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2023年储能行业年度策略:商业模式逐步清晰,国内储能放量在即
编辑: 更新于:2023-01-04 12:00:00 阅读:

1、储能:新型电力系统关键环节
1.1、高比例新能源接入为主要特征的新型电力系统面临新挑战

构建新型电力系统是实现“碳中和”的基本路径。“碳中和”背景下,我国到 2030 年非化石能源在一次能源消费结构中占比要达到 25%以上,到 2060 年要实现碳 中和目标,未来能源结构将会形成以电力为主的格局,而电力的生产将向清洁能 源为主切换。所以构建以新能源为主体的新型电力系统是实现我国能源结构转型、 达成“碳中和”目标的重要保障和基本路径。新型电力系统以新能源为主体,智能化为手段,源网荷储一体化为支撑。新型电 力系统是以新能源为供给主体,以确保能源电力安全为基本前提,以满足经济社 会发展电力需求为首要目标,以坚强智能电网为枢纽平台,以源网荷储互动与多 能互补为支撑,具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本 特征的电力系统。新型电力系统具有“两高”特征,即高比例新能源和高比例电力电子化。用新能 源发电取代火电,用电取代化石能源,实现电力生产清洁化,以及交通、建筑、 工业等终端领域电气化,从而实现整个能源结构的脱碳。

非化石能源发电量占比和终端电气化率到 2060 年均超过 90%。新型电力系统关 键变化在于非化石能源在一次能源消费中占比、非化石能源发电量在总发电量中 占比、终端电气化率等。新型电力系统需要大幅提高非化石能源在一次能源消费 中的占比,到 2060 年达到 89%;大幅提高电力在终端能源消费比重,2060 年达 到 91.82%;大幅提高非化石能源发电量在总发电量中的比重,到 2060 年达到 92.73%。高比例新能源接入带来电力系统新挑战。将可再生能源作为主要的发电端将带来电力系统发电特征的变化,尤其是风光出力与负荷存在不平衡,弃风弃光问题亟 待解决。

新型电力系统面临新挑战:1)发电侧:风光发电占比快速提升。由于风光具有波动性和间歇性的特征,随着 其在电力系统中渗透率的提升,新增风光项目存在有序接入难、高效并网难、调 控消纳难等问题。2)用电侧:社会电气化程度提高,新型用能主体增加,存在更多的尖峰负荷冲击, 负荷不稳定性增加。新能源装机对消纳能力挑战逐步显现。截至 2022 年 8 月,国内风电装机容量占比 13.97%,光伏装机容量占比 14.19%,新能源装机比例的快速提升对电网消纳能力 构成了挑战,加强储能系统建设的必要性逐步显现。

1.2、储能是构建新型电力系统的关键环节

储能是构建新型电力系统不可或缺的关键环节。构建新型电力系统需从“源网荷” 转向“源网荷储”,储能是能源结构转型的关键环节和重要推手,加快储能产业的 发展对构建清洁稳定的能源供给体系和健康安全的能源消费体系至关重要。

储能本质上是对能量供需不匹配问题的解决,对能源在生产与消费上的耦合至关 重要,具有平衡实时功率、提高电力系统容量系数、转移能量等功能。1)在电源侧,储能系统可以改善新能源出力与负荷在时间和空间上的不平衡性, 减少弃风弃光,提高新能源消纳能力;2)在电网侧,储能系统能够减少对电网扩容的需求,降低电网建设成本,提高电 网安全性与稳定性;3)在用户侧,储能系统能够带来峰谷价差套利,减少用电成本,分布式储能还能 提高用户自身对电力的控制能力。

2、顶层设计不断完善,市场化步伐急速
2.1、解决新型储能行业发展痛点,实现储能可持续健康发展

我国新型储能行业发展逐步进入商业化初期阶段。我国新型储能行业发展已从前 期的示范应用阶段逐步进入商业化初期,根据《关于加快推动新型储能发展的指 导意见》的规划,到 2025 年我国新型储能全面进入规模化发展阶段,到 2030 年 实现全面市场化发展。要实现新型储能发展目标,目前面临两大痛点:1)收益模式问题亟待解决。在收益模式上:一方面,收益模式需要解决“成本主 体和获益主体不一致”的问题。历史来看,储能及辅助服务相关成本主要由发电 侧分摊,目前通过建立共享储能商业模式、将容量电价并入收益范围等举措,将 投资主体与获益主体进行统一。另一方面,收益模式还需要解决“收益来源单一” 的问题。随着分时电价机制和电力辅助服务市场机制不断完善,储能收益途径不 断拓展,收益来源单一问题有望得到进一步缓解。2)成本和安全问题亟待优化。一方面,技术发展推动现有电池储能系统受益规模 化持续降本将进一步有效解决成本问题。另一方面,多种新技术持续进入实验、 试点示范、商业化运行,推动储能实现降本增效。

2.2、顶层设计不断完善储能商业模式

顶层设计不断完善储能商业模式。2021 年以来,针对储能行业商业模式的制度不 断优化,改善新型储能发展的商业环境:2021 年 7 月,发改委发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,明确储 能发展规划,并提出 2025 年 3000 万千瓦以上规模计划;2021 年 12 月,国家能源局发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务 管理办法》新增了新型储能为独立市场主体,新增转动惯量、爬坡、调相等辅助服务品种,建立用户参与的分担共享机制,对储能行业的发展形成实质性利 好;2022 年 3 月,国家能源局发布推进电力现货市场建设工作通知,明确加快建 设全国统一电力市场体系,以市场化方式促进电力资源优化配置。

2.3、多管齐下加快新型储能市场化步伐

多管齐下加快新型储能市场化步伐。在发改委、能源局发布的《“十四五”新型 储能发展实施方案》中明确,要推动新型储能作为独立主体参与电力市场交易, 推广共享储能等新型商业模式,加快落实储能电站容量电价机制、用户侧尖峰电 价机制等,切实推动新型储能向市场化迈进。我国储能行业正处于转向市场驱动 的关键过渡时期,该方案的出台将极大利好未来五年我国储能行业的加速发展。

3、表前关注共享独立储能,表后初步具备经济性
储能应用场景广泛,可分为电源侧、电网侧和用户侧三大场景七大应用方式。

电源侧:(1)风光配储:利用储能系统实现可再生能源发电的平滑输出,提升电能质量, 提高电力输出稳定性,增加上网电量;(2)火电联合调频:根据电网指令,在电网出现频率波动时,替代原有机组出力, 响应调频指令,获得联合调频补偿。
电网侧:(3)有偿调峰:通过储能系统充放电实现调峰,获取调峰补偿。减小配电网投资,缓解用电峰值期间的电网负荷压力;(4)独立调频:根据 AGC 指令快速精准调频,平滑电网频率,提高电网运行效 率和安全稳定性水平,获取调频补偿;(5)其他服务:电力辅助服务,黑启动,调压等。

用户侧:(6)削峰填谷:使用储能系统在低电价时储能,高电价时放电,从而在不改变用 户行为的情况下,帮助用户节约用电成本;(7)需量调节:不影响正常生产的情况下,通过降低最高用电功率,从而节省基 本电费,获取节省的需量电费收益。表前应用仍是国内装机主要来源。根据 CNESA 数据,2021 年国内新增储能装机 中,41%来自于电源侧储能,35%来自于电网侧储能,表前应用合计占 2021 年国 内储能装机比例达到 76%。其中将电源侧拆分来看,新能源配储依旧是电源侧储 能的下游核心应用,2021 年占电源侧装机比例超过 70%。

新能源强制配储为电源侧装机发展提供有力支撑。在发改委 2021 年 7 月《关于鼓 励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中,明确提出 了超过电网企业保障性并网以外的可再生能源装机规模,按照功率 15%的挂钩比 例配建调峰能力。在新能源消纳压力逐步增加的背景下,去年下半年以来各地也 逐步明确了新能源强制配储的要求。

光伏电站配储目前仍不具备经济,共享储能优于自建储能。假设光伏电站年利用 小时数 1300 小时,限电率 5%的情况下,配储比例 15%,配储时长 2 小时的情况 下,储能系统年工作天数 330 天的情况下,通过自建方式为光伏电站配置储能盈 利能力降低,IRR 相较不配储的情况下降 1.32%;如果通过租赁共享储能的方式 完成电站配储,在租金 300 元/kw/年的情况下,IRR 为 5.69%,虽然仍旧低于不配 储的情况,但是相较于自建储能 IRR 提升 0.28%。

共享储能具有易于调度、质量可控、收益多元等多重优势。与“1 对 1”的传统储 能项目相比,“1 对 N”的共享储能将显著缩短投资回收周期,提高项目收益率。1) 成本:规模效应下降低配储建设成本,节省日常运维成本,促进新能源科学消纳;2)收入:“一站多用”参与调峰调频等电力辅助服务,租金收入叠加补贴收入, IRR 有望达到 8%以上。未来随着技术进步叠加规模效应,共享储能度电成本在 “十五五”期间将接近抽蓄水平,收益前景可观。目前已公示共享储能项目总规模超 12GW/24GWh。截至 2021 年底,共有 84 个 共享储能项目通过备案或公示,主要分布在内蒙古等 9 个省份,项目总规模超 12GW/24GWh。其中湖北省项目数目最多,共 24 个。同时,共享储能单个项目规 模越来越大,配套时长在 2 到 4 小时,目前已有 7 个项目规模达到 1GWh,其中 6 个位于河北省,1 个位于宁夏省。

多地政策明确提出发展共享储能。2021 年宁夏、青海、山东等七省先后在政策中 明确提出建设发展共享储能,义乌市也发布细则鼓励推广共享储能商业模式。

电网侧的储能主要用于支持可再生能源并网和电力辅助服务。电力辅助服务是指 为维持电力系统安全稳定运行,保证电能质量,促进清洁能源消纳,除正常电能 生产、输送、使用外,由火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水 蓄能、自备电厂等发电侧并网主体,电化学、压缩空气、飞轮等新型储能,传统 高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指 令的可调节负荷(含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合)提供的服务。电力辅助服务遵循“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则。为电力系统运 行整体服务的电力辅助服务,补偿费用由发电侧并网主体、市场化电力用户等并 网主体共同分摊;为特定发电侧并网主体或特定电力用户服务的电力辅助服务, 补偿费用由相关发电侧并网主体或相关电力用户分摊。
独立储能参与调峰暂时不具备经济性。电价市场化改革是未来重要方向,以山东 省 100MW/200MWh 独立储能电站为例,不考虑容量租赁的情况下,假设储能系 统循环寿命 6000 次,年调用次数 300 次,EPC 成本参考近期中标价格假设为 2 元/Wh,在峰谷价差为 0.6 元/KWh 的情况下,IRR 仅为 2.32%,独立储能单独参 与调峰的经济性较差。

独立储能参与调峰经济性的实现仍需较大优化。在 8%的内含回报率的要求下,以 目前 0.6 元/KWh 峰谷价差测算,EPC 成本需要降至 1.3 元/Wh 左右时才能具备经 济性;如果假设 2 元/Wh 的 EPC 成本不变的话,对应峰谷价差超过 0.9 元/KWh 的时候独立储能调峰也将具备经济性,目前仍有较大优化空间。

容量租赁有助提升收益率。独立储能可以通过将容量租赁给新能源发电企业,获 取稳定租金收益来提升自身回报率。在目前 15 万元/MW 的租赁价格,20%出租 比例的情况下,独立储能电站 IRR 可以提升至 4.80%。

独立储能电站调频经济性更优。以山东省 30MW/30MWh 独立储能电站为例,假 设电池寿命 10 年,有效调频响应持续时间和间隔时间分别为 3 分钟和 2 分钟,调 频综合指标 K 为 1,里程补偿标准 8 元/MW,年运行天数 330 天,参考上半年调 频电站中标价格,假设 EPC 单价 2.3 元/Wh 的情况下,独立储能电站调频 IRR 可 以达到 16.81%,经济性相较于调峰明显改善。

用户侧储能主要盈利模式:1)需量电费管理及动态增容。大工业用电实行两部制电价,由基本电价、电度电 价和功率因数调整电费三部分构成,基本电价取决于最大需量或变压器容量。储 能系统安装可以降低峰值功率需求,节约基础电费。储能系统的应用也可以平抑 波谷,避免变压器增容。

2)需求响应。电网通过调度使用用户储能系统,平衡电网需求和负荷,并给予补 偿的模式。以前期发布细则的广州市为例,补贴费用通过有效响应电量、补贴标 准和响应系数共同确定。目前需求响应在国内还处于应用早期。

3)电价套利。峰谷套利是用户侧储能最基础的盈利模式,通过电价谷时充电,峰 时放电获取峰谷电价差收益实现盈利;对于分布式新能源发电配储,可以通过在 发电系统出力高峰期存储余电,并在发电系统出力低谷期放电,平滑出力波动, 实现用电电价和余电上网电价套利,增加分布式发电系统收益。电价套利是现阶段户用储能主流应用模式。国内用户侧储能以工商业和产业园为主。2021 年国内新型储能中用户侧储能占比 达到 24%,重要性愈发凸显,细分应用场景来看,国内工商业和产业园占据了绝 对主力,合计占比超过 80%,是用户侧应用的主流用途。

完善分时电价机制,进一步扩大峰谷价差。2021 年 7 月,国家发改委发布《关于 进一步完善分时电价机制的通知》,规定峰谷电价价差原则上不低于 4:1,尖峰电 价在峰段电价基础上上浮比例不低于 20%。目前我国共有 28 个省份发布了分时 电价政策,其中其中广东重庆可达 0.95 元/kwh。国内用户侧储能初步具备经济性。以广东 20MWh 用户侧储能电站为例,假设 EPC 价格为 2 元/Wh,在每天两充两放的情况下,全生命周期 IRR 可达 9.27%,如果 EPC 单价可以降至 1.5 元/Wh,对应 IRR 可以提升至 16.94%,国内用户侧储能已 经初步具备经济性。

2022 年以来国内储能迎来跨越式发展。2022 年初以来,国内新增储能招标容量呈 现跨越式发展局面,下半年以来更是不断加速频创新高。受上游原材料,尤其是 锂电池材料价格上涨的影响,今年以来 EPC 招标均价稳定在 1.75 元/Wh 以上,设 备招标均价维持在 1.5-1.6 元/Wh,相较于去年年底有所提升。

未来随着成本持续下降及商业模式日益成熟,储能市场发展潜力巨大。预计今年 全球新增装机容量将达 35.5GWh,未来有望持续保持高增长,预计 2025 年新增 装机约 300GWh,2021-2025 年 CAGR 达 97.2%。

分地区来看,中国市场是储能装机贡献的重要来源。主要在电源侧配套储能驱动 下,今年国内储能需求有望达 10.1GWh,预计到 2025 年有望超过超 100GWh,国 内纯干装机高速成长。海外除了电源侧配储发力外,用户侧装机同样潜力十足, 其中户储及工商业均有较大增长空间。预计今年海外储能需求有望达 25.4GWh, 2025 年接近 200GWh。

4、成本安全仍需突破,储能优化重在技术进步
4.1、储能技术多样,形式仍待突破

提升储能的安全性和经济性,核心方向在于技术进步。储能技术主要分为电储能和热储能,电储能包括物理形式的抽水蓄能、压缩空气 储能、飞轮储能、超级电容器等,以及化学形式的氢储能、电化学形式的锂离子 电池、铅蓄电池、液流电池等。

衡量不同储能技术的指标主要包括额定功率、响应速度等。在不同储能技术中, 电化学储能响应速度快,其中锂离子电池、铅酸电池响应时间均为 1s-1min。抽水 蓄能响应时间较长,但是能够实现大功率存储。根据储能时长的不同要求,储能 技术又可以区分为四种应用类型:容量型(≥4h)、能量型(约 1-2h)、功率型(≤ 30min)和备用型(≥15min)。在不同储能技术中,电化学储能和氢储能的功率和周期覆盖范围最为灵活。电池 储能功率可以在 1kW-100MW 以上,可存储周期可达数天;氢能及衍生气体可以 在保证经济性的条件下实现大规模长周期储能;可存储氢能规模在 0.1-1000MW, 可存储时长为 1 小时到数周。

综合成本、响应时间、功率灵活性来看,电化学储能是目前的优质储能技术选择。

电化学储能系统主要包括:电池系统、电池管理系统 BMS、储能变流器 PCS、能 量管理系统 EMS 等,成本占比分别为 60%、5%、20%、10%。储能电池主要以 LFP 电池为主。从储能技术类别来看,锂离子电池具有污染小、 储能密度高、充放电效率高、响应速度快、产业链完整等优点,是最近几年发展 最快的电化学储能技术。随着其成本的逐步下降,锂离子电池的经济性开始凸显, 新增电池储能越来越多采用锂离子电池,并逐步替代存量铅蓄电池,在储能市场 的运用更加广泛。

4.2、降本路径清晰,产业链待完善

钠电池与锂电池结构类似,可借鉴锂电池产业化经验。钠离子电池与锂离子电池 均属于可充电电池,都遵循脱嵌式工作原理,主要结构都包括正极、负极、集流 体、电解液和隔膜。当钠离子电池充电时,钠离子从正极脱出,经过电解液和隔 膜到达负极并嵌入,使正极电势高于负极,外电路电子从正极进入负极;放电过 程则与之相反。正因为钠电池在架构方面与锂电池的高度相似,因此二者可以实 现在电池生产设备、工艺方面的兼容和产线的快速切换。理论能量密度上限低于三元锂电池,但能量密度区间与磷酸铁锂电池有重叠。钠 离子电池能量密度为 70-200Wh/kg,与 NCM 三元锂电池 240-350Wh/kg 范围无重 合,远高于铅酸电池的 30-50Wh/kg;理论上高能量钠电池和 LFP 锂电池在同一水 平,固态钠电池的理论能量密度甚至有望超过 400Wh/kg,但是现阶段能够投入量 产的钠电池能量密度尚未突破 160Wh/kg 水平。

钠离子提升能量密度的高确定性长期技术路径是“液态→半固态→固态电解质”, 液态电池阶段正极材料的技术突破也为能量密度提供进步空间。仅从能量密度的 角度考虑,钠电池有望首先替代铅酸和磷酸铁锂电池主导的低速电动车、储能等 市场,短期内难以撬动消费电子和动力电池领域的市场。

安全性高,高低温性能优异。钠离子电池在高低温测试中均显示出较好的容量保 持率。由于钠离子电池内阻略高导致瞬间发热量少,其在过充、过放、短路、针 刺、挤压等测试中也未出现起火或爆炸,安全性和稳定性为钠电池开拓高寒和运 输相关市场。快充优势显著,循环寿命长。快充能力方面,钠离子的斯托克斯直径比锂离子更 小,相同浓度的电解液离子电导率高出 20%,或者为达到同样离子电导率允许使 用更低浓度电解液;钠离子的溶剂化能比锂离子更低,具有更好的界面离子扩散 能力。循环寿命方面,钠电池的理论循环可达到 10000 次,现阶段在 3000-6000 次 左右,基本相当于磷酸铁锂电池。

成本节点已至,能量密度驱动降本。钠离子电池的材料成本相比于锂离子电池有 30-40%的下降空间。根据中科海钠提供的数据,铜基钠离子电池的材料成本约为 0.26 元/Wh,低于磷酸铁锂电池。钠离子电池与锂离子电池的材料成本差异主要 体现在:1)正极铜铁锰氧化物的成本为磷酸铁锂的 1/2 左右;2)煤基碳负极材料成本不到锂电池石墨的 1/10;3)钠电池可使用低浓度电解液降低电解液成本;4)同等容量的钠电池中铝箔集流体成本是锂电池铝箔+铜箔集流体的 1/3。

电池厂商加速钠离子电池布局。在锂资源价格持续高位背景下,钠离子电池成本 优势更为凸显,且钠离子电池生产过程与锂电池较为相似,切换难度低,主流电 池厂商都在加速对钠离子电池的研发布局。

4.3、钒电池:安全性优势显著,成本仍待优化

全钒液流电池技术逐渐成熟。钒电池全称为全钒液流电池,属于液流电池的一种, 目前技术已逐渐成熟,凭借其独特的安全性和度电成本的优势,被视为在中大型 储能领域最具应用前景的电化学储能技术之一。

1985 年,全钒液流电池首次被新南威尔士大学提出,并于 1988 年开发出 1kW 的全钒液流电池堆。2002 年,攀钢与中南大学合作钒电池研发,全钒液流电池在国 内开启了商业化探索,2006 年中科院大连化学物理研究所成功研制出 10kW 电堆, 2009 年北京普能收购了加拿大 VRB power system 公司,掌握着全钒液流电池的 核心专利权。2020 年,大连、北京等地全钒液流电池储能示范项目相继开始建设, 2022 年 5 月,大连 100MW/400MWh 液流电池储能示范项目成功并网,并将于同 年 8 月正式投入商业运行,这标志着钒电池技术的规模化已经进入发展快车道 。钒电池具有无固态反应、电极物质结构形态不改变的特点。在一定程度上钒电池 和燃料电池原理类似,将电解液分别储存在两个分开的反应储罐中, 随着电解液 的流动而分别进入到氧化反应储室和还原反应储室进行反应,两个反应储室之间 用隔膜隔开。这种液流储能电池的能量效率取决于氧化反应和还原反应之间的电 压差、活性物质的浓度以及不同条件下的极化损失, 因此电解液的性能是整个液 流电池最重要的影响因素。正极电解液由 V(V)和 V(IV)离子溶液组成,负极电解 液由 V(Ⅱ)和 V(Ⅲ)离子溶液组成。电池充电后,正极物质为 V(Ⅴ) 离子溶液,负 极为 V(Ⅱ)离子溶液;放电后,正、负极分别为 V(IV)和 V(III)离子溶液,电池内 部通过 H+导电。电解液决定容量,电堆决定功率。全钒液流电池储能容量的大小取决于电解液的 体积和钒离子的浓度,电解液的浓度越高、体积越大,可参与反应的钒离子就越 多,可储存的电能越多。倍率由电堆的电极面积大小决定,电堆电极面积越大, 钒离子和电极的有效接触面积越大,可通过的电子越多,电流越大,即倍率。

全钒液流电池具备多维度优势:高安全:全钒液流电池的钒离子存在硫酸水溶液中,而锂电池的电解液为易燃的 有机溶剂,钒电池发生过热、爆炸的可能性较低。虽然长时间运行可能导致离子 传导膜发生破裂,正负极活性物质发生互混,也不会引起短路导致热失控出现。系统运行过程中,电解液通过泵在电堆和电解液储罐之间循环流动,电堆产生的 热量可以通过电解液循环有效地排出。全钒液流电池液态均匀分布的特性使单体电池间一致性好,消除了因为电池一致性差导致的系统安全性问题。易扩展:功率和容量模块相互独立。全钒液流电池的功率由电堆中的电极规格和 数量决定,容量由电解液的浓度和体积决定。因此,功率的扩容可通过增大电堆 中电极的数量和增大电堆面积实现,容量的提高可通过增加电解液体积实现。功 率和容量相互独立,使得设计更加灵活。

使用寿命长:全钒液流电池充放电过程中。钒离子仅发生价态变化,不与电极或 其他材料发生固相反应,100%的深度放电对电池寿命没有影响。静止状态下,正 负极电解液分别储存在储液罐中,不会出现自放电。钒液电池的充放电循环寿命 可达 13000 次以上,日历寿命超过 15 年。日本住友电工制造的 25 kW 的全钒液 流电池模块在实验室中运行,充放电循环次数超过 16000 次。电解液易回收,环保&经济性好:全钒液流电池电解液中仅发生价态变化,无其 他副反应,长期使用后仍保持活性,可循环回收和再生利用。电解液回收可带来 经济效应,大幅降低电解液成本。低成本:长时储能全生命周期的成本优于锂电池。

全钒液流电池的缺点:初次安装成本高。由于尚未规模化商用, 且受制于设备、产能以及高额的前期投 入,目前液流电池成本仍旧偏高,安装成本较高意味着全钒液流电池初期投资较 大,这在一定程度上限制了其产业化发展。另外,正常使用情况下,每隔两个月 就要由专业人士进行一次维护,高频次的维护使其难以在用户侧广泛应用。钒电 池仍面临巨大的价格压力。随着政策推进,钒电池形成规模化、集群化产业后, 电池成本有望进一步下降。低能量密度和低效率。目前全钒液流电池的能量密度仅有 20~50Wh/kg,不足磷酸 铁锂电池的 1/3。钒电池需要用泵来维持电解液在电堆中流动,能耗较大,能量转 化效率最高为 85%,低于锂电池的 90%。工作温度区间较窄。全钒液流电池理想的工作环境为 5~45℃,超出此范围需要热 管理系统加热或冷却。一旦高于这个温度,正极溶液中就将析出沉淀物堵塞流道, 使其报废。同时,温度不能低于电解液的冰点,温度过低会导致电解液凝固,而 温度过高则会导致溶液中的 V5+形成 V2O5 析出,从而堵塞电解液通道,导致电 池报废。

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