配套融科公司光电蓄建筑一体化应用示范的液流电池系统 陈欢欢/摄
在几年的平静之后，国产液流电池迎来佳音——大连化物所突破膜技术瓶颈，大幅降低系统成本。
□本报记者 陈欢欢
我国全钒液流电池企业之多令人惊讶。
要知道，从全世界范围来看，这都是一项尚处在实验室阶段的技术。
近年来国内液流电池行业蓬勃发展的态势似乎预示着：全钒液流电池在中国首先获得成功指日可待。
然而，几年过去了，这个行业似乎仍在原地踏步。
尤其是这个领域中的领头羊——由中科院大连化学物理研究所提供技术支撑的大连融科储能公司一直未有太大动静。这也使得液流电池在我国的前景变得模糊起来。
不过，近日，《科学时报》记者在采访中获悉：融科储能已经突破实验室技术，可实现全钒液流电池全部材料国产化。
大连化物所研究员、融科储能总工程师张华民向记者透露，公司目前正在作批量生产的准备，并将在充电站、通信基站、风场等进行示范。
据悉，由于日本住友电工一度停止了液流储能电池的开发，目前国际上只有3家企业能够拿出液流电池成品。这其中，融科储能的电池模块容量最大，并且是唯一一家掌握了电池关键材料、核心部件制备以及电池模块、电池系统设计制造完整技术的企业。
这一次，中国全钒液流电池距离成功确实不远了。
技术先进难敌成本高
全钒氧化还原液流电池（VRB）的活性物质呈循环流动液态。它具有很多技术优势，如设计和建造时间短；储能容量即储存的电量可通过改变电解液容量来改变，实现成本低；运行和维护成本低。
在性能方面，据张华民介绍，液流电池最大的特点是电池寿命长。由于一般化学能电池在充放电过程中都有相变化，如锂电池的金属锂变成锂离子。而全钒液流电池正负极反应均在液相中完成，仅改变钒离子价态，重复充放电不会造成电池性能下降，系统充放电超过1.6万次，寿命超过15年。
另外，全钒液流电池能量效率比较高，充放电性能好。
并且，钒电池的电解液可再生循环使用，环境友好。
不过，液流电池的弱势也很明显，就是比能量低，通俗地说就是占地面积大。因此不适合作车用动力电池，而更适合于调峰电站、通信基站、电动车充电站、风能和太阳能发电储能等。
尤其是用于风场储能优势明显。一方面，全钒液流电池的应答速度快，理论充放电速度比为1∶1，配合频繁改变的风力发电相当理想；另一方面，可以准确实时监测充放电（SOC）状态。
这个观点也在实践中得到验证。住友电工曾在北海道进行过为期3年的全钒液流电池示范。结果表明，液流储能电池最适合风能并网的稳定输出。
此外，液流电池还有均匀性好的特点，适合大规模储能。若将性能相差较大的电池一起使用，两块电池的性能都会很快衰减，严重的还会导致着火事故。而液流电池则可避免出现这种问题。
那么，是什么原因阻止了具有这么多优点的液流电池实现商用？归根结底，成本太高。
“锂电池已经形成了完整的产业链，但是钒电池没有，全套材料的成本都比较高。”张华民介绍说，这是他在几年前与日本住友电工和加拿大VRB公司沟通时得到的一致答案。
全钒液流电池的原理最早在1984年由新南威尔士大学的研究人员提出，之后在澳大利亚、日本和加拿大得到深入研究，住友电工和VRB公司是佼佼者。
但由于成本一直难以降低，日本住友电工一度停止了钒电池的开发应用，这对全世界的液流电池研究都造成极大震动，直到最近才恢复开发。而加拿大VRB公司更是在2008年的金融危机中宣告破产。
据记者获悉的最新市场数据，日本NGK公司1兆瓦/6兆瓦时的钠硫电池系统目前的价格在260万欧元左右。而钒电池比这还贵。
产业化起航
一家美国公司曾在调研后指出，世界的液流储能市场在中国，中国的液流储能技术在大连。
这里的大连指的就是大连化物所和融科公司组成的科研团队。
在国内，自2006年联手之后，这个技术和资金兼备的团队就被寄予厚望。但2008年融科储能公司成立之后，并未像人们预想中那样迅速拿出商用产品。一些人甚至批评：融科的产业化脚步太慢。
在接受《科学时报》记者采访时，张华民回应了这些质疑：“我们这几年努力的目标是从根本上解决性价比的问题。如果成本降不下来，全钒液流电池只能依靠国家支持停留在示范层面，走不到市场上。VRB公司就是先例。”
张华民打了个形象的比方：“如果材料技术没有突破，示范、应用都是在海边堆沙人，海浪一来就冲没了。”
这几年来，由于材料不能自主生产，搞电池系统的企业统统赔钱。因此，融科一直将重点锁定在关键材料及核心技术的自主开发，并取得一系列成效。如电解液、双极板实现批量生产，电解液甚至开始出口国外。
而就在最近，张华民的研究组在阻碍全钒液流储能电池普及应用的膜技术方面取得实验室突破，开发出的自主知识产权的离子交换膜，不仅性能更好，成本也远远低于进口膜。
膜技术的突破使得融科公司突破全钒液流电池产业化的最后一道瓶颈，可实现液流储能电池材料100%的国产化，拥有全套自主知识产权体系。这在世界上也是唯一一家完整掌握全套技术的液流电池生产厂家。
“我们所有的材料和部件立足国内，最终系统的成本将大幅度降低。”张华民说。
根据他们的预测，在实现膜材料的国产化后，第一阶段电池的成本能降低到8000元/千瓦。下一步实现大批量生产，发挥规模效应，目标做到5000元/千瓦。同时电池每增加1千瓦时增加2000元。
这个价格已经大大低于NGK公司钠硫电池储能系统的报价。“这个成本估计全世界最低，也只有在中国才能实现。”张华民说。
与此同时，大连化物所液流电池加速寿命试验已运行3年多，截至2010年底，实现充放电循环8900次以上，电池能量转化效率未见衰减。研究团队正在用20千瓦级单模块集成1兆瓦的系统。这是世界上仅次于住友电工的第二大系统。
据悉，2011年，融科储能将在风场、通讯基站和电动车充电站进行示范，验证系统稳定性和技术成熟度。
市场瞄准2015
2005年，张华民的10千瓦电池系统原理样机成功后，他希望找一家拥有自主高纯钒工艺的企业合作研发更大的电池系统，这样可以减少中间环节，控制原料成本。
但当很多企业主动找上门来想合作时，张华民却拒绝了。他解释道：“有些企业并不关心电池本身，只关心几年能收回成本。但做这个电池我知道是很费钱的，估计5年之内都赚不到钱。”
最终，大连博融公司打动了张华民，2006年，大连化物所与博融公司合作成立了液流储能电池联合研发中心。2008年，又成立了融科储能公司。
目前，国际上能生产出成品的企业有3家，分别是欧洲一家公司可制造1~2千瓦单模块，收购了VRB公司的普能公司可制造5千瓦单模块，而融科公司可制造20千瓦单模块。
VRB公司的破产和住友电工的一度停产，使得国际视线的焦点自然集中到了中国。仅2010年，张华民就应邀参加了8次国际会议并作大会报告。
除了因为有大连化物所“撑腰”而技术实力雄厚的融科储能，中国全钒液流电池市场上广大的小企业除了缺技术，更缺的是资金。
住友电工和VRB的前车之鉴已经证明：全钒液流电池的研发需要大量经费。科技部在“973”和“863”项目中都有对全钒液流电池的支持，但经费只有两三千万元。主要经费还得靠企业自己。
尤其对于小企业，这就成了最大的问题。一些在行业中摸爬滚打几年的人也不禁感叹：小企业面前的路还很长。
虽然市场正在迫切地等待一种规模储能技术的成熟，但根据张华民的分析，2012年之前只是全钒液流电池的技术开发期和市场开拓阶段，真正市场普及在2015年之后。
每一种储能技术都有自己的适用领域，不管是国际还是国内，没有一种储能技术有把握独占市场。“液流储能电池比较适合于风能发电的平滑输出，大规模应用时，成本是非常关键的。”张华民说，将来哪种储能技术能通过大规模的示范，这种技术才能显示出优越性。
“市场化之后就看性能和成本，到时候我们的成本优势会全面体现出来。”他自信地说。
《科学时报》 (2011-01-03 B3 技术)