釩電池行業(yè)研究報告：長時儲能東風起釩電需求待騰飛

釩電池行業(yè)研究報告：長時儲能東風起，釩電需求待騰飛1.后來者居上，國內釩電池產(chǎn)業(yè)化進程加速1.1.釩電池行業(yè)已步入產(chǎn)業(yè)化推廣階段全球釩電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展脈絡可以總結為：國外先行，國內趕超。1）海外：1984年新南威爾士大學（UNSW）首次提出全釩液流電池原理，釩電池技術正式問世；1997年UNSW向Pinnacle出售釩電池專利，后者于1999年將相關專利授予Vanteck（VRB前身），借此技術優(yōu)勢VRB快速成長為當時全球最大的釩電池公司；2008年受經(jīng)濟危機影響，VRB停止其所有業(yè)務，海外釩電池發(fā)展由此陷入停滯。2）國內：我國釩電池基礎研究始于20世紀80年代末，1995年中國工程物理研究院開啟釩電池研制，并于同年成功制出500W、1KW樣機；2009年中國普能收購VRB，獲得其核心技術及研發(fā)團隊，我國釩電池發(fā)展正式進入快車道；2022年我國首個國家級釩儲能示范項目“大連融科100MW/400MWh項目”正式投入商運，標志著我國釩電池行業(yè)正由大規(guī)模的商用示范階段向產(chǎn)業(yè)化推廣階段轉型。1.2.技術日益成熟，國內釩電池項目加速落地技術日益成熟、產(chǎn)業(yè)鏈逐漸完備，國內釩電池儲能項目加速落地。目前釩電池核心技術掌握在中國、日本、澳大利亞等少數(shù)國家手中，我國液流電池技術位居世界前列，代表企業(yè)包括上海電氣、大連融科、北京普能、武漢南瑞（國網(wǎng)英大旗下子公司）等，國外領先的釩電池企業(yè)主要包括日本住友電工、美國UniEnergyTechnologies、德國Voltstorage、英國Invinity等。隨著產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)技術發(fā)展逐步成熟，我國釩電池儲能項目正加速落地。2.電化學儲能路線之爭：安全為核，釩電池“錯位競爭”優(yōu)勢顯著釩電池主要由電解液、電極、質子交換膜、雙極板和集流體構成，并通過質子交換膜將電池分為正負兩個“半單元”。在正、負半電池中，釩離子分別以+4/+5價態(tài)、+2/+3價態(tài)存在于正、負極電解液中，充放電時，電解液通過推送泵由外部儲液罐流經(jīng)正、負極室，在電極表面發(fā)生氧化還原反應，產(chǎn)生電流。釩電池本征安全、擴容具備高度靈活性且邊際成本隨儲能時長遞減的特點決定其可充分定位于大容量、長時儲能市場。國內當前主流儲能方案包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和電化學儲能等，電化學儲能又具體分為鋰電池、液流電池、鈉電池及鉛酸電池等。與鋰電池相比，釩電池安全性能突出、擴容簡便、無資源瓶頸。我們有別于市場的判斷：市場普遍認為釩電池存在能量密度低、運行溫度區(qū)間窄等性能短板，但由于釩電池一致性好、安全性高，在大型儲能電站等實際應用領域其溫控系統(tǒng)較鋰電反而更為簡單、占地面積較鋰電也無明顯缺陷，我們認為源網(wǎng)側的大容量、長時儲能將成為其打開市場的重要突破口。2.1.優(yōu)勢：本征安全，邊際成本隨儲能時長遞減1）高安全性：電池本體為儲能系統(tǒng)的安全核心，釩電池采用水基電解液，具備本征安全性。2011年至今全球儲能電站事故頻發(fā)，政策端對儲能系統(tǒng)安全性的要求日益提升，與目前主流路線鋰電池相比，釩電池安全優(yōu)勢突出。從材料端來看：鋰/鈉電池負極為碳材料、電解液分別為LiPF6/NaPF6的混合碳酸酯溶液，均為易燃物質，而釩電池/鉛蓄電池均采用水基電解液，無起火爆炸風險。從電池結構來看：鋰電池正負極及電解液均共存于一個體系之中，當電池過充或處于低溫環(huán)境下時會出現(xiàn)析鋰現(xiàn)象，形成鋰枝晶，易造成短路、帶來熱失控風險；而釩電池電解液獨立儲存于電解罐中，充放電時反應物可通過循環(huán)泵從電極表面快速抽離，可有效避免濃差極化和熱積累效應，無熱失控風險。2）長循環(huán)壽命：所有電化學儲能技術之最。釩電池正負極均為釩離子，在充放電過程中可避免因離子穿過隔膜交叉污染導致的容量衰減問題。其循環(huán)壽命達到20000+次，使用年限可達15年以上，而鋰/鈉/鉛蓄電池循環(huán)次數(shù)普遍在5000次以下。3）高度靈活性：可根據(jù)負載需求靈活調節(jié)功率及容量大小，擴容具備天然一致性。首先，釩電池反應物質與電堆相分離的結構特性使得電池容量（由電解液的體積或濃度決定）與功率（由電堆數(shù)量或電極表面積決定）相互獨立，可通過單獨改變電堆數(shù)量或電解液體積實現(xiàn)功率或容量的調節(jié)。其次，與鋰電池相比，釩電池擴容具備天然一致性，更適合大規(guī)模、大容量、長時間的儲能場景。鋰電池系統(tǒng)功率與容量高度耦合，增加功率或提升容量須將數(shù)個電芯串聯(lián)或并聯(lián)，電芯數(shù)量的改變將降低電池模組的一致性，影響系統(tǒng)使用壽命及安全性；而釩電池由于活性反應物質均來自于同一儲液罐，改變容量只需直接增減電解液，故其擴容具備天然的一致性，更適合大規(guī)模、長時儲能場景。4）原材料高度自給，上游價格較為穩(wěn)定。鋰/鈉/釩電池三類電化學路線中，鋰電池存在嚴重的資源瓶頸，而鈉/釩電池的上游原材料可高度自給。從資源分布來看：鋰資源地殼豐度為0.0065%，主要集中于南美，2022年我國鋰資源儲量占比僅為6.9%，資源儲量相對較少；釩資源地殼豐度為0.0136%，我國為釩儲量第一大國，2022年釩資源儲量占比約39.3%；鈉資源地殼豐度為2.75%，在全球范圍內均勻分布。從對外依存度來看：我國鋰資源對外依存度較高，2019年以來碳酸鋰凈進口量持續(xù)增長，2022年全年碳酸鋰凈進口量達12.57萬噸，同比+71.7%；供需關系失衡使得碳酸鋰價格劇烈波動，近三年最高價差達到53萬元/噸。與鋰資源相反，我國釩資源高度自給，2022年凈出口量達0.33萬噸，同比+166.6%；釩資源高度可控使得下游釩產(chǎn)品價格相對穩(wěn)定，2020年至今V2O5價差未超過7.5萬元/噸。5）邊際成本隨儲能時長遞減，全生命周期具備成本優(yōu)勢。目前國內已規(guī)劃的釩電池儲能項目時長大部分在4小時以上，我們以湖北陽光鴻志30KW/150KWh（5小時）釩電池儲能系統(tǒng)為例對釩電池儲能時長的邊際成本及全生命周期度電成本進行測算：從儲能時長增加所帶來的邊際成本變動來看：該釩電池項目1KWh全系統(tǒng)成本約為4204元，其中電解液成本約為1561元（占比約37.1%）、電堆成本約為2289元（占比約為54.4%）；考慮到釩電池增加儲能時長僅需增加電解液，故若將該儲能系統(tǒng)時長增加至6小時，則每KWh電解液成本不變，電堆及控制系統(tǒng)成本攤薄至1907元/KWh、143元/KWh，分別下降16.7%、3.1%，全系統(tǒng)成本攤薄至3784元/KWh，下降10.0%?？梢娾C電池邊際成本隨儲能時長增加而有著較為明顯的遞減，而鋰/鈉電池增加儲能時長需相應增加電芯數(shù)量，其單位成本相對固定，釩電池較其他電化學路線在長時儲能領域具備成本優(yōu)勢。而從全生命周期成本來看：假設釩電池循環(huán)壽命為20000次、能量轉換效率為70%，則全生命周期成本約為0.30元/KWh；考慮釩電解液高度可回收（使用15年后回收率可達70%），電解液期末殘值約為1093元/KWh，則其全生命周期度電成本可以低至0.22元/KWh。當前階段，釩電池全生命周期成本接近鈉離子電池（0.19元/KWh）、優(yōu)于鋰電池（受原材料價格波動影響較大，約0.27~0.33元/KWh）。2.2.劣勢：定位長時儲能市場，釩電池“避短揚長”1）運行溫度區(qū)間較窄。釩電池最佳運行溫度為0~45℃，窄于鋰電池（-20~60℃）和鈉電池（-40~80℃），當溫度過低時，電解液凝固會影響電池正常運轉；當溫度過高時，正極五價釩會析出為五氧化二釩沉淀，造成流道堵塞、電堆性能惡化。解決方式：釩電池自帶“液冷系統(tǒng)”，熱管理難度較鋰/鈉電池更低。釩電池充放電過程中電解液循環(huán)流動，電堆熱量可直接通過輸送管中的熱交換器散熱（類似自帶“液冷系統(tǒng)”），熱管理難度相對較低，可通過風冷方式進行溫控。而鋰電池儲能系統(tǒng)涉及大量電芯（如寧德時代EnerC-3.72MWh儲能系統(tǒng)含4160個電芯），除需保障整個電池系統(tǒng)處于合適的溫度區(qū)間外，還需將單體電芯間的溫度差控制在合理水平，對熱管理要求更高，主流溫控路線為風冷或液冷（風冷較液冷散熱溫差仍然較高，液冷為趨勢）。相較于液冷，風冷結構簡單、成本低、更易維護。2）能量轉換率低。除BMS、PCS等之外，釩電池比鋰/鈉電池多兩個循環(huán)泵，產(chǎn)生額外的能量損耗，因此能量轉化率較鋰電池（90%）和鈉電池（95%）更低，約為70~75%；但考慮到釩電池循環(huán)壽命遠高于鈉/鋰電池，故能量轉換率偏低并不會顯著降低釩電池的經(jīng)濟性。3）能量密度低，適用于靜態(tài)儲能領域。電解液/電堆相分離設計+電解液濃度限制使得釩電池的能量密度（先進產(chǎn)品能量密度約40Wh/kg）遠低于鋰電池和鈉電池，相同容量下釩電池體積約為鋰電池的3~5倍、質量約為鋰電池的2~3倍。較低的能量密度使得釩電池更適用于對體積、質量要求不高的靜態(tài)儲能領域（如固定儲能電站），難以應用于動力及移動電源領域。安全性彌補能量密度缺陷，兆瓦級以上儲能電站中占地面積與鋰電相當。我們認為，盡管釩電池能量密度低于鋰電池，但由于其安全性較高，在大型儲能電站中釩電池防火等級（丁級，足夠人通行即可）低于鋰電池（甲級，需保留10~20米間隔距離），占地面積較鋰電池儲能電站無明顯差距，且釩電池可通過將電解液與電堆上下疊放形成立體結構，進一步節(jié)約占地面積，如融科儲能10MW/40MWh儲能系統(tǒng)，平鋪布置占地約3850m2，上下疊層占地約2250m2，節(jié)約面積41.6%。2.3.乘政策東風，高安全性的釩電池發(fā)展適逢其時安全問題已成為儲能行業(yè)發(fā)展的關鍵因素，釩電池發(fā)展適逢其時。2022年國家能源局發(fā)布《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求（2022年版）（征求意見稿）》，明確提出中大型電化學儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池及不宜選用梯次利用動力電池，由此我們判斷：1）梯次利用電池裝機受限，鐵鋰裝機成本上升。梯次利用動力電池因一致性無法保證，安全性能較低，動力電池梯次利用受限將導致鐵鋰儲能裝機成本上升，在一定程度上會限制儲能領域中磷酸鐵鋰電池的應用比例。2）三元鋰電池、鈉硫電池被排除使用，二者所釋放的空間將成為釩電池發(fā)展的重要機遇。截止政策頒布前的2021年，我國電化學儲能累計裝機達5.12GW，其中三元鋰電池、鈉硫電池裝機約0.47/0.18GW，占比分別為9.2%/3.6%，而液流電池累計裝機僅為0.036GW、占比僅為0.7%，具備較大的替代空間。3.長時儲能路線之爭：靈活適用源網(wǎng)荷各側，綜合優(yōu)勢突出3.1.可再生能源發(fā)展疊加政策推動，長時儲能大勢所趨風光等新能源發(fā)電占比持續(xù)提升，電力系統(tǒng)消納及調峰調頻等問題逐現(xiàn)。1）風光等新能源發(fā)電滲透率持續(xù)提升。碳中和背景之下，全球新能源發(fā)電量快速增長，2022年全球總發(fā)電量為28528.1TWh，其中風電、太陽能發(fā)電量分別為2139.2/1289.3TWh，同比分別增長15.7%/24.0%，在總發(fā)電量中的占比分別為7.5%/4.5%。2020年我國正式提出“雙碳”目標，可再生能源發(fā)電快速發(fā)展，風光發(fā)電占比由2020年的9.8%提升至2022年的14.2%。2）“時間+空間錯配”提升調峰調頻需求，大規(guī)模并網(wǎng)加大消納壓力。風光等可再生能源出力波動大且伴有不確定性，使得電力系統(tǒng)日內、跨季及遠距離調峰調頻等需求提升。從日內出力及負荷峰谷來看，不考慮風光出力（視為新能源滲透率為0時的情形），用電負荷呈現(xiàn)早晚兩個高峰，但整體負荷波動相對較小；考慮新能源出力情形，風電日間出力低、夜晚出力高，光伏發(fā)電午間出力高、夜晚失去電力支撐作用，在此特征之下，日凈負荷（用電負荷-風光出力）呈典型“鴨型曲線”，即在風光出力峰值時期凈負荷高峰明顯減小，負荷波動性顯著增加，這種波動性將隨新能源滲透率提升而進一步加大；負荷波動日間的急速變動對電力系統(tǒng)平衡、調節(jié)的靈活性及快速爬坡能力提出了更高要求。從季節(jié)性出力及負荷峰谷來看，風電出力高峰為春、秋兩季，光伏發(fā)電高峰為夏、秋兩季，夏季負荷電量高而新能源發(fā)電量低，電力系統(tǒng)存在季節(jié)性電量平衡的難題。而從新能源出力及負荷空間分布來看，我國風光資源稟賦與電力消費逆向分布，光伏資源及風能主要分布于三北地區(qū)而用電負荷高的地區(qū)主要為中東部地區(qū)，大規(guī)模遠距離傳輸對電網(wǎng)穩(wěn)定性及調峰能力帶來巨大挑戰(zhàn)。需求端：儲能具備平滑新能源出力、輔助調峰調頻、提供容量備用等多種支撐功能，可再生能源滲透率提升催生出各時間尺度的儲能需求：1）秒-分級儲能需求：風光發(fā)電輸出與風力、光照強度高度相關，受天氣因素影響（有風/無風、晴天/陰雨），風光出力會出現(xiàn)分鐘級變化，會對電力系統(tǒng)造成瞬時擾動，需要儲能通過頻繁充放電平滑分鐘級波動。2）小時-日級儲能需求：如前文所述，新能源發(fā)電裝機增長使得電網(wǎng)日間凈負荷波動加劇，風光出力晝夜差距顯著，需要儲能進行小時級以上調峰。3）月度級及以上儲能需求：新能源出力與負荷需求電量在季節(jié)性和空間上的差異，需要儲能進行大規(guī)模、長時間、遠距離的能量轉移。短時側重電網(wǎng)安全，長時彌補峰谷供需錯配。與短時儲能相比，長時儲能兼具“快速響應調節(jié)擾動”+“長期輸出平衡電力”的能力，在極端天氣下還可發(fā)揮應急保供作用。風光等可再生能源的滲透率越高，對長時儲能的需求越高。目前業(yè)內對長時儲能暫無一致定義，國內一般將充放電循環(huán)時長在4小時以上的儲能統(tǒng)稱為長時儲能。政策端：海內外長時儲能政策扶持力度持續(xù)加大。1）國內：政策頻出明確儲能長時趨勢，多地鼓勵4小時以上配儲。2022年1月國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，提出到2025年實現(xiàn)氫儲能、熱（冷）儲能等長時間尺度儲能技術突破；加大液流電池、鈉離子電池等關鍵技術裝備研發(fā)力度。截止2023年7月底，我國已有三十多個地區(qū)明確新能源配儲要求，配儲比例由10%~20%逐步上升至15%~30%，配儲時長均已突破2小時，其中河北、西藏、內蒙古等多地規(guī)劃時長已突破4小時，政策頻出使得儲能長時化成確定趨勢。2）海外：政府注資支持長時儲能技術研發(fā)制造，財政扶持力度漸強。2022年11月美國能源部宣布為儲能時長10~24小時的儲能系統(tǒng)給予3.49億美元資金資助；2022年10月澳大利亞可再生能源署宣布投入0.45億澳元建設一個200MW/1600MWh壓縮空氣儲能設施，儲能時長達8小時。市場端：長時儲能項目密集簽約，最大儲能時長已突破100小時。2023年1-7月國內簽約4小時以上儲能項目22個，包含壓縮空氣儲能、液流電池、重力儲能等多種技術路線；2023年7月美國明尼蘇達州批準建造10MW/1GWh鐵-空氣長時儲能設施，儲能時長達100小時；國內外長時儲能項目正在接連落地。3.2.釩電池vs其他長時儲能路線：有望率先對抽蓄形成替代現(xiàn)階段長時儲能技術路線主要為抽水蓄能、熔鹽儲熱、液流儲能、壓縮空氣儲能、氫儲能五大類。目前各路線中，抽水蓄能市場滲透率最高、經(jīng)濟性最強，但受選址條件限制，預計未來成本將會上升；壓縮空氣儲能在一定程度上仍受自然資源限制，經(jīng)濟性與選址靈活性不可兼得；熔鹽儲熱及氫儲能初始投資成本較高、系統(tǒng)轉化效率較低，度電成本仍處于相對高位；與其他路線相比，釩電池在應用場景、儲能時間尺度及經(jīng)濟性等方面綜合優(yōu)勢突出。1）抽水蓄能：已處大規(guī)模商用階段，技術最為成熟但發(fā)展空間有限，優(yōu)質建站資源趨于飽和，未來或將面臨度電成本上升、裝機占比降低。工作原理：電能與重力勢能的相互轉換。抽蓄電站建有上下兩個水庫，用電低谷時將水從下水庫抽送至上水庫實現(xiàn)能量存儲（電能→重力勢能），用電高峰時將上水庫的水排放至下水庫實現(xiàn)放電（重力勢能→電能），抽蓄電站容量與水庫間落差及水庫容積成正比。應用場景：主要作為供電或調峰電源，受選址限制，與風光等可再生能源發(fā)電項目無法完全匹配（如我國西北地區(qū)）。優(yōu)勢：①技術成熟度高：世界首座抽水蓄能電站早于1882年即在瑞士建成，技術發(fā)展至今已有百余年歷史，我國抽蓄技術研究始于20世紀60年代，目前已高度成熟。②裝機容量大：普遍為GW級別。③放電時間及使用壽命長：適宜儲能時間為小時級~周級，使用壽命超30年。④與其他機械儲能相比，能量轉換效率較高，約為70%。劣勢：①選址受限，優(yōu)質建站資源趨于飽和：抽水蓄能對建設選址要求極高，建壩應盡量靠近水源及電站、基巖需無集中滲漏風險，同時為節(jié)約建設成本，上下水庫之間的距高比（水平距離與垂直高度比值）較小為宜；②建設周期漫長，或無法匹配風光裝機增速：抽水蓄能電站建設期約7~10年，無法匹配風光裝機快速增長所帶來的消納及調峰調頻等需求。儲能市場裝機占比：商業(yè)化成熟階段，存量市場占比下降，增量市場略高于新型儲能。受制于新型儲能技術快速發(fā)展，抽水蓄能在存量裝機市場中的占比有所下降。2022年底全球/中國儲能市場累計裝機規(guī)模分別為237.2GW/59.8GW，抽水蓄能在全球及中國市場中的裝機占比分別為79.3%/77.1%，與2021年相比分別下降6.8/8.3pct。2022年中國新增儲能裝機16.5GW，其中抽水蓄能、新型儲能裝機分別為9.1GW/7.3GW，占比分別為55.2%/44.2%。由于抽水蓄能技術進步空間相對有限、發(fā)展受自然資源約束較強，未來其在儲能市場中的滲透率或將進一步下降。經(jīng)濟性：抽蓄電站初始投資較大，全生命周期度電成本隨優(yōu)質選址資源趨于飽和而上升。以1200MW/6000MWh抽水蓄能電站為例，其初始投資成本約為6025~8780元/KW，若使用壽命為50年，不考慮充電成本，其全生命周期度電成本約0.31~0.40元/KWh；未來隨著優(yōu)質建站資源趨于飽和，LCOE將隨之上升；此外，抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈已實現(xiàn)高度國產(chǎn)化，與其他儲能路線相比，其在設備端的降本空間相對有限。2）熔融鹽儲熱：光熱發(fā)電與火電靈活性改造為主要應用領域，其中光熱發(fā)電發(fā)儲一體，可在一定程素上克服傳統(tǒng)太陽能發(fā)電固有的氣候限制，但初始投資成本高、全生命周期度電成本尚未達到規(guī)模化水平。工作原理：“熔鹽儲熱+熔鹽放熱”構成一次儲能循環(huán)。熔鹽儲熱時，熔鹽儲罐（冷鹽罐）中的低溫熔鹽進入熔鹽電加熱器，利用風電、光伏、夜間低谷電加熱，加熱后回到熔鹽儲罐（熱鹽罐）中存儲；熔鹽放熱時，高溫熔鹽進入換熱系統(tǒng)與水進行換熱用于供暖或生成蒸汽用作工業(yè)蒸汽或用于發(fā)電等。熔融鹽儲熱主要用于光熱發(fā)電、火電靈活性改造、清潔供熱、工業(yè)蒸汽等領域，其中光熱發(fā)電及火電靈活性改造為主要應用領域。光熱電站工作原理：太陽能→熱能→機械能→電能。光熱發(fā)電原理為通過反射鏡將光照匯聚到太陽能收集裝置中，利用太陽能加熱收集裝置內的熔鹽，最后通過加熱后的熔鹽傳遞熱量加熱蒸汽，推動發(fā)電機發(fā)電。應用場景：光熱電站定位電源側配套儲能，存量市場單體光熱電站為主，增量市場“光熱+光伏/風電”模式占比提升。截止2022年底，國內已投運光熱項目8個，其中僅1個為風光熱儲調荷一體化項目，單體光熱電站占據(jù)主流；2022年國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》推動儲熱型光熱發(fā)電與光伏、風電等波動性電源配套發(fā)展，目前在建項目中“光熱+光伏/風電”發(fā)電模式已占主流（在建項目共計32個，其中5個為單體光熱電站，27個為“光熱+”項目）。優(yōu)勢：①裝機規(guī)模相對較大：普遍為兆瓦到百兆瓦級。②放電時間及使用壽命長：適宜儲能時間為6-15小時，使用壽命在25年左右。③受天氣影響相對較小、夜間仍可發(fā)電：與光伏發(fā)電相比，光熱發(fā)電可在夜間利用白天富余的熱鹽發(fā)電，受天氣影響相對較小。④安全性高：熔鹽存儲于儲鹽罐中，整個系統(tǒng)閉環(huán)運行，安全性高。⑤響應速度快：升、降負荷平均調節(jié)速率分別約為1.5%~3%Pe/min、2.5%~5%Pe/min，與常規(guī)燃煤機組水平相當。劣勢：①能量轉換效率較低：低于60%。②熔鹽具有腐蝕性、對蓄熱裝置材料要求較高：光熱熔鹽主要為硝酸鉀與硝酸鈉的二元混合物，其熱導率低、比熱容低、具備腐蝕性且相變過程中可能會發(fā)生液體泄露，故對蓄熱裝置材料的抗腐蝕要求較高。③光熱電站選址高度依賴太陽能資源：太陽能輻照量與光熱發(fā)電成本高度相關（直接輻射量越大，單位發(fā)電成本越低），我國西北地區(qū)光照資源豐富，但冬季氣溫較低影響電站啟動。④占地面積大：光熱電站發(fā)電量與集熱（定日鏡等）面積及儲鹽罐容積成正比，占地面積較大，目前我國在建及投運太陽能熱發(fā)電項目單兆瓦時占地面積約500~1600m2，遠高于電化學儲能。⑤建設周期較長：光熱電站建設周期約1.5~2.5年，雖短于抽蓄電站但較電化學路線仍較長。儲能市場裝機占比：處示范階段，裝機占比相對較低。光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)尚處示范階段，全球及國內滲透率相對較低，2022年底全球太陽能熱發(fā)電累計裝機容量約7.05GW，同比+3.7%，其中中國累計裝機0.59GW，同比+9.3%。聚光集熱環(huán)節(jié)成本高、效率低為產(chǎn)業(yè)化應用主要難點，我國太陽能關鍵部件（玻璃鏡、吸熱管、聚光器等）生產(chǎn)環(huán)節(jié)技術發(fā)展相對緩慢。經(jīng)濟性：初始投資規(guī)模過大，LCOE相對較高。以100MW/1200MWh塔式光熱電站為例，其初始投資成本約為25000~30000元/KW（其中集熱系統(tǒng)成本占比超50%），若使用壽命為25年，不考慮充電成本，其全生命周期度電成本約0.79~0.94元/KWh。光熱電站增加儲能時長需相應擴大聚光場面積，目前定日鏡等聚光設備價格較高（2022年張家口太陽能塔式聚光系統(tǒng)中定日鏡單位成本達888元/m2），未來有望通過各細分環(huán)節(jié)（吸熱器、熔鹽泵等）國產(chǎn)替代實現(xiàn)降本。3）壓縮空氣：度電成本與抽蓄水平相當，選址靈活性與經(jīng)濟性不可兼得。工作原理：電能與空氣內能的相互轉化。用電低谷時段使用電能將空氣壓縮存儲于洞穴或容器中實現(xiàn)能量存儲（電能→空氣內能），用電高峰時段釋放高壓空氣、驅動渦輪機實現(xiàn)放電。儲庫形式：主要包括高壓氣罐、低溫儲罐、廢舊礦洞、新建洞穴、鹽穴等。其中：①鹽穴儲氣庫容量大、單位投資低但選址局限強（我國主要分布于長江中下游、山東及廣東等地，與風光分布的匹配度較低），鹽巖具有極強的蠕變特性，鹽穴儲氣庫長期運行后體積可能會減少；②舊洞改造、新建洞穴選址較鹽穴靈活，但單位投資略高于鹽穴，且舊洞改造存在受礦井水、有毒有害氣體危害的風險；③地上儲庫（高壓氣罐、低溫儲罐）可完全突破選址限制但價格昂貴，一般用于中小型電站，目前多處于試驗階段。應用場景：主要用于削峰填谷、電源側可再生能源消納、電網(wǎng)輔助服務、用戶側（工業(yè)園區(qū)）服務場景等。優(yōu)勢：單機容量大、儲能時間及使用壽命長。目前壓縮空氣電站單機容量普遍為100MW（規(guī)劃項目單機容量已擴展至500MW），儲能時長可達4小時以上，使用壽命超30年。劣勢：①壓縮過程放熱損失能量，膨脹過程需吸熱補充燃料，系統(tǒng)能量轉化效率較低：補燃式約42%~55%、非補燃式提升至60%~65%，但仍然較低。②選址靈活性與建造成本不可兼得：壓縮空氣儲能選址相對受限，若擺脫對地理資源依賴，將導致建造成本大幅提升。②建設周期短于抽蓄，但較電化學路線仍較長：約1.5~2年。儲能市場裝機占比：目前壓縮空氣儲能處于示范應用階段向商業(yè)化階段過渡期，滲透率相對較低。據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，截止2022年底壓縮空氣在全球新型儲能裝機中的占比僅為0.3%，在中國新型儲能裝機中的占比為1.5%。經(jīng)濟性：轉化效率較低，經(jīng)濟性隨充電成本上升而下降。壓縮空氣儲能項目單位建造成本因儲氣方式而異，初始投資約3000~10000元/KW。以60MW/300MWh壓縮空氣儲能項目為例，其單位建造成本約7167元/KW，假設使用壽命為30年、能量轉化效率為60%，則在不考慮充電成本的情況下，其全生命周期度電成本約0.38元/KWh，與抽蓄電站水平相當；當考慮充電成本時，因其系統(tǒng)能量轉化率較低，經(jīng)濟性將有所下降。目前設備環(huán)節(jié)中，300MW級大規(guī)模壓縮機生產(chǎn)核心技術仍主要為外國企業(yè)掌握，擴大裝機規(guī)模須通過將現(xiàn)有壓縮機串聯(lián)或并聯(lián)，成本相應提升。4）氫儲能：應用場景豐富、響應速度快，可靈活適用于短時調頻與長時儲能等多領域，但“電-氫-電”場景下能量轉化率低、度電成本處于高位，成本端暫不具備規(guī)模化應用條件。工作原理：電能與氫能之間的相互轉化。氫儲能利用風光等富余電力通過電解反應將水轉化為氫氣與氧氣，并將氫氣存儲于儲氫罐中，在需要用電時將氫能通過燃料電池轉化為電能輸出。目前制氫路線主要包括煤炭制氫（價格低廉，但設備成本高、碳排放量大）、天然氣制氫和可再生能源制氫，其中可再生能源制氫為發(fā)展重點。應用場景：靈活適用于“源-網(wǎng)-荷”各側。氫儲能在電源側可用于消納并網(wǎng)、提供慣量支撐，在電網(wǎng)側可用于調峰調頻、緩解輸電阻塞、平衡季節(jié)性電量等，在負荷側可通過構建氫能建筑/園區(qū)參與需求側響應、用作電力電量支撐等；此外氫能還可用于熱電聯(lián)供等領域。優(yōu)勢：①長周期、跨季節(jié)、遠距離儲能：氫儲能可以通過氫氣儲輸技術實現(xiàn)能量的跨季節(jié)、跨區(qū)域轉移，提升新能源電量外送能力。②儲能容量大：可達太瓦時級。劣勢：①可再生能源耦合制氫存在動態(tài)適應性匹配難題：制氫環(huán)節(jié)在瞬變工況下可能會出現(xiàn)氣體滲透現(xiàn)象，降低產(chǎn)氣質量。②大規(guī)模長時儲氫技術尚待突破：目前地下儲氫（主要為鹽穴）建設周期長、選址受限，管段/液態(tài)/固態(tài)儲氫在材料等方面存在技術難點。③全周期效率較低：“電-氫-電”全周期轉化效率僅30%~40%。市場發(fā)展階段：仍處產(chǎn)業(yè)化發(fā)展初期。目前全球制氫結構以化石能源為主，電解水制氫占比較低（僅為0.04%），未來綠氫對灰氫存在較大替代空間；從應用領域來看，氫氣主要應用于化工行業(yè)，在電力能源等領域的應用程度有待提升。經(jīng)濟性：系統(tǒng)轉化效率低，“電-氫-電”場景下度電成本處于高位。以200MW/800MWh氫儲能發(fā)電工程項目為例，其初始投資成本約12200元/KW，若使用壽命為15年，不考慮充電成本，其全生命周期度電成本約1.85~1.92元/KWh。氫儲能成本與技術路線高度相關，其中制氫系統(tǒng)中堿性制氫裝置技術成熟，成本低，若采用PEM電解水制氫裝置，則度電成本相應上升約73%；儲氣系統(tǒng)方面，固態(tài)儲氫裝置成本較高，高壓氣態(tài)儲氫成本略低；未來PEM電解槽、PEM燃料電池用質交換膜等關鍵材料和核心部件的國產(chǎn)替代將成為氫儲能重要的降本路徑。5）釩電池：與其他長時儲能路線相比，兼具應用場景、時間尺度及經(jīng)濟性優(yōu)勢，有望在長時儲能領域對抽蓄形成有力替代。應用場景優(yōu)勢：選址靈活、占地面積較小、建設周期短可滿足風光裝機高增需求，在表后儲能市場同樣具備應用潛力。①國內：新能源強制配儲背景下，大儲成為儲能項目主要應用場景。從與風光等項目的適配度上來看，我國風光發(fā)電項目主要集中于新疆、內蒙古、甘肅、青海、寧夏、河北等地，該類地區(qū)主要以沙漠、戈壁為主，水資源及鹽穴分布較少，故抽蓄及壓縮空氣電站在該類地區(qū)的適配性較差（否則將提升投資成本、加大輸電損耗），光熱及釩液流儲能電站適配度較高，與光熱電站相比，釩液流儲能電站占地面積小、配置更加靈活。從建設周期來看，抽蓄、壓縮空氣、光熱、地下儲氫項目建設周期較長，較難追趕風光裝機增速，而釩液流電站建設周期僅3~6個月，可滿足風光裝機高增需求。②海外：能源危機之下用電成本增加，表后儲能快速增長。相較于抽蓄、光熱、壓縮空氣等儲能路線（多應用于表前市場），釩電池儲能在用戶側仍然具備較大應用潛力，2022年12月全球最大釩液流電池用戶側儲能電站順利并網(wǎng)，規(guī)模為6MW/36MWh。時間尺度優(yōu)勢：兼具短時波動平抑及長時電量平移功能。①可再生能源出力受天氣影響易出現(xiàn)分鐘級波動，需儲能通過頻繁充放電進行平滑，與抽蓄、壓縮空氣、熔鹽儲熱、氫儲能（響應時間均為分鐘級，且氫儲能在瞬變工況下制氫系統(tǒng)穩(wěn)定性將受到影響）相比，釩電池動態(tài)響應速度更快（百毫秒級）、效率更高。②小時-日度-季度級長時儲能需具備大容量、低衰減特性，釩電池擴容靈活且循環(huán)過程中容量幾乎無衰減，可滿足長時間尺度儲能需求。經(jīng)濟性優(yōu)勢：初始投資已處于下降通道，LCOE優(yōu)勢初現(xiàn)。①從初始投資來看，釩儲能電站單位投資成本約14000~16000元/KW，與氫儲能相當，優(yōu)于光熱電站，較抽蓄及壓縮空氣儲能略高。②從全生命周期度電成本來看，釩電池LCOE約0.75~0.86元/KWh，僅次于抽蓄及壓縮空氣儲能（以上測算均未考慮充電成本，由于釩電池能量轉化效率優(yōu)于其他各路線，故若考慮充電成本其經(jīng)濟性較其他路線將進一步提升）。③從降本空間來看，釩儲能電站初始投資已處于下降通道之中，由2012年的90000元/KW（龍源沈陽法庫臥牛石風電場調增配套儲能釩電站）降至目前的14000~16000元/KW（2023年7月開封時代榆中縣300MW/1200MWh全釩液流獨立共享儲能電站初始投資成本已低至5333元/KW），未來隨著電解液及電堆各環(huán)節(jié)商業(yè)模式創(chuàng)新及國產(chǎn)替代加速，初始投資與LCOE有望進一步下降。3.3.滲透率加速提升，2025年釩電池需求量預計達13.1GWh儲能規(guī)劃趨于長時，釩電池對儲能市場加速滲透中。據(jù)CNESADataLink數(shù)據(jù)，截止2023年6月底，我國儲能項目累計裝機達70.2GW，同比+44%；其中新型儲能裝機為21.06GW、占比達30.0%，抽水蓄能裝機為48.51GW、占比為69.1%，同比下降約10pct。新型儲能裝機中，鋰電池占據(jù)主流，占比達95.9%，液流電池占比為0.8%。目前液流電池在儲能市場的滲透率仍然較低，隨著政策對儲能安全重視度提升及儲能規(guī)劃趨向于長時，釩電池或將在新型儲能市場中加速滲透。表前表后儲能市場同步受益，預計2023-2025年釩電池儲能新增裝機1.6/5.0/13.1GWh。我們按照表前、表后儲能市場對釩電池裝機需求進行測算，核心假設如下：1）表前儲能市場：主要為集中式光伏、風電側配儲及電網(wǎng)側儲能。碳中和背景下清潔能源需求提升，預計風光裝機量相應增長，2023/2024/2025年集中式光伏及風電裝機合計將達260/312/370GW，同時根據(jù)相關配儲要求，我們假設儲能滲透率分別為10%/13%/15%，對應風光側儲能裝機需求為26/41/56GW。可再生能源滲透率提升加大電網(wǎng)側儲能調頻調峰需求，預計2023/2024/2025年電網(wǎng)側儲能新增裝機為5/6/7GW。2）表后儲能市場：主要為分布式光伏配儲。全球能源危機之下用電成本提升，預計分布式光伏呈快速增長趨勢，2023/2024/2025年全球分布式光伏裝機將達169/203/242GW；海外電價較國內高、用戶側儲能裝機積極性更高，假設2023/2024/2025年海內外用戶側儲能滲透率分別為5%/8%/10%、10%/13%/15%，對應全球分布式儲能裝機增量約13/22/31GW。3）釩電池滲透率：電化學儲能在電網(wǎng)側（頻繁啟停需求）及用戶側儲能市場具備先發(fā)優(yōu)勢，故假設2023/2024/2025年釩電池在風光側大儲、電網(wǎng)側、用戶側的裝機滲透率分別為0.5%/1%/2%、1%/1.5%/3%和0.8%/1.5%/2%，儲能時長假設為4/5/6小時，對應釩電池裝機需求約1.6/5.0/13.1GWh。4.釩電池產(chǎn)業(yè)鏈：上游資源及電解液制造端布局企業(yè)眾多，電堆環(huán)節(jié)國產(chǎn)替代加速4.1.產(chǎn)業(yè)鏈基本形成，市場需求待釋放釩電池產(chǎn)業(yè)化進程加速，產(chǎn)業(yè)鏈已基本形成。釩電池產(chǎn)業(yè)鏈上游包括釩礦、含釩固廢等釩原料供給、電解液制備、離子交換膜/雙極板/電極等電堆材料生產(chǎn)；中游包括電池模組裝配及循環(huán)泵、儲液罐等控制系統(tǒng)；下游為用戶側、電網(wǎng)側、發(fā)電側等各類儲能應用市場。4.1.1.釩礦及電解液：國內布局企業(yè)眾多，儲能用釩需求提升，釩供需將趨緊釩電解液為含釩離子的硫酸溶液，電解液的濃度和體積決定電池容量的大小、電解液的穩(wěn)定性及溫度適應性決定電池的使用壽命和使用范圍。1）釩原料端：以釩渣提釩為主，國內產(chǎn)能約17.84萬噸/年。釩來源：鋼鐵冶煉所形成的富釩鋼渣為釩制品主要來源。釩極少以單一礦物存在，常伴生或共生于鈦磁鐵礦、磷礦、煤矸石等礦物中，我國釩礦主要為釩鈦磁鐵礦和含釩石煤。當前含釩材料中，鋼鐵冶煉所形成的富釩鋼渣為釩的主要來源，全球約有76.0%的釩來自于釩渣提釩（中國約88.7%）。提釩工藝：目前仍以釩渣提釩為主，但產(chǎn)量擴張受限，石煤清潔提釩技術發(fā)展或將推動釩制品突破產(chǎn)能瓶頸。釩渣提釩：釩鈦磁鐵礦經(jīng)過煉鐵工序進入鐵水中，通過轉爐吹煉方式得到釩渣，釩渣中V2O5的含量為10%~25%；釩渣提釩主要方式根據(jù)焙燒時加鹽不同可以分為鈉化焙燒法（最傳統(tǒng)、技術和裝備成熟）、鈣化焙燒法（鈣鹽替代鈉鹽，可減少有害氣體的產(chǎn)生，攀鋼已在西昌建設鈣化焙燒提釩產(chǎn)線）、亞熔鹽法（河鋼集團建成世界首條亞熔鹽提釩示范工程，并已投產(chǎn)）以及無鹽焙燒法（屬于清潔提釩技術，有害氣體和廢水產(chǎn)生量大幅減少，已進行半工業(yè)化放大試驗）等；受上游鋼鐵產(chǎn)能限制，釩渣提釩產(chǎn)量擴張較緩。石煤提釩：含釩石煤為我國特有釩礦資源，傳統(tǒng)石煤提釩采用鈉鹽焙燒-酸浸工藝，將含釩粘土礦物、云母類礦物及氧化鐵礦物混合后，添加氯化鈉高溫焙燒，使含釩化合物轉化為水溶性釩酸鹽，進而實現(xiàn)提釩，該法設備簡單、成本低，但環(huán)境污染嚴重、回收率僅45%~50%。新型石煤提釩采用濕法酸浸提釩工藝，較傳統(tǒng)路線減少了焙燒環(huán)節(jié)，無廢氣污染，且收率可提升至75%左右。2023年西部礦業(yè)建成國內首條綠色環(huán)保石煤清潔提釩生產(chǎn)線，未來隨著石煤清潔提釩工藝的不斷成熟，石煤提釩產(chǎn)量有望增加。主要企業(yè)：目前國內釩產(chǎn)品產(chǎn)能合計約17.84萬噸/年，布局企業(yè)主要為釩鈦股份、成渝釩鈦、承德釩鈦（河鋼股份旗下）、承德建龍、四川德勝等，其中釩鈦股份為國內最大的釩產(chǎn)品生產(chǎn)企業(yè)，其釩產(chǎn)品年產(chǎn)能達4.3萬噸（以V2O5計），主要包含氧化釩、釩鐵、釩氮合金、釩鋁合金等。2）電解液制備端：釩離子濃度為性能關鍵指標，國內布局企業(yè)眾多。制備方法：主要使用化學法和電解法，短流程制備法在多數(shù)企業(yè)處于中試階段。釩電解液制備方法主要有物理法（直接將高純度VOSO4溶于硫酸，原料成本高，難以大規(guī)模制備）、化學法（使用還原劑將高價釩氧化物或釩酸鹽還原為低價）、電解法（以純度較高的V2O5為原料，操作工藝簡單，適于大規(guī)模生產(chǎn)）和萃取法（又稱短流程制備法，直接利用含釩鋼渣、廢水等含釩物質通過富集、有相萃取等方法生產(chǎn)電解液，該法跳過釩產(chǎn)品制造環(huán)節(jié)降低成本）。應用難點：釩離子濃度受限。釩電解液濃度決定電池能量密度，高濃度、高溫環(huán)境下析晶及低溫環(huán)境下結晶將導致電解液濃度下降，當前多數(shù)商用釩電解液釩離子濃度低于2mol/L（約1.7mol/L）。提高電解液濃度的方法主要有：①通過更換電解質提升高濃度條件下的釩離子穩(wěn)定性，如使用甲基磺酸可以使釩離子濃度保持4mol/L；②通過使用含羧基和磺酸基團的添加劑來增加釩離子在高溫條件下的穩(wěn)定性。主要企業(yè)：大連融科、釩鈦股份、河鋼股份、星明能源、湖南銀峰、中核鈦白等，其中大連融科為全球最大釩電解液生產(chǎn)企業(yè)，全球市占率達80%。3）釩供需：儲能領域用釩需求拉升，釩供需或將趨緊。需求端：2025年我國釩需求量將達16.5萬噸，其中儲能領域釩需求量約為6.09萬噸。釩下游應用領域主要包括鋼鐵、鈦合金及化工、儲能等三大領域，根據(jù)前文測算，我們預計2023/2024/2025年我國釩電池裝機需求分別為0.69/2.25/6.23GWh，假設每GWH五氧化二釩消耗量為0.98萬噸，則對應儲能領域釩需求分別為0.68/2.20/6.09萬噸；假設鋼鐵、鈦合金和化工領域需求相對穩(wěn)定、2023~2025年需求增速均為10%，則2023/2024/2025年我國釩需求總量分別為9.29/11.67/16.51萬噸。供給端：產(chǎn)能小幅提升，2025年我國釩產(chǎn)量預計約為15.70萬噸。目前我國釩產(chǎn)品主要來源于釩渣提釩，產(chǎn)能受上游鋼鐵限制擴張較緩，但考慮石煤清潔提釩技術的發(fā)展，我們預計2023~2025年釩產(chǎn)能小幅增長，假設增速為5%；假設產(chǎn)能利用率穩(wěn)步提升，2023/2024/2025年分別為70%/75%/80%，對應釩產(chǎn)量分別為12.46/14.02/15.70萬噸。4.1.2.電堆環(huán)節(jié)：國產(chǎn)替代進程加速1）電極：基本可實現(xiàn)國產(chǎn)化，石墨氈為商用主流。功能：電極本身不參與反應，僅為釩離子提供氧化還原活性點位。商用主流：石墨氈等碳素類電極。釩電池電極主要包括金屬類電極和碳素類電極，其中金屬類電極導電性強、電阻低、機械強度高，但價格較貴、難以大規(guī)模商用；而碳素類電極（碳氈，石墨氈等）表面不飽和碳原子多、表面活性大，可為釩離子提供給比金屬電極更多的活性位點，同時碳素材料耐腐蝕性強、導電性好、成本低，已成為釩電池電極商用主流。技術進步空間：盡管碳素類電極較金屬電極綜合優(yōu)勢突出，但仍存在電化學活性較差、對釩離子氧化還原反應催化效果不佳等問題，需通過對材料修飾改性來解決。目前研究熱點為使用鉍納米粒子對碳素材料進行改性，以抑制析氫反應（釩電池負極析氫是導致電池電荷不平衡的主要原因），進而增強電池內氧化還原反應，提高電池能量效率。主要企業(yè)：釩電池電極基本可實現(xiàn)國產(chǎn)化，主要布局企業(yè)包括潤生石墨氈、嘉興納科、遼寧金谷等，其中潤生石墨氈為國內石墨氈生產(chǎn)領先企業(yè)，已建成國內首條儲能石墨氈連續(xù)化產(chǎn)線，客戶包括國內幾乎所有液流電池企業(yè)，國內市占率達50%。2）隔膜：決定電池充放率和使用壽命的關鍵，國產(chǎn)替代進行中。功能：分離正負極電解液以防止電池短路，允許電荷載體（H+、HSO4-等）自由通過保證正負兩極電荷平衡，構成電池回路。性能要求：①釩離子與水分子滲透率需低，以降低交叉污染及電池自放電，提高能量效率。②質子或硫酸根離子的透過率需高，以減小膜電阻、降低效率損失。③具備一定機械強度，耐化學腐蝕、耐氧化，使用壽命長，價格低。分類：分為陽離子/陰離子/兩性離子交換膜，陽離子交換膜應用限制主要在于使用成本，而陰離子交換膜則存在安全性短板。市場主流為全氟磺酸膜（屬陽離子交換膜），其穩(wěn)定性強、導電性能好，但對釩離子的選擇性較弱，易造成電解液污染、影響電池使用壽命，增加使用成本。陰離子交換膜雖能較好阻隔釩離子滲透，但其電導率低、內阻大，存在熱安全隱患。主要企業(yè)：科慕化學、戈爾、東岳未來、科潤新材料、大連融科等。目前市場主流產(chǎn)品為美國科慕的Nafion膜，其產(chǎn)品厚度極低、電阻較低，但價格較貴（NR212約2000~2700元/m2）。盡管低厚度隔膜（如科慕N117、戈爾的MX765.08）技術仍主要為國外企業(yè)所掌握，但國內企業(yè)在隔膜領域的國產(chǎn)替代已在加速進行中，如東岳集團的DMV850膜產(chǎn)品厚度及性能已接近科慕NR212，且具備明顯價格優(yōu)勢（價格僅1000~1500元/m2）；蘇州科潤已實現(xiàn)全氟離子膜的批量化生產(chǎn)（液流電池質子膜年產(chǎn)能已達500萬m2/年），其產(chǎn)品在國內市場占有率達90%；大連化物所則在非氟膜方向上投入研究，其生產(chǎn)的可焊接多孔離子傳導膜也已投入大連融科的儲能系統(tǒng)中使用。3）雙極板：碳素復合雙極板為應用主流。功能：串聯(lián)相鄰單電池的正負極，導通內電路，阻隔兩側電解液，支撐正負極。性能要求：需具備良好的導電性、一定的機械強度以及良好的耐腐蝕性。商用主流：碳素復合雙極板。釩電池雙極板根據(jù)材質主要分為石墨雙極板、金屬雙極板、復合材料雙極板（由2種或2種以上的材料構成）和一體化電極-雙極板（將電極壓入石墨板中，最小化接觸電阻，提高能量轉化效率）等。石墨質脆，金屬易腐蝕，目前最常用的雙極板為碳素復合材料（以導電填料、熱塑性樹脂或熱固性樹脂為原料，通過注塑或模壓的方式制備得到，抗腐蝕性和阻液性能較好）。主要企業(yè)：嘉興納科、上海弘楓、開封時代、大連化物所等。不同雙極板廠家的碳粉和其他聚合物的比例不同，碳含量越高，導電性能越強，但韌性變差，不利于電堆的壓緊組裝。目前，大連化物所的可焊接碳素復合板已實現(xiàn)批量化生產(chǎn)。4.2.電解液和電堆的有效降本是釩電池實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化運用的核心電解液和電堆的有效降本是釩電池實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化運用的核心：根據(jù)前文測算，釩電池中電解液及電堆為其成本主要構成，成本占比分別為37.1%和54.4%。4.2.1.電解液：一體化布局、材料優(yōu)化、商業(yè)租賃新模式為三大降本路徑1）一體化布局：釩電解液主要原料為氧化釩（在電解液成本中的占比達99.8%），釩企向下布局電解液成本優(yōu)勢顯著。據(jù)釩鈦股份2020年年報問詢函，釩鈦股份向其關聯(lián)方攀鋼集團采購釩渣的成本為3019元/噸，以釩渣含釩率17%、釩收率84.1%計，釩鈦股份單噸V2O5釩渣成本約2.11萬元/噸，考慮提釩工藝等制造費用，單噸V2O5生產(chǎn)成本總計約7.05萬元/噸，而市場同期V2O5采購價格為9.5萬元/噸，故釩鈦股份向下布局電解液較其他電解液企業(yè)（V2O5外購企業(yè)）每KWh成本可減少25.8%。目前國內多數(shù)電解液企業(yè)原材料仍需外購，部分電解液企業(yè)已向上謀求與釩企合作（如大連融科與釩鈦股份于2021年達成戰(zhàn)略合作，釩鈦股份將向其優(yōu)先供應釩產(chǎn)品），未來隨著電解液端一體化布局逐步打通，電解液制造端成本有望進一步下降。2）材料優(yōu)化：通過減少電解液用量、提升電解液回收率，間接降低釩電池成本。電解液中釩離子濃度上限決定電池效率，提升五價釩離子在電解液中的濃度和穩(wěn)定性可以拓寬電解液應用的溫度范圍、提高電池效率，進而降低釩電池成本。優(yōu)化方法主要包括：①加入添加劑以拓寬電解液應用溫度范圍，如UNSW發(fā)現(xiàn)通過添加磷酸和磷酸銨可以抑制高溫下五價釩離子水解以及增大低溫下負極釩的溶解性。②改變支撐電解質以提高濃度，如HCl/H2SO4混合支撐電解質可將電解液濃度穩(wěn)定提升至2.5mol/L，該類電解質開發(fā)相對成熟，目前已可實現(xiàn)商業(yè)化應用。3）商業(yè)租賃新模式：大幅度降低初始投資成本。釩電解液高度可回收使得釩電解液租賃模式具備可行性，以30KW/150KWh釩電池儲能系統(tǒng)為例，其初始投資約為63.06萬元，其中電解液成本約為23.41萬元，若采用租賃模式（參考redT歐洲釩電解液租賃項目，該項目為20年只付息模式），假設年租金為電解液價值的7%，則電解液初始投資相應降至1.64萬元，電池系統(tǒng)成本降至41.29萬元，降幅達34.5%。4.2.2.電堆：國產(chǎn)替代為降本關鍵電極與雙極板國產(chǎn)化進程順利，隔膜國產(chǎn)化率有待提升。電堆端材料主要為電極、雙極板和隔膜，其中電極與雙極板國產(chǎn)化進程較快，國內企業(yè)潤生石墨氈、遼寧金谷等產(chǎn)品已應用于國內下游企業(yè)釩電池系統(tǒng)之中，并成功實現(xiàn)出海。隔膜端國產(chǎn)滲透率仍然較低，國內市場主流產(chǎn)品仍為科慕Nafion膜，市場占有率達75%，未來隨著低成本國產(chǎn)膜逐步推向市場，國產(chǎn)膜滲透率有望提升。大連物化所多孔離子膜可從單位成本與單耗兩方面同時降低隔膜成本。全氟磺酸膜生產(chǎn)方法主要為熔融擠出法和流延法，美國和日本在熔融擠出法上具備先發(fā)優(yōu)勢，國內企業(yè)如東岳、科潤等在流延法上嘗試國產(chǎn)替代；大連物化所則開發(fā)了多孔離子隔膜，該膜基于“孔道篩分”可同時實現(xiàn)高離子選擇性和高電導率，相較于Nafion膜，其克服了陽離子交換膜固有的釩離子滲透問題，且成本＜100元/平方米，此外該膜還可使電堆膜材料使用面積下降30%，隔膜使用面積減少+價格下降，使得釩電池隔膜總成本可下降約40%。5.釩電池產(chǎn)業(yè)鏈相關企業(yè)5.1.釩資源及電解液企業(yè)5.1.1.釩鈦股份：世界主要釩制品供應商，業(yè)務拓展至釩電解液制造釩鈦股份為我國最大產(chǎn)釩企業(yè)，釩產(chǎn)品銷量快速提升。公司釩產(chǎn)品主要包括氧化釩、釩鐵、釩氮合金、釩鋁合金、釩電解液等，2019年以來公司釩產(chǎn)品銷量快速增長，近三年CAGR為29.9%。2023H1公司營收為76.27億元，同比-7.5%（主要系釩、鈦產(chǎn)品價格較去年同期下降所致），其中釩制品營收28.44億元，占比達37.3%。上游釩產(chǎn)品資源優(yōu)勢疊加合作伙伴技術優(yōu)勢，公司在釩電池領域布局漸深。1）從資源端來看，公司背靠控股股東攀鋼集團（處我國攀西地區(qū)、釩鈦資源豐富，擁有攀枝花、白馬兩大礦區(qū)），粗釩渣等原材料供應穩(wěn)定；2021年10月