银团向该项目授信15亿元，期限16年。

2.收益模式。该项目经国家发改委批复同意，作为全国性示范项目可先行先试采用两部制电价；辽宁省发改委作为价格核定有权部门，负责根据建设成本及运营成本进行价格核算。辽宁省发改委表示将在项目建成后出台细则，落实两部制电价；目前项目已建成，由于涉及责任主体确定、成本核算、电价分摊等问题，两部制电价迟迟未能落实。

3.项目运营情况。项目于2022年10月投产运营，目前经济效益一般，主要原因如下：一是该项目为国内首个大型钒储能电站，由于技术不成熟、缺乏经验等原因，导致投资成本高达4.7元/Wh，远高于目前3元/Wh的行业平均水平，拉低了项目的投资回报率；二是两部制电价未落实，导致项目收入未达预期，目前项目还本付息主要依靠股东资金支持。

（二）需关注的问题

结合大连示范项目建设运行情况，钒电池储能项目推动过程中应重点关注如下方面：

1.投资成本控制。参考锂电池在商用后成本迅速下降的路径，可以预见钒电池在大规模量产后成本还有较大下调空间。因此，未来3-5年新建项目需特别关注投资成本控制，避免后续因行业平均投资成本降低而失去市场竞争力。

2.原料供应的稳定性。钒电池成本占比最高的是电解液，而电解液原材料中成本占比最高的是五氧化二钒，因此钒的价格波动和供应保障对钒电池产业健康发展至关重要。我国钒钛磁铁矿资源丰富，目前国内85%的钒都来自于钒渣提钒，钒的供应受制于钢铁产量。若钒电池应用快速起量，可能造成供需吃紧，进而推动钒价格上涨，影响项目经济性。

3.收益机制的完善。通过前期调研情况看，对包括钒电池在内的新型储能领域，国家政策方向是尽可能推向电力市场去获利，未来容量租赁费及调峰调频等辅助服务费将会是钒储能电站的主要收益来源。2023年7月，四川省发改委等4部门联合印发了《关于加快推动四川省新型储能示范项目建设的实施意见》，其中提出支持新型独立储能项目通过容量租赁费、辅助服务费用回收建设成本并获得合理收益，但文件中未对钒储能电站给予差异化政策，钒储能收益机制仍需更多政策支持。

五、下一步金融支持建议

钒电池发展前景广阔，目前正处于从示范阶段向商业化转变的过程中，相关技术研究已经广泛开展，投资成本、收益模式等问题有望解决。同时，四川省钒电池产业链相对完整、钒资源优势突出，省政府已将钒电池作为新型储能发展的重要选项，部分市州也在推动构建试点示范项目，未来3-5年或将成为省内能源领域的一个增长点。据此，就金融支持该产业有如下两方面建议：

（一）动态关注，择机支持

目前四川省对新型储能相关政策方向是将其尽可能推向电力市场去获利，明确给予新型储能与抽水蓄能相同容量电价机制的可能性很小，而全省辅助服务市场尚未建立，所以共享租赁应是构建价格机制的主流选择。建议一是金融机构应积极参与四川省建立完善新型储能价格长期疏导机制，推动由源、网、荷共同承担储能发展成本，落实同等条件下电网优先调用和每年最低调用次数等配套政策；二是关注示范项目业主与新能源企业在合理价格区间内签订容量租赁协议、与电网企业签订并网调度协议等，在项目收益模式清晰、还款来源夯实的基础上，对示范项目进行支持。

（二）明确重点，主动谋划

在加强前期跟进研究的基础上，金融机构应在借款主体、重点区域、项目类型等方面有侧重的进行谋划和选择。一是借款主体。钒电池储能电站方面，重点跟进国家电投四川公司等大型央企国企项目，特别是新能源发电企业、钒电池储能企业及地方国企平台联合投资主体，能够在成本、运营、收益多方相互补益；产业链补链强链方面，重点支持省自然资源集团、攀钢集团、伟力得等产业龙头企业的资源保障和技术研发工作，积极探索“电解液租赁+储能电站”的闭环融资模式，既支持战略资源储备，又达到降低钒电池投资造价目的，推动全产业链健康发展。二是重点地区。优先考虑省内负荷中心地区、产钒地区和意愿较强的市州，支持在成都、攀枝花、达州、内江、乐山、凉山等地开展钒储能试点示范，推动技术创新和模式创新。三是项目类型。重点推动并网条件优、价格机制有保障的电网侧项目；积极推动光伏电站集中区域内的共享储能项目；密切关注新能源发电企业以自建、租用或购买等形式配置钒电池储能。

参考文献：

[1]张华民;张宇;李先锋;王晓丽.全钒液流电池储能技术的研发及产业化[J].高科技与产业化. 2018（04）：59-63.