2025年储能行业剖析：新型储能技术百花齐放，液流电池商业化正在加速

新能源装机带动储能需求，新型储能技术百花齐放

2025-30 年展望：预计中国内地新增新型储能装机约 190GW

新能源是战略性发展方向，政策支持力度不断加大，2021 年 10 月，国务院印 发《2030年前碳达峰行动方案》，提出双碳目标。随后，国务院发布的《关于 完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，国家发改委、 国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》等文件中 均将 2030 年新能源装机目标定为 12 亿 kW。根据国家能源局发布的《2024 年 全国电力工业统计数据》，截至 2024 年 12 月底，内地风光发电总装机超 14 亿 kW，提前完成 2030 年装机目标。其中，太阳能发电装机容量约 8.9 亿 kW， 同比增长 45.2%；风电装机容量约 5.2 亿 kW，同比增长 18.0%。发电量方面， 2024年内地可再生能源发电量达3.46万亿kWh，约占全部发电量的35%。我们 预计到 2025/2030 年内地仅风电和太阳能发电量合计占比将达到 23%/35%。 然而，以风能和太阳能为代表的可再生能源的随机性、间歇性与波动性特征， 为电网安全运行带来巨大压力。为了促进可再生能源利用率并增强电网的稳定 性，大规模长时储能成为解决新能源利用问题的重要技术路径。根据中关村储 能产业技术联盟（CNESA）数据，截至 2024 年底，内地电力储能装机量累计达 到 137.9GW，其中，抽水蓄能由于技术成熟、成本低、容量大的原因，装机容 量占比达 42%，但抽水蓄能建设周期长、资源限制，难以满足未来电网储能的 需求，迫切需要发展新型储能技术。截至 2024 年底，新型储能装机规模 78.3GW，占比达到57%，首次超过抽水蓄能。随着新能源发电占比提升，我们 预计 2025/2030 年内地的储能装机规模有望达到 188/366GW，其中新型储能装 机占比接近 65%/73%。我们预计未来五年内，内地新增的新型储能装机规模约 为 190GW，是现有装机规模的 2.4 倍。

储能技术多元发展，五大技术路径各具特色

根据储存介质的不同，储能技术可以分为五大类，分别为：机械类储能、电化 学储能、化学类储能、电磁储能和热储能。除机械类储能中的抽水蓄能外，其 余均为新型储能。 相对于传统抽水蓄能，新型储能具有多重优势，包括建设周期短、选址灵活、 响应快速、调节能力强等，能够为电力系统提供多时间尺度、全过程的调控能 力。从产业化进程来看，抽水蓄能作为最为传统的储能技术，商业化成熟度最 高；而锂离子电池、熔融盐储能、压缩空气、全钒液流电池等技术路线，凭借 较其它新型储能更高的技术成熟度，也已率先进入商业化阶段。此外，飞轮储 能、氢储能、超级电容器等储能技术尚待成熟，目前处于示范应用阶段或研发 阶段。

锂离子电池仍是主流，但其局限性及长时储能需求增长推动其他技术路径加速 商业化。新型储能中，2024年，以磷酸铁锂为代表的锂离子电池储能累计装机 占整体新型储能的 96%，占整体储能的 55%，已经超越抽水蓄能成为第一大储 能技术。然而，锂离子电池的安全性不足，且其本身并不适用于长时储能。随 着对长时、大容量储能需求的提升，我们预计，其它新型储能技术如液流电 池、压缩空气储能、熔盐储热等将加速商业化应用。

每种储能技术各具特色，在实际应用中，需要综合考虑各种储能技术的特点 （包括储能时长、能量密度、功率、响应时间等），从而选择最适宜的技术方 案。在成本方面，海外以自发配储为主，更加关注全生命周期度电成本 （Levelized Cost of Energy，LCOE）；当前，内地以强制配储为主，更加关注初 始投资成本。我们认为，随着储能电站盈利模式打通后，内地储能电站会更加 关注 LCOE。

储能技术综合评分：三大技术梯队的综合性能剖析

各种储能技术百花齐放，各具特色，为全面评估各类储能技术的综合性能，我 们从储能容量、安全性、成本等关键维度出发，尝试对各类储能技术进行量化 评分，从而划分出三大技术梯队：第一梯队（领先型）：压缩空气储能、液流电池、熔盐储热和锂电池； 第二梯队（潜力型）：超导储能、氢能、飞轮； 第三梯队（发展性）：钠硫电池、超级电容。

长时储能应时发展，谁主沉浮？

发展长时储能是客观需求，多部门发文支持

按照储能时长需求的不同，储能的应用场景可分为：容量型（≥4 小时）、能 量型（约 1-2 小时）、功率型（≦30 分钟）和备用型（≥15 分钟）。不同类型 的储能适用不同的新能源发电场景。备用型储能解决新能源发电的随机性问 题；功率型储能解决新能源发电的波动性问题从而实现电网频率稳定；容量型 长时储能解决新能源发电的间歇性问题。

随着新能源发电占比提升，对容量型长时储能的需求也逐步提升。根据国家能 源局数据，2024年内地可再生能源发电量达3.46万亿kWh，约占全部发电量的 35%，其中风电太阳能发电量合计达 1.83 万亿 kWh。当前业内普遍认为，当新 能源发电量在一个国家/地区能源结构中的占比超过 20%，4 小时以上长时储能 成为刚需；装机占比达到 50-80%时，储能时长需要达到 10 小时以上。我国新 能源发电量占比已经远超 20%，但截至 2024 年底新型储能项目平均储能时长仅 为 2.3 小时，4 小时及以上新型储能装机占比仅为 15.4%，2-4 小时项目装机占 比却高达71.2%。我们预计2025年起长时储能市场将快速增长，到2025/2030年，4 小时以上储能占比分别提升至 21%/50%，2025-2030 年 4 小时以上储能新增装机 规模合计超 100GW。

内地已出台多项政策，促进长时储能和新型储能技术的发展与应用。早在2021 年 8 月，国家发改委、能源局已发布《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》，其中要求超过电网企业保障性并网以外的 新增可再生能源发电项目，需配建 4 小时以上的调峰能力。2022 年 3 月，国家 发改委、能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，要推动多 时间尺度新型储能技术试点示范，重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储 热等长时储能技术。2023 年 12 月，国家发改委发布《产业结构调整指导目录 （2024年本）》，在十四五“新型电力系统技术及装备”中，明确要发展长时 储能技术。2024 年 3 月，新型储能首次被纳入政府工作报告中。

地方层面，各省市相继要求新能源发电项目上网需按一定功率配比配置储能。 我们对比内地各省份 2024 年和 2023 年新能源配储要求，看到多数省份在配储 比例或配储时长要求上加码，比如湖北、山东、江西、江苏、河北、青海等。 此外，目前已有多个省份（包括甘肃、福建、湖北、吉林、辽宁、黑龙江、安 徽等）明确要求电源侧配储的调峰时长超过 4 个小时。

短期或有扰动，长期需求不变。2025 年 2 月 9 日国家发改委和国家能源局发布 《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，提出 不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。在发电 侧，强制配储政策的取消使新能源项目摆脱了政策负担，短期内储能项目装机 需求或承压。然而持续增长的风光发电项目导致的弃风弃光、电量消纳问题依 然存在，因此我们认为储能的长期需求不变，储能需求可能转移到电网侧和用 户侧。

长时、大容量储能优质选手：压缩空气、液流电池、熔盐储热

不同的储能技术适用的应用场景也不同。根据储能技术在功率、时间维度分布 及应用，氢储能、抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热以及液流电 池，是适合长时大容量储能的五大技术。综合考虑技术成熟度和成本等因素： 目前，在日调节场景下：抽水蓄能凭借技术成熟以及成本低等优势成为当前 主流的储能技术，压缩空气、液流电池等仍处于商业化初期。 在周调节场景下：液流电池、压缩空气储能和熔盐储热技术成熟度相对较高， 将成为长时储能的主要方式。 在季调节场景下：氢储能是最适用的大规模、长周期储能方式，但由于转化 效率较低，且技术成熟度不高，预计商业化应用尚早。

在储能技术格局演变中，由于氢储能技术仍未成熟，而熔盐储热的安全问题重 新得到审视，我们认为，在中短期内，锂离子电池、压缩空气、液流电池三者 将直接参与长时储能的竞争。 根据ESPLAZA长时储能数据库统计，截至2024年底，内地新型长时储能累计装 机 达 2.3GW ， 2024 年 实 现 新 增 新 型 长 时 储 能 并 网 / 投 运 装 机 规 模 约 1.3GW/8.1GWh。其中，压缩气体储能新增装机规模同比增长超 70 倍至 711MW，容量占比约53%；液流电池增长超10倍至368MW，容量占比约28%； 熔盐储能增长 250%至 250MW，容量占比约 19%。

长时储能技术推进节奏预测：锂电池→压缩空气/液流电池→氢储能

关于锂离子电池、压缩空气、液流电池、氢储能这几类技术的在中国内地的推 进节奏，我们判断如下：锂电池→压缩空气/液流电池→氢储能。

短期（2025 年）：成本为王，锂离子仍将是主流

考虑到中国内地的储能仍然以强制配储为主，初始投资成本是重要考量因素。 在碳酸锂价格下降后，锂离子储能系统的初始投资成本已经降至 500 元/kWh （对比压缩空气 1,000-1,500 元/ kWh 、液流电池已经降至 2,000 元/kWh）。同 时，我们对三种储能技术的 LCOE 进行了测算，锂离子电池的 LCOE 已经和压缩 空气储能接近（0.26 元/ kWh vs 0.24 元/ kWh）。 从技术成熟度看，锂离子电池在产业配套上大幅领先其他新型储能。技术方 面，314Ah 大容量锂电池储能电芯的渗透率已超 40%，各家锂电企业正在研发 更大容量的储能系统，未来将向着 600Ah 迈进，配套储能系统能量达到 6MWh 以上。循环寿命方面，最新发布的锂离子储能产品理论上可以做到 10,000 次以 上循环。因此我们预计短期内电池储能仍将是新型储能的主流。

中期（2026 -30 年）：液流电池和压缩空气直接竞争，降本是关键

随着新能源发电占比逐步提升，4 小时储能无法满足储能要求，我们预计液流 电池和压缩空气储能在长时储能的优势将更为显著。这一阶段，压缩空气储能 和液流电池的竞争更为直接。当前压缩空气的初始投资成本约为1,000-1,500元 /kWh，而全钒液流电池成本降至 2,000 元/kWh，压缩空气的成本暂时处于领 先。从 LCOE 角度来看，当前压缩空气储能也更具优势（0.24 元/ kWh vs 0.67 元 / kWh）。随着储能时长的增加，我们预计全钒液流电池和压缩空气储能的成 本均有望继续下降，未来初始投资成本和 LCOE 的变化是两者比拼的核心。

远期（2030 年以后）：氢储能商业化应用逐步得到推广

氢储能的工作原理是通过电解水将电能转化为氢气（电解水转化效率是 65- 70%），通过储氢罐储存，之后燃料电池将氢气转化为电能（燃料电池是 55- 60%）。因此，氢储能要经过“电—氢—电”两次能量转换，整体效率约为 40%，远低于其他储能技术。低能量转换效率意味着氢储能适合更长的储能时 长（例如月度/季度级别）。 成本方面，根据上海现代服务业联合会于 2025 年 1 月发布的《化学储能行业 ESG 白皮书》，以 200MW/800MW 的氢储能发电工程项目为例，氢储能初始投 资成本约为 12,200 元/kW（vs 抽水蓄能 4,000-6,000 元/kW，电化学储能 2,000 元/kW）。更高的初始投资成本表示其更适合更大的储能规模（例如百 GWh 级 别）。随着新能源发电量占比进一步提升，对储能时长和规模要求更高，氢储 能的优势将逐步得到体现。

液流电池迎来拐点，全钒、锌溴加快商业化进程

液流电池：安全性高、循环寿命长、兼具灵活性

液流电池和锂离子电池都属于电化学储能，但两者特点却相差甚远。相较液流 电池，锂离子电池最大的优势在于更高的能量密度，目前磷酸铁锂电池的体积 能量密度能达到 100-150Wh/L，而全钒液流电池的体积能量密度通常在 15- 30Wh/L 之间。但在安全性和循环寿命上，液流电池具有显著的优势，并且能 量单元与功率单元相互分离，具有较高的灵活性，更适合大规模长时储能。 锂离子电池在安全性和循环寿命上存在明显短板。由于锂离子电池的氧化还原 反应发生于电极上，过程中会形成锂枝晶，导致电池内部结构遭到破坏，引发 严重的安全问题，且电池寿命也降低（目前实际寿命普遍<10 年）；此外，金 属锂较为活泼，也增加了电池的安全性风险。 相比之下，液流电池的氧化还原反应发生于电解液中，电堆自身并不发生氧化 还原反应，且活性物质溶于电解液，这种反应机制大大降低了电极枝晶生长刺 破隔膜的危险。同时，流动的电解液可以把电池充电/放电过程产生的热量带 走，避免因过热导致的电池结构损害甚至燃烧。寿命方面，由于液流电池的电 极为惰性电极，较少涉及更换问题，氧化还原反应过程中不涉及相变，整体使 用寿命可以达到 20 年或者更长时间。更重要的是，液流电池更具有较高的灵 活性，通过增加电堆的数量和功率可以增加系统功率，通过提高电解液浓度和 增大储罐体积可以提升储能容量。

液流电池的分类和比较：全钒液流电池具备综合优势

按照电解液不同形态，液流电池可分为四类：水系液流电池、非水系液流电 池、混合液流电池和半固态液流电池。水系液流电池由于水分解的影响，其电 压很难达到 2V；非水系液流电池利用有机电解液体系的宽电化学窗口，可以 有效的提升液流电池的能量密度，在新型储能系统研发中得到了广泛关注。然 而，由于活性物质的溶解度较低，缺乏合适的离子交换膜、以及高成本等问 题，非水系液流电池的发展受到了制约。目前水系液流电池仍然是主流，非水 系等其它液流电池处于早期研发阶段。 根据反应活性物质，水系液流电池可分为：全钒液流电池、铁铬液流电池、锌 溴液流电池、全铁液流电池、多硫化钠-溴液流电池、锌铈液流电池等。其中 全钒液流电池、锌溴液流电池和铁铬液流电池发展速度相对较快。目前，全钒 液流电池已经进入商业扩张阶段，锌溴液流电池和铁铬液流电池也进入应用示 范阶段，而其他类别液流电池现阶段应用案例仍然较少。 对比全钒液流电池、锌溴液流电池和铁铬液流电池这三种主流液流电池，我们 认为全钒液流电池具备综合优势。虽然全钒液流电池在电化学性能上并不算十 分突出，例如能量密度不如锌溴液流电池，也不适合在高寒地区工作，且由于 原材料价格较高导致初始投资成本在三者中最高，但是全钒液流电池在工作原 理上并无难以克服的缺陷。更重要的是，全钒液流电池的原材料供应链较为成 熟，能够满足大规模商业化应用，因此商业化进程居前。而铁铬液流电池负极 侧析氢反应严重，铬离子的电解活性差，需要配合催化剂使用，导致其整体功 率密度难以提升至合理水平；锌溴液流电池存在自放电现象和锌枝晶现象，且 产生的溴单质存在腐蚀性，因此这两者仍然处于早期应用阶段。

铁铬液流电池：价格优势是其最大竞争力，但析氢反应严重

铁铬液流电池最大的优势是原材料储量丰富且价格便宜。根据美国地质调查局 数据，2022 年全球钒储量为 2600 万吨；而根据美国地质调查局统计，全球可 用铬资源超过 120 亿吨，具备大规模应用推广的潜力。因此铁铬液流电池的价 格约为 1,000-2,000 元/kWh，而全钒液流电池的成本约为 2,000 元/kWh。 但铁铬液流电池存在明显的缺陷。在常温下，铁铬液流电池的阴极在充电末期 会出现析氢现象，降低电池系统的库仑效率，需要配合催化剂使用，来提高析 氢过电位，或者是通过改变电解质组成等方法来抑制析氢反应，但是这些方法 都无法彻底解决铁铬液流电池析氢副反应的发生。目前铁铬液流电池装机量较 小，处于工程化示范阶段。我们预计，在解决了传统的析氢和反应活性的问题 后，铁铬液流电池可能具有良好发展前景。 铁铬液流电池代表公司包括国电投、中海储能、振华股份、北京和瑞储能科技 等。

锌溴液流电池：自放电、锌枝晶、溴的腐蚀性均有突破

相较于全钒液流电池和铁铬液流电池，锌溴液流电池的优势在于其较高的能量 密度，能够达到 60 Wh/L 甚至更高，高于全钒液流电池和铁铬液流电池。锌溴 液流电池的自放电现象、锌枝晶和溴及溴化物的腐蚀性一直是阻碍其商业化应 用的因素，但近年来技术不断突破，这些缺点也正在逐步被克服。

自放电现象：由于充电时电池阳极生成的溴单质具有较高的溶解度， 溶于水后变成 Brn-，若扩散入负极区域与锌发生反应，则会导致电池内 部能量损耗，电池的库伦效率下降。目前应对自放电现象可以通过设 置离子交换膜，只允许阳离子通过而 Brn-无法通过以避免与锌发生反 应；还可以采用微孔性聚合物隔膜，同时加入溴单质的络合物使其在 充电时被络合而沉底。

锌枝晶：锌枝晶和锂枝晶类似，当锌溴液流电池充电时，阴极生成的锌逐 步沉积在电极上，随着锌沉积层厚度增加且沉积不均匀现象突出，就会导 致锌枝晶的产生。树枝状的锌结晶会刺破隔膜而导致电池内部短路。为了 抑制锌枝晶的产生，本质上需要得到均匀的锌沉积层，主要的方法包括： 改变电解液流动速率、控制电解液沿电极表面均匀流动；在电解液中添加 枝晶体抑制剂以及定时维护。另外根据文献资料，通过对负极进行优化（ 构建缺陷、负载金属颗粒或金属化合物）也可以缓解锌枝晶的形成。

溴及溴化物的腐蚀性：溴和溴盐水溶液对电池材料具有较强腐蚀作用，会 使其发生老化、变形等现象，这使得锌溴液流电池的电池材料特别是电极 材料的选择受到一定的限制。添加溴络合剂、加强对电解液储罐的封装和 密封能够缓解溴及溴化物的腐蚀性问题。

全钒液流电池：电化学综合优势明显，但初始成本高

全钒液流电池最早于 20 世纪 80 年代由澳大利亚新南威尔士大学 Maria 教授等 首次提出并组装出原型机，经过 40 年的技术更新迭代，至今已在全球特别是 中国内地形成了成熟的技术和产品，并且占据了大部分液流电池市场。全钒液 流电池利用了电流流动时正负极钒离子价数（离子电荷数）会分别出现变化的 原理。为调整正负极电子数，质子通过分隔两极的隔膜移动，由此形成电流。

全钒液流电池在部分电化学性能上不是最突出的，例如其能量密度不如锌溴液 流电池，工作温度范围在 5-40 摄氏度，不适用于高寒地区，且初始投资成本较 高。但是相较铁铬液流电池和锌溴液流电池，全钒液流电池短板并不明显，满 足商业化应用的条件。此外，全钒液流电池的供应链较为成熟。相比铁铬等技 术路线，全钒液流电池的电解液、隔膜、膜电极等原材料供应链已经初步成 型，国产化进程不断加快，已能够支撑起开展百 MW 级的项目设计与开发，而 其他几种液流电池的商业化进展较慢。

成本下降 + 混合储能兴起，全钒液流商业化加速

高工产研储能研究所（GGII）预计，2024 年中国内地液流电池储能装机量达 1.81GWh（对比 2023 年 270MWh），其中全钒液流电池占比超 80%。我们认为 这主要得益于全钒液流电池价成本下降，以及混合储能的兴起。

随着储能时长增加，全钒液流电池成本仍有下探空间

2024 年 3 月 11 日 公 布 中 标 结 果 的 三 峡 能 源 新 疆 吉 木 萨 尔 光 储 项 目 （200MW/1000MWh）的中标价格为1.929元/Wh，液流电池价格的初始成本下 探至 2 元/Wh。我们认为，未来随着储能时长的提升，其成本（包括初始投资 成本和 LCOE）仍有下探空间。

储能时长增加，初始投资成本仍将下降。根据张华民在《全钒液流电 池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》一文的分析， 以 MW 级全钒液流电池储能系统为例，在 V₂O₅价格为 10 万元/吨时， 钒液流电池所用电解液价格约为1,500 元/kWh，除电解液外的电池储能 系统市场价格为 6,000 元/kW。当储能时长为 1 小时的情况下，储能系 统的初次投资成本为 7,500 元/kWh；但当储能时长延长到 4 小时后，不 包括电解液部分的价格则被分摊为1,500 元/kWh，此时全钒液流电池储 能系统的总价格为 3,000 元/kWh。随着储能时长继续增加是 10 小时甚 至以上，全钒液流电池储能系统的成本仍有下降空间。

能时长增加，全生命周期成本也将下降。由于全钒液流电池的电解 液可再生循环使用，因此其残值很高。同样以储能时长为4小时的钒液 流电池储能系统为例，其中废金属的残值估值为 300 元/kW，折合为 75 元/kWh，电解液残值约为原有的 70%即 1,050 元/kWh，合计残值为 1,125 元/kWh，实际成本为 1,875 元/kWh。而对于储能时长为 10 小时 的系统来说，废金属残值折合为 30 元/kWh，合计残值为 1,080 元/kWh ，实际成本仅为 1,020 元/kWh。

长时+短时混合储能逐渐兴起，带动全钒液流电池装机量

近年来，新能源在新型电力系统中的占比不断提高，对灵活性调节资源提出了 更高要求，需要更快速响应和更长时间调节支撑，单一储能难以同时满足电网 调峰、调频、惯量支撑，以及储能时长、成本、使用寿命等要求。 与传统单一储能技术相比，混合储能技术结合了多种不同储能方式，综合利用 了多种技术的优势，弥补了单一储能技术的缺陷。另外，混合储能有助于降低 系统成本，两个或多个储能系统可以共享大部分相同的电力电子和电网连接硬 件设备，降低初装成本及维护成本。 根据 GGII 数据，2024 年液流电池招投标超 3GW，其中混合储能占比超过 71.8%。全钒液流电池+磷酸铁锂电池（LFP）混合储能项目占比近六成，两者 结合后，既发挥液流电池长时储能和高功率的特性，又借助磷酸铁锂电池提升 整体能量密度，弥补了单一储能技术在不同应用场景下的缺陷。

全钒液流电池产业链已形成，重点关注隔膜国产替代

钒液流电池的核心部件可以分为能量单元、功率单元和配套系统。其中，能量 单元的核心是电解液，能够直接影响能量单元的性能与成本。功率单元由一定 数量和规格的电堆串并联构成，其中单个电堆主要由离子交换膜、电极、双极 板、BMS 等关键部件构成。钒液流电池产业链包括：上游钒资源的开采与冶 炼；中游全钒液流电池储能系统的设计与制造，包括功率单元（电堆）与能量 单元（电解液）两大部分；下游主要为储能项目的开发和运营。

钒原料端：我国钒资源储量丰富，全球占比超 40%

钒在钢铁工业、航空航天、冶金化工、电池、医药、颜料等领域均有重要应 用。在全钒液流电池中，通常使用 V2O5 作为电解质。全球钒资源储量较为丰 富，绝大部分赋存于钒铁磁铁矿中。随着近年来不断有新的钒矿资源被发现， 全球钒矿储量也随之不断增长。据美国地质调查局统计，全球已探明的钒矿总 金属储量为2,200万吨，中国、俄罗斯、澳大利亚与南非储量分别占比42.9%、 22.6%、18.1%、15.8%。

质子交换膜：国产替代空间大

质子交换膜（PEM）是全钒液流电池的核心部件，既可隔离电解液，又可以传 输质子，保障电池完成充放电循环过程。因此，PEM 对提高全钒液流电池的可 靠性及性能具有重要意义。根据材料不同，市售的质子交换膜大致包括 四类： 全氟磺酸型 PEM、部分含氟型 PEM、非氟型 PEM 及非树脂型 PEM。其中，全 氟磺酸型 PEM是目前钒电池中最常用的离子膜，其中最著名的就是美国杜邦公 司在 20 世纪 70 年代开发出来的 Nafion 膜，为这种薄膜的主链是碳氟化合物， 具有较好的化学和热稳定性。 由于制备工艺复杂、技术要求高，全氟磺酸膜长期被海外公司垄断。根据高工 氢电统计，2021 年中国内地液流电池国产膜占比为 23.1%，进口膜占比为 76.9%，其中杜邦的 Nafion 膜在中国内地市场份额高达 75%。离子交换膜国产 替代空间大，中国内地企业苏州科润、东岳未来氢能、国润储能等均有布局。

编辑：火腿肠