今天分享的是：2025电力设备及新能源行业之钒电池专题报告：深峡锁钒成碧玉，裂谷熔钛化金桥

　　随着风电、太阳能等新能源在电力系统中的占比持续攀升，如何解决其波动性、间歇性带来的消纳难题，成为构建新型电力系统的关键。在各类储能技术中，全钒液流电池（简称“钒电池”）凭借独特优势，正从技术研发走向规模化商用，成为长时储能领域的核心力量。

　　近年来，我国新能源产业迎来爆发式增长。数据显示，2015年以来，风电、太阳能发电装机容量占比逐年提升，截至2024年底，二者合计占比已达42%，较2015年实现翻倍增长。与之相对的是，火电、水电等传统电源占比持续下降，电力系统的“绿色化”转型成效显著。

　　然而，新能源发电的不稳定性也带来了新挑战。2024年，全国光伏利用率同比下降1.2个百分点，风电利用率下降1.4个百分点，部分月份甚至低于近五年同期水平。为破解这一难题，储能技术成为关键支撑——它既能平滑新能源发电曲线，又能在用电高峰释放电力，保障电网稳定运行。在各类储能技术中，长时储能（通常指储能时长4小时以上）因能匹配新能源大规模、周期性波动的特性，需求日益凸显。

　　在储能技术的“赛道”上，钒电池凭借一系列独特性能脱颖而出。与广泛应用的锂电池相比，钒电池的安全性更为突出：其采用水系电解液，从根本上避免了燃爆风险，而锂电池使用的有机电解液则存在热失控隐患。在寿命方面，钒电池循环次数可达1.5万-2万次，是锂电池的3-5倍，长期使用成本优势明显。

　　更重要的是，钒电池天然适配长时储能场景。其容量与功率相互独立，若需延长储能时长，只需增加电解液容量，无需更换核心设备，扩容灵活性远高于锂电池。从环保角度看，钒电池电解液可近100%回收，而锂电池回收流程复杂，存在污染风险。尽管钒电池初始建设成本是锂电池的1.5-2倍，但全生命周期内的度电成本随储能时长增加而显著下降——在储能时长8小时的场景下，其度电成本可比4小时场景降低近26%，这让它在大型电站、电网侧储能等场景中极具竞争力。

　　2024年成为钒电池产业的“里程碑之年”。据行业大会披露，当年我国液流电池储能电站新增并网规模达0.81GW/3.23GWh，较2023年增长10倍，标志着产业从示范阶段迈入商业化发展期。其中，全钒液流电池占据绝对主导地位，在2024年采招落地的液流电池项目中，全钒液流项目规模达973.45MW/4071.35MWh，容量占比96.67%，总中标金额超34.85亿元，多个GWh级项目的落地更是刷新了行业纪录。

　　产业链的成熟为产业爆发奠定了基础。目前，我国已实现全钒液流电池产业链自主可控：上游的钒原料供应稳定，2024年国内钒产量约16.5万吨（折合五氧化二钒）；中游的电解液、电堆等核心部件已实现国产化，大连融科、普能世纪等企业在关键技术上实现突破；下游应用覆盖电源侧、电网侧和用户侧，形成完整生态。

　　政策支持同样为产业注入动力。国家层面，“十四五”能源领域科技创新规划、新型储能发展实施方案等政策持续加码，明确支持液流电池技术研发与规模化应用；地方层面，四川、河北、攀枝花等地纷纷出台专项政策，推动“钒资源开发—关键材料—系统集成—终端应用”全产业链发展。以四川为例，其计划到2027年构建完善的钒电池产业集群，攀枝花则目标打造“中国钒电之都”，2030年形成1.5GW电堆生产能力。

　　从发展前景看，钒电池市场规模有望持续扩张。2024年，我国全钒液流电池市场规模约23.1亿元，随着大量项目进入并网、招投标阶段，预计2025年将迎来交付高峰，2026年市场规模有望增至144.6亿元，项目总规划规模将达3吉瓦。

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　　这一增长背后，是长时储能需求的快速提升。当风光发电占比达到20%-30%时，4小时以上长时储能成为刚需；占比达50%-80%时，储能时长需延长至10小时以上。目前，新疆、甘肃、内蒙古等新能源富集地区已出台政策，要求储能时长不低于4小时，为钒电池提供了广阔应用空间。

　　在实际应用中，一批标杆项目正在加速落地。新疆吉木萨尔北庭全钒液流储能一体化项目作为全国最大同类项目，总投资38亿元，2025年7月主体工程完工后，年发电量可达17.2亿千瓦时；新疆察布查尔光储项目则是国内首个GWh级全钒液流储能电站，标志着技术已成熟应用于大规模场景。

　　随着技术进步与规模效应显现，钒电池成本有望进一步下降，其在长时储能领域的竞争力将持续增强。在新能源主导的新型电力系统中，钒电池正从“备选方案”成为“优选方案”，为能源转型提供稳定支撑。

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