(二)钠离子电池容量逼近磷酸铁锂电池，资源优势显现，有望在储能等领域与锂电池互补

　　钠离子电池与锂电池各有优势，有望在储能等领域对锂电池形成补充。钠离子电池由于其资源丰富、低温性能好、充放电速度快等优点，得到了储能领域的高度关注。从性能来看，钠离子电池能量密度、循环寿命低于锂电池，但其在低温性能、快充方面更优;从成本和资源可获得性来看，钠元素储量丰富，钠离子电池材料成本低于锂电池。

　　钠离子电池组成与锂离子电池类似，主要由正极、负极、电解液、隔膜几大部分组成。目前，常用的钠离子正极材料主要为层状过渡金属氧化物、聚阴离子化合物和普鲁士蓝类似物三类。其中，层状氧化物与三元材料类似，聚阴离子化合物结构则更接近磷酸铁锂，普鲁士蓝/白化合物是钠电新增路线。

　　层状氧化物与其他两种路线相比，电化学性能最为优异，理论比容量约240mAh/g，原料来源广、结构简单且合成方便，可复用锂电路线程度高，产业传导路径顺畅，最先具备产业化基本条件，目前发展最为成熟，走在产业化最前列。普鲁士蓝/白化合物成本低、倍率性能好，但体积能量密度低且除水困难。聚阴离子化合物循环性能好，但成本高、能量密度低、倍率性能差。钠离子电池的负极主要为硬碳、软碳和复合无定型碳材料等，其中硬碳储钠量高但成本也较高，是目前主流路线，而软碳成本相对较低但储钠量也较低。电解液以六氟磷酸钠为主流路线，与六氟磷酸锂原理类似，产线兼容度也较高，量产难度低。

　　2022年锂资源价格波动较大，钠离子电池产业链加速发展，正负极工艺路线研究活跃，多家企业已开展产业化布局。未来钠离子电池在储能领域可凭借资源及成本优势占据一席之位。
　　2019年，中科院物理研究所和中科海钠研发团队共同完成的100KWh钠离子电池储能电站示范运行，为世界首座100KWh级钠离子电池储能电站。目前已有多项钠离子电池示范应用项目完成备案、建设和已投入运行。

　　(三)长时储能需求带动全钒液流电池发展，降本增效成为规模化发展需跨过的首要目标

　　随着“源网荷储一体化”发展，以新能源+储能为主体的新型电力系统对于长时大容量储能需求增加。全钒液流电池具有循环寿命长、电解液可循环使用、容量大、自放电率低、生命周期经济性好及环境负荷低，原料易回收等优点，并能够突破锂离子电池在长时储能方面的限制，因此具有一定的发展空间。液流电池通过电解液循环流动为电池供给活性物质，主要有全钒液流电池、锌溴电池、铁铬电池、多硫化钠溴电池4种技术路线，其中全钒液流电池的技术成熟度和产业链建设完善度相对较高。

　　全钒液流电池是安全可靠的大容量长时储能方案，其工作原理为利用不同价态的钒离子相互转化实现电能的充放。全钒液流电池系统包含电堆、电解液和电解液储罐、循环模块及控制系统等。电解液为不同价态的钒离子溶液，分别储存在正负极的电解液储罐中，充放电时，电解液经泵作用从电解液罐循环流经电池的正、负极室，发生氧化还原反应，从而实现充放电。电堆由电极、离子交换膜、双极板、电极框等材料构成。电解液是电池系统的核心，也是成本的主要组成，占全电池系统成本的41%。

　　全钒液流电池产业链上游主要是原材料的供应和加工，核心原材料主要为钒矿、钒钛磁铁矿制备的五氧化二钒，中游包括电池系统的能源单元、功率单元及配套系统。性能方面，全钒液流电池的优势表现为循环寿命极长和容量规模易调节。全钒液流电池通过电解液中钒离子发生氧化还原反应价态变化实现电能的存储和释放，得益于充放电原理，理论上全钒液流电池可进行无限多次的充放电。目前循环次数可达15000次以上，使用年限可达20年以上。

　　全钒液流电池的储能容量由电解液容量和浓度决定，输出功率由电堆大小和数量决定，因此其储能容量和输出功率可灵活调节。但其能量密度相对较低，一般为15-50Wh/kg，同铅酸电池相当，与锂电池电池相较较低。因此全钒液流电池储能系统实际占地面积较大。但新能源配储等大型储能电站一般建设于远离城市、地广人稀的区域，因此用地压力不大，考虑全钒液流电池在安全性、环保等方面的优势，在大型储能建设的应用方面有较大空间。安全性方面，全钒液流电池安全性较高，一方面电池工作温度范围为5-40℃，在室温范围;另一方面电解液为钒离子的稀硫酸水溶液，电池所有部件基本上都浸泡在溶液当中，溶液有助于散热，只要控制好充放电电压，保持电池系统存放空间通风良好，即可保证安全，不存在类似锂电池起火失控等问题。

　　全钒液流电池原材料钒资源储量丰富，约95%分布在中国、俄罗斯和南非，国内发展全钒液流电池资源优势凸显。全钒液流电池在使用过程中通常不会产生环境污染物质，也不会受外部杂质的污染，回收处理的难度低。融科储能建设的辽宁法库国电龙源卧牛石风电场5MW/10MWh全钒液流电池储能系统2012年12月并网运行，目前已运行超10年，是至今全球运行时间最长的兆瓦级以上全钒液流电池系统，验证了全钒液流电池储能系统的长寿命、安全性和稳定性。

　　自2022年以来，全钒液流电池储能项目规模增速加快，尤其是2023年上半年，国内签约钒液流储能项目已超10个，合计装机功率超3GW，是2022年已投运钒电池储能装机规模的10倍以上。

　　目前，初始投资成本较高是制约全钒液流电池大规模商业化应用的最大挑战。1-10h不同储能时长的初始投资成本为2100-7500元/kWh。2h左右储能时长全钒液流电池系统的初始投资约为4500元/kwh，成本约为锂电池的近2倍。
　　成本是制约全钒液流电池发展的核心问题，而电解液成本是全钒液流电池系统成本的大头。全钒液流电池的能量密度低，因此同规模下电池的电解液使用量较大，总成本较高。储能时长为4h的全钒液流电池储能系统，初次投资成本约为3000元/kWh，其中电解液成本(价格)约占系统总成本的50%;而对于储能时长为10h的储能系统，初次投资成本约为2100元/kWh，电解液的成本占系统总成本的70%。但由于电解液在循环过程中耗损较低，因此回收利用率较高。一旦借助合适的商业模式，可有效降低电解液模块的成本，从而有效解决全钒液流电池初始投资较高的问题。

　　推广电解液租赁模式有望降低电解液初始投资成本，推动电解液供给方、储能电站业主等多方收益。2020年9月，英国全钒液流电池供应商Invinity和美国钒生产商Bushveld公司合作创立的VERL(VanadiumElectrolyteRentalLimited)公司签订合同，为PivotPower提供十年的电解液租赁。国内的公司也推出电解液租赁解决方案，如普能公司，业主只需承担首次投资和电解液的定期租赁费用，电解液租赁模式已在“枞阳海螺水泥6MW/36MWh全钒液流电池储能项目及湖北枣阳10MW光伏+3MW/12MWh全钒液流电池储能项目中顺利应用。据测算，租赁模式的初始投入约是购买模式的一半，未来电解液租赁模式将成为推动钒电池储能商业应用的重要模式。

　　另外，电堆的材料成本主要来自于离子交换膜等材料，目前离子交换膜很大程度依赖进口，后续原材料降价叠加技术进步和离子交换膜等材料的国产化有望推动电堆成本下降。

　　随着长时储能技术路线的需求增长，钒液流电池迎来发展空间，随着电站等储能系统时长拉长、电解液租赁模式推广、离子交换膜等关键材料国产替代，全钒液流电池有望突破初始投入成本方面的限制，关注全钒液流电池的规模爆发。重点关注全钒液流电池的产业链龙头如钒矿资源企业、离子交换膜等关键材料国产替代企业、电解液生产及布局新兴电解液租赁模式的相关企业。