02供给：争不过汽车
好巧不巧，电站储能电池紧缺，正好碰上了史无前例的新能源汽车景气。电站和汽车储能，都对磷酸铁锂电池有很大需求，但讲究招投标、性价比的电站，怎么可能抢得过来势凶猛的汽车公司？
于是，电站储能此前存在的一些问题浮出水面。
一方面，储能系统的初装成本高。受到供需关系以及产业链原材料涨价的影响，2022年后，整个储能系统集成的价格，已经由2020年初的1500元／千瓦时，涨到了当前的1800元／千瓦时。
储能整个产业链全线涨价，电芯价格普遍在1元／瓦时以上，逆变器普遍上涨5％～10％，EMS也上涨了10％左右。
可见，初装成本已经成为掣肘储能建设的主要因素。
另一方面，成本回收周期长，盈利困难。以2021年1800元／千瓦时的储能系统成本计算，储能电站两充两放，充放电平均价差在0．7元／千瓦时以上，至少10年才能够收回成本。
同时，由于目前各地区鼓励或强制新能源配储能策略，比例在5％～20％之间，这样又增加了固定成本。
除了以上原因，电站储能也像新能源汽车一样会燃烧、爆炸，这种安全隐患虽然概率很低，更让风险偏好极低的电站望而却步。
可以说，“强配”储能，但是不一定并网交易的政策，让很多需求下单了，但又不着急用。毕竟，电站大多是国营企业，保证安全是首要的，他们也面临着财务考核，谁愿意急吼吼地上一个回收时间这么长的项目？
按照决策习惯，电站储能的许多订单，应是下了、挂着、等待政策进一步明晰。市场需要大口吃螃蟹的人，但有胆子的，毕竟不多。
可见，电站储能的问题往深里挖，除了有一小部分是上游的锂涨价，还有一大部分是传统技术方案不完全适用于电站场景，应该怎么解决这个问题？
这时，液流电池解决方案进入了人们的视线。有市场人士就注意到，“锂电的储能装机占比自2021年4月已趋下降，市场增量正转向液流电池”。那么，这个液流电池，是何方神圣？
03未来：转向液流电池？
简单来说，液流电池有很多适用于电站场景的优点。常见的液流电池，包括全钒液流电池、锌铁液流电池等。
以全钒液流电池为例，其优势包括：
首先，循环寿命长、充放电特性好，适用于大规模储能场景。全钒液流储能电池的充放电循环寿命可达13000次以上，日历寿命超过15年。
其次，电池功率与容量相互“独立”，使得储能容量规模容易调节。全钒液流电池的功率由电堆的规格和数量决定，容量由电解液的浓度和体积决定。电池功率的扩容可通过增大电堆功率和增加电堆数量实现，容量的提高可以通过增加电解液体积实现。
最后，原材料可循环利用。其电解质溶液可以循环使用和再生利用。
然而，长期以来，液流电池成本居高不下，无法大规模商业化应用。
以钒液流电池为例，其成本主要来自于电堆和电解液：
电解液成本占了约一半，主要受钒价影响；剩下是电堆成本，主要来自于离子交换膜、碳毡电极等关键零部件材料。
电解液中钒的供给，是一个有争议的问题。我国的钒储量位居全球第三，但是这种元素多和其他元素一起出现，冶炼是一项高污染、高耗能工作，有政策限制。而且，钢铁业占据了对钒的大部分需求，国内的核心生产商攀钢钒钛，当然首先供应钢生产。
这么一来，钒液流电池，似乎又重复了含锂储能解决方案的问题——和一个更大宗的产业抢上游产能，因而成本会周期性大幅波动。如此，人们就有理由寻找更多元素供给稳定的液流电池方案。
电堆中的离子交换膜与碳毡电极，是类似于芯片一样的“卡脖子”存在。
离子交换膜材料方面，国内企业主要使用美国百年企业杜邦公司所生产的Nafion质子交换薄膜，价格非常昂贵。并且，虽然它在电解液中的稳定性高，但存在钒离子渗透率较高、不易降解等缺陷。
碳毡电极材料方面，也受制于国外厂商。良好的电极材料，可以提高液流电池整体的运行效率和输出功率。然而，目前碳毡市场也主要被国外厂商SGL Group、Toray Industries等占据。
综合下来，一算账，钒液流电池的成本，就比锂电还要高多了。
储能新贵液流电池，还有较长的路要走。
04尾声：打通国内大循环的关键
说一千道一万，电站储能要发展起来，最关键的，倒还不是什么技术细节，而是明确电站储能参与电力市场交易的主体地位。
我国的电网体系十分庞大、错综复杂，让电站配建的储能独立上网，不是一件简单的事情，但这个事也不能裹足不前。
对于各大电站来说，如果配建的储能只是做一些辅助服务，而不具备独立的市场交易地位，也就是不能把多余的电，以合适的市场价格卖给别人，那这个帐始终是很难算过来的。
所以，要千方百计地为电站配建储能转为独立运营身份创造条件，使其成为电力交易市场中的活跃参与者。
当市场走在了前面，储能面临的许多成本与技术问题，相信也会迎刃而解。
原文标题 : 储能电池紧缺，为什么？
