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レドックスフロー電池市場 2024-2034：予測、技術、市場Redox Flow Batteries Market 2024-2034: Forecasts, Technologies, Markets 送電網に導入される再生可能エネルギー（VRE）の量が世界的に増加するにつれ、電力供給の不確実性と変動性の増大を管理する必要性も高まっている。送電網は、これを管理するために、オーバーキャパシティや相... もっと見る
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サマリー
送電網に導入される再生可能エネルギー（VRE）の量が世界的に増加するにつれ、電力供給の不確実性と変動性の増大を管理する必要性も高まっている。送電網は、これを管理するために、オーバーキャパシティや相互接続の構築だけでなく、エネルギー貯蔵ソリューションなど、さまざまなソリューションに頼ることになるだろう。レドックスフロー電池はVREの普及拡大を支える重要なエネルギー貯蔵技術となり、IDTechExは2034年のRFB市場の価値を28億米ドルと予測している。
揚水発電を除けば、リチウムイオン電池は現在世界の定置用エネルギー貯蔵市場を支配しており、補助サービスやユーティリティサービスを提供する大規模なグリッド規模の設備に適している。しかし、VREの普及が進むにつれて、長時間エネルギー貯蔵（LDES）技術の需要が増加すると予想される。これらの技術は、VRE電源からのエネルギーが利用できない場合に、より長い時間枠でエネルギーをディスパッチするために必要とされる。リチウムイオン電池は、蓄電時間に比例してシステム単価が上昇するため、6時間を超える蓄電には適さなくなり始めている。その代わり、RFBでは、蓄電時間を長くするために電解液貯蔵タンクと電解液の容量を拡大するだけでよく、セルスタックの構成は変更しない、つまり電力とエネルギーを切り離すことができる。この結果、貯蔵期間が長くなってもCAPEXの増加は小さく、比例しない。これは、レドックスフロー電池が6時間以上の蓄電に有用になり始める理由の一部である。
また、RFBはリチウムイオン電池よりも低い平準化蓄電コスト（LCOS）を提供できることを認識することも重要である。これは主にRFBの寿命が延びたことによるもので、多くのRFBメーカーはRFBが信頼性の高いシステムであることを誇りとしており、化学物質によっては2万回以上のサイクルを繰り返しても大きな劣化は見られない。その結果、RFBはリチウムイオンバッテリーよりも大量のエネルギー容量（約4～5倍）を寿命期間中に供給することができ、LCOSが低下する。
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RFBセルスタックの分解図
出典：IDTechEx
しかし、現在の定置用エネルギー貯蔵市場におけるRFBの導入率を制限している要因もある。第一に、RFBはリチウムイオンよりもLCOSが低いが、最も広く導入されているRFBであるバナジウムRFB（VRFB）のkWh当たりのCAPEXは高い。このことは、CAPEXがリチウムイオンですでに数千万ドルから数億ドルになると予想されるグリッド・スケールのアプリケーションにエネルギー貯蔵技術を導入しようとする関係者にとって、当然のことながら障害となる。VRFBのコストは、単価の30～50％を占める高価なバナジウム電解液によって制限される。その他の大きなコストは、膜、バイポーラプレート、電極、ガスケットなど、セルスタック（下記参照）の材料や部品に由来する。VRFBのコスト削減は、製造プロセスの改善や自動化だけでなく、スケールメリットの増大によって長期的にもたらされる可能性が高い。
RFBの展開を制限する第二の要因は、現在の市場では、ほとんどのRFBが4時間グリッド規模の用途でリチウムイオン電池と競合することである。リチウムイオンバッテリーは、エネルギーシフト、電圧・周波数制御、ピーカープラント/送配電（T&D）ディファレンシャルなど、こうしたグリッドスケールのアンシラリーサービスやユーティリティサービス向けに広く展開され、よく理解されている技術である。従って、2020年代半ばのRFB導入の大半は、パイロット・実証プロジェクトであり続け、リチウムイオンと競合する可能性が高い。これは少なくとも、一部の主要国で10年代後半に長時間エネルギー貯蔵（LDES）技術の需要が増加し始めるまで続くだろう。そのような国は、VREの普及率が高く、停電リスクが高く、LDESの目標や入札が行われていたり、米国のようにLDES技術への資金提供がすでに始まっていたりする。
VRFBだけでなく、他の競合RFB技術もRFBと定置用蓄電池の市場シェア拡大を狙う可能性がある。これには、全鉄、亜鉛-臭素（Zn-Br）、亜鉛-鉄（Zn-Fe）、有機、水素-臭素（H-Br）、水素-マンガン（H-Mn）RFBが含まれる。これらの技術の中には、電解液に使用される材料がより広く入手可能で安価なため、VRFBと比較してCAPEXがはるかに低いものがある。しかし、もちろん技術的なマイナス面もあり、商業的な実現可能性が制限される可能性がある。例えば、亜鉛ベースのRFBはアノード表面に亜鉛メッキが生じやすく、デンドライトが成長しやすい。したがって、セルスタックには、デンドライトの形成を制限するか、デンドライトの浸透に抵抗するために、より高度に設計された材料を使用する必要がある。このIDTechExレポートには、CAPEX、電解液コスト、エネルギー密度、エネルギー効率、デンドライト形成などのRFB技術指標を比較したベンチマーク分析が含まれている。
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出典：IDTechEx
他のRFB技術も競合する可能性はあるが、これら特定のRFB化学物質のいずれかを開発している企業ははるかに少ない。例えば、全鉄、H-Br、H-MnのRFBを開発しているのは、それぞれESS社、Elestor社、RFC Power社だけである。したがって、IDTechExが特定した18社がバナジウムRFBを開発していることから、今後数年間は世界的に設置されるRFB容量のほとんどがバナジウムRFBになる可能性が高い。IDTechExが特定した主要企業のうち、Rongke Powerの400 MWhの大規模なVRFB設置は、過去10年間に他の企業が行った設置を凌ぐものである。2022年には、住友電工が日本に51 MWhのVRFBを設置し、もう1つの注目すべきプレーヤーであるInvinityは、英国、米国、カナダ、韓国、台湾の様々な場所に〜22 MWhのVRFBを設置した。セルキューブも小規模な設置を行っている。2022年に非VRFBを設置した唯一の企業は、Zn-Br RFB技術を持つRedflow社であるが、2022年の設置量は～3MWhに過ぎない。このIDTechExレポートには、RFBプレーヤーの発表、供給パートナーシップ、企業と化学の市場シェア、2010年以降の地域別RFB設置実績、計画中のプロジェクトと生産施設などの市場分析が含まれている。
このIDTechExレポートでは、2020年から2034年までのレドックスフロー電池市場の10年間の市場予測も、容量（MWh）と市場価値（億米ドル）の両方で提供しています。容量予測は地域別と化学分野別に掲載しています。地域には、中国、米国、欧州、日本、その他のアジア、その他の地域が含まれます。ケミストリーの内訳には、バナジウム、全鉄、Zn-Br、Zn-Fe、H-Br、有機レドックスフロー電池が含まれる。
本レポートは以下の情報を提供します：
目次
Summary
この調査レポートでは、2020年から2034年までのレドックスフロー電池市場の10年間の市場予測、容量（MWh）と市場価値（億米ドル）の両方で提供しています。
主な掲載内容（目次より抜粋）
Report Summary
As the volume of variable renewable energy (VRE) energy sources penetrating electricity grids increases globally, as does the need to manage the increasing uncertainty and variability in electricity supply. Grids will be relying on different solutions to manage this, which could include building of overcapacity and interconnections, but also energy storage solutions. Redox flow batteries will be a key energy storage technology to support increasing VRE penetration, with IDTechEx forecasting that the RFB market will be valued at US$2.8B in 2034.
Aside from pumped hydro, Li-ion batteries currently dominate the global stationary energy storage market, and they are suitable for large, grid-scale installations to provide ancillary and utility services. As VRE penetration increases however, demand for long duration energy storage (LDES) technologies is expected to increase. These technologies will be needed to dispatch energy over longer timeframes when energy from VRE sources is not available. Li-ion batteries start becoming less suitable for storing energy at durations greater than 6 hours, due to unit system cost increasing with duration of storage proportionally. Instead, RFBs only require the scaling of electrolyte storage tanks and electrolyte volumes to increase duration of storage, whereas cell stack configurations can remain unchanged, i.e., power and energy are decoupled. This results in a smaller and non-proportional increase in CAPEX with increasing duration of storage. This is part of the reason why redox flow batteries will start becoming useful for providing durations of storage greater than 6 hours.
It is also important to recognize that RFBs can provide a lower levelized cost of storage (LCOS) than Li-ion batteries. This is mainly due to the increased lifetime of RFBs, and many RFB manufacturers pride themselves on the fact that RFBs are reliable systems, with no significant degradation being observed over 20,000+ cycles for some chemistries. As a result, RFBs can dispatch greater volumes of energy capacity (approximately 4-5x) over their lifetime than Li-ion batteries, resulting in a lower LCOS.
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Exploded RFB cell stack. Source: IDTechEx.
However, there are some factors limiting the rate of RFB deployments in the current stationary energy storage market. Firstly, while RFBs present a lower LCOS than Li-ion, the CAPEX per kWh of the most widely deployed RFB, the vanadium RFB (VRFB), is higher. This will naturally act as a blocker for stakeholders looking to deploy energy storage technologies for grid-scale applications where CAPEX is already expected to be in the tens- or hundreds-of-millions of dollars for Li-ion. The cost of VRFBs is limited by expensive vanadium electrolyte, as this comprises ~30-50% of unit cost. Other substantial costs come from materials and components in the cell stack (see below) including the membrane, bipolar plates, electrodes, gaskets, etc. VRFB cost reductions are only likely to come in the longer term and from increasing economies of scale, as well as improved and more automated manufacturing processes.
A second factor limiting RFB deployments is that, in the current market, most RFBs will be competing with Li-ion batteries for 4-hour grid-scale applications. Li-ion batteries are a widely deployed and well understood technology for these grid-scale ancillary and utility services, such as energy shifting, voltage and frequency control, peaker plant/transmission and distribution (T&D) deferral, etc. Therefore, most RFB deployments in the mid-2020s RFBs are likely to continue being pilot and demonstration projects and competing with Li-ion. This will be at least until demand for long duration energy storage (LDES) technologies starts to increase in the later part of the decade in some key countries. Such countries may have higher penetration of VRE, greater blackout risks, LDES targets and tenders, or are where funding into LDES technologies is already starting to be seen - such as in the US.
As well as VRFBs, other competing RFB technologies could look to take increasing RFB and stationary battery storage market share. These include all-iron, zinc-bromine (Zn-Br), zinc-iron (Zn-Fe), organic, hydrogen-bromine (H-Br) and hydrogen-manganese (H-Mn) RFBs. Some of these technologies offer a much lower CAPEX compared to VRFBs, due to the more widely available and cheaper materials used in the electrolyte. However, they may of course pose some technical downsides which could limit their commercial feasibility. For example, zinc-based RFBs will be prone to zinc-plating on the anode surface, resulting in dendrite growth. Therefore, more highly engineered materials will need to be used in the cell stack to either limit dendrite formation or resist their penetration. This IDTechEx report includes a benchmarking analysis, comparing RFB technology metrics such as CAPEX, electrolyte costs, energy density, energy efficiency, dendrite formation, etc.
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Source: IDTechEx
While other RFB technologies may compete, there are far fewer companies developing any one of these specific RFB chemistries. For instance, the only companies developing all-iron, H-Br or H-Mn RFBs are ESS Inc, Elestor and RFC Power, respectively. Therefore, it is more likely that most RFB capacity installed globally will be from vanadium RFBs over the next few years, as 18 companies identified by IDTechEx are developing these systems. Of the key players identified, Rongke Power's large 400 MWh VRFB installation dwarfs all installations made by other players over the past decade. In 2022, Sumitomo Electric Industries installed a 51 MWh VRFB in Japan, and another notable player, Invinity, installed ~22 MWh of VRFBs across various locations in the UK, US, Canada, South Korea and Taiwan. CellCube also made some smaller installations. The only company to make non-VRFB installations in 2022 was Redflow, with their Zn-Br RFB technology, but these only accumulate to ~3 MWh installed in 2022. This IDTechEx report includes market analysis, including RFB player announcements, supply partnerships, company and chemistry market shares, historical RFB installations by region since 2010, and planned projects and production facilities.
This IDTechEx report also provides ten-year market forecasts on the redox flow battery market for the period 2020-2034, in both capacity (MWh) and market value (US$B). Capacity forecasts are provided by regional and chemistry splits. Regions include China, United States, Europe, Japan, Rest of Asia, and Rest of the World. Chemistry breakdowns include vanadium, all-iron, Zn-Br, Zn-Fe, H-Br, and organic redox flow batteries.
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