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重磅||《2026中国液流电池产业发展报告》正式发布
昨日，“第十六届中国国际储能大会”（CIES 2026）在杭州洲际酒店召开。会议期间发布了《2026中国液流电池产业发展报告》。《2026中国液流电池产业发展报告》作为中国化学与物理电源行业协会年度系列研究成果之一，已经连续3年发布，其内容和专业性受到业内广泛关注。本次发布报告得到南方科技大学与广发证券产业研究院大力支持。此次发布的《2026中国液流电池产业发展报告》对当前政策、市场、标准、技术、成本、安全、案例、企业等多个方面进行了系统分析总结，并对未来市场发展机遇及规模进行了预判。液流电池作为重要的新型储能技术之一，享受国家对新型储能的相关政策支持。截至2025年，中国新型储能政策已形成一个“国家顶层设计为引领、行业管理规范为支撑、市场机制改革为驱动、地方细则为落地”的完整体系。2025年，中国液流电池储能产业以价格破局为起点，以技术升级为内核，以项目落地为支撑，完成了从"潜力技术"到"用户选择"的关键蜕变。2025年是中国液流电池走向规模化量产的元年。这一年，液流电池不仅在技术指标上实现了突破，更在电力市场的商业逻辑中找到了自己的坐标。2025年，液流电池产业中各条路线均取得技术突破。全钒液流的能量效率稳定在75%-80%，电堆功率密度翻倍，能够满足兆瓦级/百兆瓦级电网侧调峰的技术要求；铁铬液流电池逐步解决析氢问题，极宽的工作温度范围使其在严寒地区项目大增，并在北方大型风光基地储能投入应用；锌溴/锌铁电池的能量密度进一步提升,成本控制更具想象力，已在工商业储能、微电网等领域进行试验。根据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计， 截2025年底，中国液流电池储能累计装机约为2214MW/9139MWh，同比增长101.2%/107.5%。2025年，中国液流电池储能新增装机为 1114MW/4705MWh，同比增长37.5%/45.7%。2025年新增液流电池装机中，全钒液流电池项目仍然占绝大多数，新增装机规模约1073MW，占比达到约 96.4%；铁铬/铁基液流电池项目新增装机规模约35MW，占比约3.14%；水系有机液流电池项目新增装机规模为5MW；锌基液流电池项目新增装机规模为0.3MW。2025年新增液流电池储能项目中，电网侧新增装机规模约655MW，占比达到58.8%；电源侧新增装机规模约353MW，占比约31.7%；用户侧新增装机规模为106MW，占比约9.5%。西北和西南地区合计占新增装机的67.8%，新疆、云南成为项目落地最集中的省份。2027年新型储能装机目标超180GW，液流电池加快由兆瓦级迈向吉瓦级国家提出到2027年新型储能装机达到1.8亿千瓦以上，并推动液流电池在西北、华北等新能源基地由兆瓦级向吉瓦级产业化升级。随着现货市场、辅助服务和容量补偿机制不断完善，储能收益模式正由峰谷套利向“电能量＋辅助服务＋容量补偿”多元化转变。八大标准板块加快构建，液流电池系统效率门槛明确至65%以上我国新型储能标准体系已覆盖基础通用、规划设计、设备试验、施工验收、并网运行、检测监测、运行维护和安全应急八个方面。液流电池领域已形成涵盖通用技术、设计安装、性能测试、系统安全和回收利用的标准体系，其中全钒液流电池储能系统AC-AC效率要求不低于65%，为产业规模化发展提供技术依据。全钒液流循环寿命超2万次，能量效率提升至70%—75%液流电池具有功率与容量解耦、本征安全、电解液可回收等优势，循环寿命通常可达1.5万—2万次。全钒液流电池产业化成熟度最高，当前系统能量转换效率已提升至70%以上，部分项目达到75%左右；铁铬、锌基等路线则在低成本、宽温域和高能量密度等方向加快突破。电解液与电堆成本占比超八成，全钒系统均价降至2.28元/Wh全钒液流电池中，电解液约占系统成本的40%—60%，电堆约占35%—40%，两者合计构成主要成本来源。2025年全钒液流电池储能系统价格主要集中在1.946—2.76元/Wh，平均价格约2.28元/Wh。提升电解液利用率、提高电堆功率密度、推动膜材料国产化及规模化生产，是进一步降本的主要路径。水系电解液降低燃爆风险，八项措施构建电站安全防线液流电池多采用水系电解液，不涉及易燃易爆有机物，且热量能够随循环电解液导出，具有较高的本征安全性。但电解液腐蚀与泄漏、析氢、电气故障和回收处置等风险仍需重点防范。报告从防火、防爆、排烟、防泄漏、电气检测、定期检查、消防应急及运维培训八个方面提出安全防护要求。2025年项目平均时长达4.2小时，百兆瓦级电站加快落地2025年投运液流电池项目平均储能时长约4.2小时，多个100MW/400MWh级项目建成投运，并出现5小时、6小时和8小时项目。应用场景已覆盖新能源配储、独立共享储能、构网型混合储能、工业园区、微电网、充换电站及离网供电等领域。已投产产能达15GW/62GWh，2025年新增生产项目51个截至2025年底，中国液流电池已投产产能累计达到15GW/62GWh，覆盖电解液、电堆、电池制造和系统集成等环节，总投资超过300亿元。2025年国内新增液流电池生产项目51个，新增规模达到24GW/96.6GWh，产业竞争正由单一材料和部件研发转向系统集成、工程交付和全产业链协同能力。2026年累计装机预计达3.6GW，2030年有望增至10.6GW随着风光发电占比提高和电网调节需求增长，4—10小时长时储能将逐步由示范应用转向规模化刚性需求。报告预计，2026年中国液流电池储能新增装机将超过1.4GW，累计装机约3.6GW；到2030年底，累计装机规模有望达到约10.6GW，新能源基地和电网侧独立储能将成为主要增量市场。系统成本仍为锂电的2—3倍，行业需向效率、价值和规模要空间2025年液流电池实现由潜力技术向规模化应用的重要跨越，全钒液流系统价格由早期的3.5—4.5元/Wh下降至2元/Wh以下，循环寿命超过2万次，在4小时以上长时储能场景中的全生命周期经济性逐步显现。但目前全钒液流系统成本仍约为锂电池的2—3倍，项目内部收益率多数低于8%，投资回收期超过10年。未来需进一步提升效率和能量密度、完善标准体系、拓展收益来源，并推动行业由“卷价格”转向“卷价值”。随着成本瓶颈逐步瓦解、容量电价政策落地,液流电池性能优势充分显现，在政策助力、成本攻坚与产业落地多重因素驱动下，迎来了规模化应用跨越的关键转折点。未来液流电池产业竞争将不再局限于单一材料或单一部件性能,而是转向“电堆性能一电解液利用率一系统集成一运行控制一工程交付”的综合能力竞争。以低压降高均匀性流场设计、高功率密度电堆、智能BMS/EMS控制、模块化集成和标准化交付为代表的系统工程能力,将成为液流电池企业突破成本瓶颈、提升项目收益和实现规模化应用的关键。
来源：中国储能网
兴业银行杭州分行8000余万元专项贷款支持星辰新能全钒液流电池智能制造基地建设
近日，浙江金融监管局公布了2025年度浙江绿色银行评价结果，兴业银行杭州分行蝉联省级绿色银行评价最高等级A级。这份含金量十足的“绿色成绩单”，既是对兴业银行杭州分行深耕浙江绿色金融、坚守“寓义于利”初心的充分肯定，也是其绿色金融实践与浙江“两山”理念深度融合的生动体现。截至2026年6月末，兴业银行杭州分行绿色贷款余额突破1400亿元。创新引领，点亮“双碳”新赛道在全球能源革命的浪潮中，储能正成为新型电力系统的关键支撑。在浙江金华，兴业银行杭州分行以创新贷款机制，为浙江省“千项万亿”工程的重点储能项目“武义欣元城合储能项目”，发放超2.6亿元可持续挂钩贷款，助力工程拔地而起。该行突破传统定价方式，将贷款利率与项目放电量等绿色绩效指标动态挂钩，建立起正向利率激励机制，即企业绿色运营成效越显著、储能提质增效越突出，融资成本就越低，真正让“越绿色、越优惠”的理念照进现实。如今，该储能站如同一个“超级充电宝”，为电网提供更加丰富的调峰手段，进一步推动能源清洁低碳转型。目光转向绍兴，国内全钒液流电池领域的“黑马”企业星辰新能，深耕电堆及储能系统研发制造，业务覆盖从储能电站投资到智慧运营、电力交易的全产业链，并在新疆、内蒙古等地打造多个标杆项目。在其智能制造基地项目建设的关键期，兴业银行绍兴分行主动靠前服务，投放8000余万元专项贷款，全力护航产业扩容升级。近年来，风电、光伏、新能源汽车等低碳产业集群都获得了兴业银行杭州分行的重点护航。依托“集团多元化产品+双碳服务专业产品+重点行业解决方案”三层产品服务体系，该行正以金融之力持续赋能产业转型，在“双碳”赛道上持续跑出兴业加速度。变废为宝，绿色循环促发展总部位于杭州富阳的浙江工企环保集团有限公司，是国内危废处置领域的领军企业。依托先进工艺，企业能从工业危废中回收铜、金、银、钯等金属，真正实现“变废为宝”的绿色循环，更建成了覆盖收集、存贮、无害化处理、资源深加工的全产业链。产业蓝图铺开，金融活水奔涌而来。2025年，兴业银行杭州富阳支行向企业提供19.8亿元集团授信额度，其中7亿元专项用于甘肃工业废弃物资源化利用与无害化处置项目二期工程。该项目位于兰州经济技术开发区，聚焦电解铝废弃物固废治理，建成后每年可资源化处置电解铝废渣80万吨、电解质10万吨，产出新能源电池重要原材料碳酸锂6万吨，将有效缓解西北地区工业固废处置压力。这笔长期低成本资金，跨越千里浇灌出绿色生机。从东海之滨到西北戈壁，兴业银行杭州分行以绿色金融为桥梁，精准助力这一行业龙头跨省布局，在“向西而行”的征途中，书写金融与环保同行的责任担当。围绕危废处置和降碳降污，该行将环境、社会和治理风险评估全面运用到三大业务条线，实施客户分层和差别化管理，并强化气候风险和传统高耗能行业风险管控，以精细化风控护航绿色转型。同时，该行联合浙江省生态环境集团搭建起“无废宝”危固废数字化综合服务平台，还创新推出全行首笔气候生态友好型项目贷款等，持续丰富绿色金融产品“工具箱”。厚植沃土，体系化经营固根基绿色金融项目的遍地开花，离不开“土壤”的深厚滋养。兴业银行杭州分行深耕布局，从顶层设计入手，已搭建起涵盖专业委员会、专项推动小组、三家特色分支机构和超500名绿色金融人才的完整架构，形成了“委员会统筹决策、专业部门牵头推进、特色机构精准发力、专业人才融智支持”的四级联动格局，让绿色金融的根系扎得更深，枝叶也愈发繁茂。练好“内功”的同时，该行还致力于带动行业共进。一方面，主动联动政府部门，深度参与行业标准编制，参编《产业园区ESG报告编制指南》《企业ESG信用评价指南》等多项升级规范文件；另一方面，搭建交流舞台，协办“杭碳”绿色金融品牌发布会、绿色金融专家工作组年度交流会议，并完成《政策引领下浙江ESG创新实践》等研究成果，持续输出绿色金融实践经验，以开放的姿态链接更多同行者，共赴绿色之约。逐绿而行，久久为功。未来，兴业银行杭州分行将锚定服务区域高质量发展的主线，制定绿色金融“十五五”规划，构建“三融一体”绿色金融发展模式，为建设美丽浙江贡献源源不断的兴业智慧和力量。
来源：钱江晚报
洛阳钠电新赛道跑出“加速度” 自主创新产品叩开全球市场
在新能源汽车与储能产业的竞逐赛道上，钠离子电池正从实验室大步迈向规模化商用。“产业之城开新局 伊滨奋进‘十五五’”央媒看伊滨采访团30日走进钠美新能源科技（洛阳）有限公司（下称钠美科技），探寻河南洛阳新能源产业发展的创新密码。作为洛阳首个落地量产的钠离子电池项目，钠美科技近期捷报频传，不仅拿下保加利亚、法国等海外订单，更在商用车、工程机械等多场景实现批量应用，跑出了令人瞩目的行业“加速度”。走进展厅，里面陈列着应用于极寒环境、高倍率快充等多场景的钠电产品。“从落地伊滨到产品出海，我们打通了‘电芯—系统—终端项目’的全链条商业化路径。”钠美新能源董事长周志勇受访介绍，2023年10月企业落地搭建研发平台，完成从0到1的技术载体建设，随后完成4款电芯、11套系统产品定型，并成功打入头部车企供应链。叩开国际市场的核心在于硬核技术支撑，传统钠离子电池存在低温性能差、快充与循环寿命难以兼顾的痛点。针对此，钠美科技自主研发了纳米碳正极材料与专属低温电解液，实现了在零下40℃极寒环境下的稳定放电，顺利完成黑河高寒冬标测试。同时，全极耳结构设计让电芯能够承载600A大电流，支持7C超级快充，解决了高寒地区储能及大功率工程机械的“里程焦虑”与“功率焦虑”。周志勇介绍，目前企业已构筑起包含70项专利的技术护城河，凭借“低温+快充”的双核心方案，在海外市场形成了差异化竞争优势。推动钠电从技术可行到商业可用，企业攻克了材料量产一致性、多场景定制匹配以及产线良率管控等核心难题。在成本控制上，通过结构优化与自动化升级，主力电芯单位电量成本较传统小圆柱降低近三成，在储能、启停电源等场景的综合全生命周期成本已显现优势。目前，钠美科技已对接国内客户130余家，海外渠道合作模式逐步成型。高速发展的背后，离不开伊滨区的产业沃土。周志勇表示，伊滨区不仅提供了标准化厂房与产业配套，还在资质申报、人才引进及数字化转型上给予全力支持，助力企业快速打通产销研数据壁垒，获评洛阳市企业技术中心。谈及未来，周志勇判断，未来两年国内钠电产业将进入规模化量产比拼阶段，行业集中度将持续提升。按照规划，今年9月，企业在四川巴中的1.5GWh钠离子电池项目将投产，与洛阳形成双基地布局，解决产能瓶颈。他表示，企业将持续带动本地上下游供应链落地，打造区域光储充一体化示范项目，助力洛阳构建“锂电+钠电”双动力电池产业格局，为老工业基地的制造业转型注入零碳新动能。
来源：中国日报网
创新技术为锂资源开采带来变革
锂开采多依赖传统的“日光蒸发法”，即将天然富锂盐水从地下含水层泵入巨大的蒸发池，历经数月乃至数年的日晒风吹，使盐水逐步浓缩并析出锂盐。这一工艺虽历史悠久，却弊端重重。图为南美洲卤水池回收锂盐。图片来源：《自然》网站从电动汽车到大型储能电站，锂作为充电电池的核心金属，早已跻身现代科技产业链中最不可或缺的“硬通货”之列。伴随电动车市场持续井喷，叠加全球可再生能源储能浪潮，锂的需求正逐年攀升。然而，传统开采方式效率不高，其能耗与环境代价更令人忧心。据英国《自然》网站7月30日报道，一波创新技术正在为锂开采带来变革：让资源获取更可持续，使经济与环保得以兼得。传统方法效率低耗水多国际能源署数据显示，去年电动汽车销量已占全球汽车市场的四分之一。高盛集团数据则显示，到2035年，电动汽车将撑起全球汽车销量的半壁江山。锂电池更被誉为电动汽车的“心脏”，直接决定车辆的续航里程、动力性能与安全性。目前，全球约25%的锂产自智利与阿根廷。开采多依赖传统的“日光蒸发法”，即将天然富锂盐水从地下含水层泵入巨大的蒸发池，历经数月乃至数年的日晒风吹，使盐水逐步浓缩并析出锂盐。这一工艺虽历史悠久，却弊端重重。锂盐溶解度偏低，结晶漫长，高达50%的锂可能被困于蒸发池内，回收率低，更关键的是，后续净化锂金属仍需消耗大量淡水。美国内华达大学冶金工程研究专家伊赫桑·瓦希迪表示，矿区多地处干旱少雨之地，锂提取对淡水的巨大需求，势必波及周边生态与居民生计。澳大利亚莫纳什大学科学家王焕庭也认为，淡水短缺与效率低下，是传统锂提取工艺的致命桎梏。此外，也有科学家提醒，开采锂盐矿还可能破坏当地的湿地生态系统。选择性提取可精准捕获锂面对困局，选择性锂提取技术异军突起。这类技术借助膜分离、溶剂萃取与电化学法等多种手段，从盐水中有选择性地精准捕获锂离子。例如，王焕庭团队在今年6月出版的《环境科学与技术》杂志上发表论文，展示了一条全新的提锂路径：先将盐水蒸发，使其形成固体盐混合物；再利用锂盐与共存盐在乙醇、丙酮等挥发性有机溶剂中的溶解度差异，选择性溶解锂盐，从而分离出锂。全程不消耗淡水，实验室数据显示锂回收率约为95%。值得一提的是，该方法有效攻克了从盐水基质中去除硼和硫酸盐的长期挑战，助力高纯度锂的生产。当该过程与界面太阳能蒸发技术相结合时，更能加速提锂过程，且溶剂回收率超过99%。所谓界面太阳能蒸发技术，就是让太阳光的热量集中作用于液体最表层，而非均匀加热整桶液体，如此可用更少的能量更快地让溶剂蒸发并被回收。王焕庭表示，这项技术可用于回收工业废物流和采矿残留物中的锂，使原本可能被浪费的资源重获新生。澳大利亚皇家墨尔本理工大学材料科学家彼得·谢雷尔评价称，与传统方法相比，这一新技术具有锂和溶剂回收率高、淡水消耗极低等显著优势。不过，该技术若要走向工业化落地，仍需跨越成本与规模这两道坎。值得一提的是，2024年，莫纳什大学与昆士兰大学科学家携手在《自然·可持续性》杂志刊发论文，介绍了一种名为“EDTA辅助松散纳滤”的锂提取技术。该技术可从盐湖卤水中高效提取锂，提取率高达90%，耗时从数年缩短至几周，并能产出淡水作为副产品。具体而言，该方法先从原材料中同时提取镁和锂，然后借助纳米过滤技术，利用选择性螯合剂让镁与锂分离，得到的镁质量高，可作为有价值的副产品出售。热分离技术以温度“驭锂”澳大利亚初创公司Soret Tech另辟蹊径获取锂，其原理是：多数离子遇热逃逸，锂离子却偏偏喜高温，对此，他们巧妙构建温度梯度场，让锂离子在热流中有序“列队析出”。如此一来，无需庞大蒸发池，淡水损耗与土地占用均大幅削减。公司创始人托雷斯畅想，未来该技术可延伸至海水淡化厂的浓盐水，让锂矿开采的经济性再上层楼。不过，谢雷尔也冷静提醒道，上述方法虽具成本效益，但前期需要巨额资本投入。能否规模化商用，仍然是未知数，不过，其展现出的潜力确实令人兴奋。从溶剂萃取的精准“捕捞”，到热分离的“温度魔法”，创新技术正悄然重塑锂的开采方式。在这些变革中，资源利用效率与环保诉求得到重视，锂的获取也因此变得更加经济环保。
来源：科技日报
磷酸铁锂迎来新一轮调价周期
磷酸铁锂龙头企业湖南裕能近日向客户发出调价函，拟自2026年8月1日起，对全系列磷酸铁锂产品加工费在原执行价格基础上统一上调2000元/吨。作为锂电池核心正极材料，磷酸铁锂价格变动将沿产业链逐级传导，影响储能、动力电池乃至整车制造环节，未来行业利润分配格局或将迎来新一轮调整。■■ 原材料价格普涨磷酸铁锂生产成本主要由原材料成本与加工费用两部分构成。去年以来，碳酸锂、磷酸铁等上游核心原料价格持续攀升，直接推高行业整体生产成本，材料企业盈利空间持续承压。2025年12月，已有国内多家磷酸铁锂厂商掀起提价潮，自2026年1月起上调产品加工费。对于本次调价，湖南裕能称，自2026年3月起，受全球地缘局势波动、供应链流通扰动等多重因素影响，磷酸铁锂核心原材料价格持续上行，今年以来，磷酸铁价格已从年初每吨约1万元涨至1.5万元，涨幅超过50%；且目前磷酸铁占铁锂加工费比例高达70%以上。成本上涨持续压缩生产制造环节利润空间，给其生产经营及资金周转带来巨大压力。中国化学与物理电源行业协会发布的最新数据显示，6月，磷源、酸类价格大幅上涨带动磷酸铁锂正极材料的主要原材料磷酸铁平均价格上涨9.0%，至14600元/吨，该涨价效应进一步传导至磷酸铁锂正极材料环节。总体来看，本月磷源价格走强与铁源价格走弱形成对冲，但磷源涨幅显著大于铁源跌幅，预计磷酸铁综合生产成本仍将承压上行。原料端持续涨价，直接带动磷酸铁锂市场价格大幅抬升。隆众资讯数据显示，6月磷酸铁锂的月均价为61113.33元/吨，较今年初的月均价51209.52元/吨上涨19.34%，与去年同期33802.08元/吨的月均价相比，涨幅超过80%。需求端的持续高增，则为原材料涨价提供了坚实的市场支撑。湖南裕能称，今年自检修后持续满产，目前新增产能已无法完全满足所有客户的订单增长需求。2026年以来，下游储能电池出货量大幅爆发、动力电池需求稳步增长，双重利好持续拉动磷酸铁锂需求扩容。中国汽车动力电池产业创新联盟发布的数据显示，1—6月，我国动力和储能电池累计产量为1068.9GWh，累计同比增长53.3%。1—6月，磷酸铁锂电池累计装车量272.0GWh，占总装车量81.0%，累计同比增长11.5%。■■ 高端产能紧缺值得注意的是，在上游原材料涨价、下游需求持续攀升的双重驱动下，磷酸铁锂行业呈现显著的结构性分化格局，高端产能紧缺与低端产能过剩并存。“行业名义产能看似充足，但符合下游头部客户认证标准的高端有效产能严重不足。”富宝锂电分析师苗敏指出，四代及以上高压实磷酸铁锂全年需求约169万吨，稳定量产供货仅120万—135万吨，全年刚性缺口34万—49万吨，头部企业订单排期已锁定至2027年上半年。而低端二、三代普通铁锂则面临产能过剩。供需结构差异进一步拉开行业企业差距。生意社指出，湖南裕能、德方纳米等具备磷、锂一体化配套的龙头产能利用率达95%—100%，持续满产满销，交付周期压缩至7天内。缺乏高端高压实产能及成本优势的中小厂，开工率普遍不足50%，受订单流失及成本倒挂影响，部分已进入减产或停产状态，落后产能加速出清。7月行业开工率均值约90%，但实际有效高端产能供给偏紧。目前，业内已有包括湖南裕能、德方纳米、富临精工、龙蟠科技、万润新能等头部企业具备高压实磷酸铁锂规模化量产能力。中信建投研报进一步指出，随着动力快充和储能大电芯渗透率提升，高压密铁锂需求高增，预计2026年高压密铁锂需求169万吨，较普通铁锂溢价1000元—2000元/吨，进一步优化盈利。SMM磷酸铁锂分析师陈泊霖表示，高压实材料的供需缺口在下半年不会明显收窄。四代产品仍将供不应求，五代产品有望在下半年实现更多批量供应。常规二代产品的产量预计将进一步收缩，部分企业可能会选择主动减产以减少亏损，三代产品则将成为常规领域的主流竞争品种。高压实产品的溢价能力和成本传导效率更强，将继续成为企业盈利的核心保障。■■ 推动定价模式变革在原材料价格大幅波动的行业背景下，磷酸铁锂传统定价模式的局限性全面凸显，已无法适配当前的产业发展节奏。苗敏认为，这次调价的深层背景，是现有“碳酸锂联动+固定加工费”模式在成本剧烈波动下的传导失灵。磷源、铁源等辅料成本波动完全由正极企业承担，上半年磷源+铁源成本上涨，充分暴露这一缺陷。“长期以来，磷酸铁锂加工费以‘一口价’形式确定，即在约定周期内锁定固定加工费金额。在原材料价格稳定的环境下，这一模式简单高效。但当磷酸铁等原料价格出现剧烈波动时，‘一口价’模式的弊端便充分显现：原料涨价时材料厂无法及时向下传导，原料跌价时电池厂又难以享受成本下降的红利，上下游之间的利益分配缺乏弹性。”在陈泊霖看来，建立与磷酸铁等核心原料联动的结算机制，已成为行业长期健康稳定发展的迫切需求。联动结算的推广进度将成为下半年行业关注的核心变量。目前已有部分头部电池厂和中小电芯厂接受该模式，如果下半年有更多一二线电池厂跟进，将对全行业成本传导效率产生显著改善。反之，如果推广进度不及预期，材料厂的盈利压力将延续甚至加重。
来源：中国能源报
钠离子电池即将迈入大规模生产阶段
当前，锂离子电池为80亿部手机、数亿台笔记本电脑，以及蓬勃发展的电动汽车和储能设施注入不竭动力。然而，它正迎来一位强大的挑战者——钠离子电池。钠离子电池已快步迈入大规模生产阶段，有望应用于电动汽车和储能等领域，它比锂离子电池更便宜、更安全、更环保。今年4月，全球最大的电池制造商——中国宁德时代新能源科技股份有限公司（以下简称“宁德时代”）宣布，将在今年底前启动钠离子电池的大规模量产。英国《自然》网站在近日的报道中指出，今年或许就是钠离子电池时代的开启之年。不过，也有专家提醒，要让钠离子电池进一步走向实用阶段，仍需啃下能量密度这块硬骨头。极寒不掉链锂离子电池凭借高能量密度和轻量化设计，广泛应用于电动汽车。但材料成本高企、供应链紧绷和安全隐患，促使制造商另辟蹊径。钠几乎取之不竭，在地壳中的丰度是锂的1000倍以上，在海洋中更高达6万倍。它可从寻常的岩盐和海水中提取，成本更低、来源更广。宁德时代预计，到2026年底，钠离子电池成本将与磷酸铁锂电池持平。分析师预测，到2027年底，钠电技术的成本优势将更加明显。低温向来是锂离子电池的软肋。据EV Talks官网报道，冰冻环境下，锂离子电解液效率骤降，充电变慢、可用容量打折。钠离子技术却凭借出色的低温性能破解了这一难题。例如，宁德时代开发的Naxtra钠电池系统，在低至-40℃的极寒环境中仍能保持近90%的容量。这让钠离子电池对穿梭于寒冷地带的电动汽车具有格外诱惑力。今年2月，中国长安汽车与宁德时代合作，推出搭载钠离子电池的车型，率先落地于长安启源A06钠电版，其核心卖点正是“极寒天气不掉链子”，同时成本更低。该车型计划在今年晚些时候正式上市。在耐用性上，钠离子电池同样进步神速。新一代钠电池组在容量衰减至80%之前，已能承受超过一万次完整充放电循环。对电动汽车而言，这意味着可行驶数百万公里。许多情况下，电池组的寿命甚至比整车更长，从而大幅拉低更换成本，提升长期持有价值。储能新基石更低的成本、更高的安全性，以及超长的服役寿命，也让电网储能成为钠离子电池最佳的用武之地。据英国《新科学家》网站报道，中国、德国和美国已落成少数几座钠离子电网储能电站。这类电站利用钠离子电池打造大型储能设施，旨在平抑可再生能源并网的波动，并摆脱对锂资源的依赖。目前该技术已步入商业化部署阶段。宁德时代已推出专为公用事业级应用打造的钠基储能平台，系统寿命长达25—30年。今年6月，美国最大汽车制造商通用汽车宣布与美国钠离子电池储能系统提供商Peak Energy达成战略合作，将联合开发专为电网级储能设计的下一代钠离子电池系统。这既是通用汽车首次大规模进军储能电池领域，也是美国车企在钠电路线上迈出的关键一步。7月8日，Peak Energy宣布将在加州萨克拉门托兴建美国首座电网级钠离子储能系统专用工厂，总投资最高可达7100万美元。该工厂年产能将达4吉瓦时，足以满足近400万户家庭的年用电需求。此外，Peak Energy还拓展出新的应用场景，向数据中心出售钠离子电池，在电价低谷时储电。冲刺能量密度与此同时，世界各地的研究者正奋力提升钠离子电池的能量密度，力争缩小其与锂离子电池的差距。宁德时代宣布，其面向大众市场的钠离子电池能量密度已达175瓦时/千克，正在研发的新技术有望将其推高至200瓦时/千克。这意味着钠离子电池在能量密度上已与磷酸铁锂电池比肩，不过仍只及先进锂离子电池的2/3左右。“低成本地球储量丰富的钠离子存储联盟”领导人、电化学家温克特·斯里尼瓦森认为，钠离子电池潜力极大，其中一些方案在理论上可与锂离子电池一决高下。他尤为看好含有镍氧化物和锰氧化物的钠离子电池。这类材料拥有与锂离子电池关键三元正极镍钴锰酸锂相似的层状结构，却比普鲁士白等材料更致密、体积更小。虽然它们仍离不开镍和锰，但用量低于常见的锂离子电池，例如镍的比例可从33%降至25%。新加坡南洋理工大学电池专家孟颖则表示，设计革新同样能大幅提升钠离子电池的储电能力。其中一个大胆的构想是完全抛弃负极，让钠在充电时直接以金属单质沉积，而非以离子形态栖身于海绵状的碳负极之中。这种“无负极”设计在一次电池中很普遍，也长期被视作提升锂离子电池容量的妙策，却因充放电时锂枝晶的生长容易引发短路而屡屡受挫。不过，孟颖的研究显示，钠形成的晶体很可能具备良好的可逆性。研究认为，未来的能源市场不会仰赖单一的电池种类。锂电池将继续为追求极致续航和紧凑设计的高端电动汽车提供动力，而钠离子电池也将迅速成为经济型电动汽车、城市出行、可再生能源储存和极端天气应用的首选方案。随着规模化生产持续推进，钠离子电池将成为构筑更清洁、更经济、更具韧性的能源生态系统的关键引擎，重塑电动汽车与全球能源基础设施的版图。
来源：科技日报
