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文檔簡介

釩電池行業(yè)分析1.后來者居上,國內(nèi)釩電池產(chǎn)業(yè)化進(jìn)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(luò)可以總結(jié)為:國外先行,國內(nèi)趕超。1)海外:1984年新南威爾士大學(xué)(UNSW)首次提出全釩液流電池原理,釩電池技術(shù)正式問世;1997年UNSW向Pinnacle出售釩電池專利,后者于1999年將相關(guān)專利授予Vanteck(VRB前身),借此技術(shù)優(yōu)勢VRB快速成長為當(dāng)時(shí)全球最大的釩電池公司;2008年受經(jīng)濟(jì)危機(jī)影響,VRB停止其所有業(yè)務(wù),海外釩電池發(fā)展由此陷入停滯。2)國內(nèi):我國釩電池基礎(chǔ)研究始于20世紀(jì)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(jī);2009年中國普能收購VRB,獲得其核心技術(shù)及研發(fā)團(tuán)隊(duì),我國釩電池發(fā)展正式進(jìn)入快車道;2022年我國首個(gè)國家級釩儲(chǔ)能示范項(xiàng)目“大連融科100MW/400MWh項(xiàng)目”正式投入商運(yùn),標(biāo)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(zhuǎn)型。1.2.技術(shù)日益成熟,國內(nèi)釩電池項(xiàng)目加速落地技術(shù)日益成熟、產(chǎn)業(yè)鏈逐漸完備,國內(nèi)釩電池儲(chǔ)能項(xiàng)目加速落地。目前釩電池核心技術(shù)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(shù)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(lǐng)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(shù)發(fā)展逐步成熟,我國釩電池儲(chǔ)能項(xiàng)目正加速落地。2.電化學(xué)儲(chǔ)能路線之爭:安全為核,釩電池“錯(cuò)位競爭”優(yōu)勢顯著釩電池主要由電解液、電極、質(zhì)子交換膜、雙極板和集流體構(gòu)成,并通過質(zhì)子交換膜將電池分為正負(fù)兩個(gè)“半單元”。在正、負(fù)半電池中,釩離子分別以+4/+5價(jià)態(tài)、+2/+3價(jià)態(tài)存在于正、負(fù)極電解液中,充放電時(shí),電解液通過推送泵由外部儲(chǔ)液罐流經(jīng)正、負(fù)極室,在電極表面發(fā)生氧化還原反應(yīng),產(chǎn)生電流。釩電池本征安全、擴(kuò)容具備高度靈活性且邊際成本隨儲(chǔ)能時(shí)長遞減的特點(diǎn)決定其可充分定位于大容量、長時(shí)儲(chǔ)能市場。國內(nèi)當(dāng)前主流儲(chǔ)能方案包括抽水蓄能、壓縮空氣儲(chǔ)能和電化學(xué)儲(chǔ)能等,電化學(xué)儲(chǔ)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(kuò)容簡便、無資源瓶頸。我們有別于市場的判斷:市場普遍認(rèn)為釩電池存在能量密度低、運(yùn)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(chǔ)能電站等實(shí)際應(yīng)用領(lǐng)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(rèn)為源網(wǎng)側(cè)的大容量、長時(shí)儲(chǔ)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(chǔ)能時(shí)長遞減1)高安全性:電池本體為儲(chǔ)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(chǔ)能電站事故頻發(fā),政策端對儲(chǔ)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(fù)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(zhì),而釩電池/鉛蓄電池均采用水基電解液,無起火爆炸風(fēng)險(xiǎn)。從電池結(jié)構(gòu)來看:鋰電池正負(fù)極及電解液均共存于一個(gè)體系之中,當(dāng)電池過充或處于低溫環(huán)境下時(shí)會(huì)出現(xiàn)析鋰現(xiàn)象,形成鋰枝晶,易造成短路、帶來熱失控風(fēng)險(xiǎn);而釩電池電解液獨(dú)立儲(chǔ)存于電解罐中,充放電時(shí)反應(yīng)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(yīng),無熱失控風(fēng)險(xiǎn)。2)長循環(huán)壽命:所有電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)之最。釩電池正負(fù)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(dǎo)致的容量衰減問題。其循環(huán)壽命達(dá)到20000+次,使用年限可達(dá)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(fù)載需求靈活調(diào)節(jié)功率及容量大小,擴(kuò)容具備天然一致性。首先,釩電池反應(yīng)物質(zhì)與電堆相分離的結(jié)構(gòu)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(dú)立,可通過單獨(dú)改變電堆數(shù)量或電解液體積實(shí)現(xiàn)功率或容量的調(diào)節(jié)。其次,與鋰電池相比,釩電池?cái)U(kuò)容具備天然一致性,更適合大規(guī)模、大容量、長時(shí)間的儲(chǔ)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(gè)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(yīng)物質(zhì)均來自于同一儲(chǔ)液罐,改變?nèi)萘恐恍柚苯釉鰷p電解液,故其擴(kuò)容具備天然的一致性,更適合大規(guī)模、長時(shí)儲(chǔ)能場景。4)原材料高度自給,上游價(jià)格較為穩(wěn)定。鋰/鈉/釩電池三類電化學(xué)路線中,鋰電池存在嚴(yán)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(chǔ)量占比僅為6.9%,資源儲(chǔ)量相對較少;釩資源地殼豐度為0.0136%,我國為釩儲(chǔ)量第一大國,2022年釩資源儲(chǔ)量占比約39.3%;鈉資源地殼豐度為2.75%,在全球范圍內(nèi)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(jìn)口量持續(xù)增長,2022年全年碳酸鋰凈進(jìn)口量達(dá)12.57萬噸,同比+71.7%;供需關(guān)系失衡使得碳酸鋰價(jià)格劇烈波動(dòng),近三年最高價(jià)差達(dá)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(dá)0.33萬噸,同比+166.6%;釩資源高度可控使得下游釩產(chǎn)品價(jià)格相對穩(wěn)定,2020年至今V2O5價(jià)差未超過7.5萬元/噸。5)邊際成本隨儲(chǔ)能時(shí)長遞減,全生命周期具備成本優(yōu)勢。目前國內(nèi)已規(guī)劃的釩電池儲(chǔ)能項(xiàng)目時(shí)長大部分在4小時(shí)以上,我們以湖北陽光鴻志30KW/150KWh(5小時(shí))釩電池儲(chǔ)能系統(tǒng)為例對釩電池儲(chǔ)能時(shí)長的邊際成本及全生命周期度電成本進(jìn)行測算:從儲(chǔ)能時(shí)長增加所帶來的邊際成本變動(dòng)來看:該釩電池項(xiàng)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(chǔ)能時(shí)長僅需增加電解液,故若將該儲(chǔ)能系統(tǒng)時(shí)長增加至6小時(shí),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(chǔ)能時(shí)長增加而有著較為明顯的遞減,而鋰/鈉電池增加儲(chǔ)能時(shí)長需相應(yīng)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(xué)路線在長時(shí)儲(chǔ)能領(lǐng)域具備成本優(yōu)勢。而從全生命周期成本來看:假設(shè)釩電池循環(huán)壽命為20000次、能量轉(zhuǎn)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(dá)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(dāng)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(jià)格波動(dòng)影響較大,約0.27~0.33元/KWh)。2.2.劣勢:定位長時(shí)儲(chǔ)能市場,釩電池“避短揚(yáng)長”1)運(yùn)行溫度區(qū)間較窄。釩電池最佳運(yùn)行溫度為0~45℃,窄于鋰電池(-20~60℃)和鈉電池(-40~80℃),當(dāng)溫度過低時(shí),電解液凝固會(huì)影響電池正常運(yùn)轉(zhuǎn);當(dāng)溫度過高時(shí),正極五價(jià)釩會(huì)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(dòng),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(fēng)冷方式進(jìn)行溫控。而鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)涉及大量電芯(如寧德時(shí)代EnerC-3.72MWh儲(chǔ)能系統(tǒng)含4160個(gè)電芯),除需保障整個(gè)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(fēng)冷或液冷(風(fēng)冷較液冷散熱溫差仍然較高,液冷為趨勢)。相較于液冷,風(fēng)冷結(jié)構(gòu)簡單、成本低、更易維護(hù)。2)能量轉(zhuǎn)換率低。除BMS、PCS等之外,釩電池比鋰/鈉電池多兩個(gè)循環(huán)泵,產(chǎn)生額外的能量損耗,因此能量轉(zhuǎn)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(yuǎn)高于鈉/鋰電池,故能量轉(zhuǎn)換率偏低并不會(huì)顯著降低釩電池的經(jīng)濟(jì)性。3)能量密度低,適用于靜態(tài)儲(chǔ)能領(lǐng)域。電解液/電堆相分離設(shè)計(jì)+電解液濃度限制使得釩電池的能量密度(先進(jìn)產(chǎn)品能量密度約40Wh/kg)遠(yuǎn)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(zhì)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(zhì)量要求不高的靜態(tài)儲(chǔ)能領(lǐng)域(如固定儲(chǔ)能電站),難以應(yīng)用于動(dòng)力及移動(dòng)電源領(lǐng)域。安全性彌補(bǔ)能量密度缺陷,兆瓦級以上儲(chǔ)能電站中占地面積與鋰電相當(dāng)。我們認(rèn)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(chǔ)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(chǔ)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(jié)構(gòu),進(jìn)一步節(jié)約占地面積,如融科儲(chǔ)能10MW/40MWh儲(chǔ)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(fēng),高安全性的釩電池發(fā)展適逢其時(shí)安全問題已成為儲(chǔ)能行業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵因素,釩電池發(fā)展適逢其時(shí)。2022年國家能源局發(fā)布《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項(xiàng)重點(diǎn)要求(2022年版)(征求意見稿)》,明確提出中大型電化學(xué)儲(chǔ)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(dòng)力電池,由此我們判斷:1)梯次利用電池裝機(jī)受限,鐵鋰裝機(jī)成本上升。梯次利用動(dòng)力電池因一致性無法保證,安全性能較低,動(dòng)力電池梯次利用受限將導(dǎo)致鐵鋰儲(chǔ)能裝機(jī)成本上升,在一定程度上會(huì)限制儲(chǔ)能領(lǐng)域中磷酸鐵鋰電池的應(yīng)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(jī)遇。截止政策頒布前的2021年,我國電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)達(dá)5.12GW,其中三元鋰電池、鈉硫電池裝機(jī)約0.47/0.18GW,占比分別為9.2%/3.6%,而液流電池累計(jì)裝機(jī)僅為0.036GW、占比僅為0.7%,具備較大的替代空間。3.長時(shí)儲(chǔ)能路線之爭:靈活適用源網(wǎng)荷各側(cè),綜合優(yōu)勢突出3.1.可再生能源發(fā)展疊加政策推動(dòng),長時(shí)儲(chǔ)能大勢所趨風(fēng)光等新能源發(fā)電占比持續(xù)提升,電力系統(tǒng)消納及調(diào)峰調(diào)頻等問題逐現(xiàn)。1)風(fēng)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(fēng)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(biāo),可再生能源發(fā)電快速發(fā)展,風(fēng)光發(fā)電占比由2020年的9.8%提升至2022年的14.2%。2)“時(shí)間+空間錯(cuò)配”提升調(diào)峰調(diào)頻需求,大規(guī)模并網(wǎng)加大消納壓力。風(fēng)光等可再生能源出力波動(dòng)大且伴有不確定性,使得電力系統(tǒng)日內(nèi)、跨季及遠(yuǎn)距離調(diào)峰調(diào)頻等需求提升。從日內(nèi)出力及負(fù)荷峰谷來看,不考慮風(fēng)光出力(視為新能源滲透率為0時(shí)的情形),用電負(fù)荷呈現(xiàn)早晚兩個(gè)高峰,但整體負(fù)荷波動(dòng)相對較??;考慮新能源出力情形,風(fēng)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(fù)荷(用電負(fù)荷-風(fēng)光出力)呈典型“鴨型曲線”,即在風(fēng)光出力峰值時(shí)期凈負(fù)荷高峰明顯減小,負(fù)荷波動(dòng)性顯著增加,這種波動(dòng)性將隨新能源滲透率提升而進(jìn)一步加大;負(fù)荷波動(dòng)日間的急速變動(dòng)對電力系統(tǒng)平衡、調(diào)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(fù)荷峰谷來看,風(fēng)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(fù)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(fù)荷空間分布來看,我國風(fēng)光資源稟賦與電力消費(fèi)逆向分布,光伏資源及風(fēng)能主要分布于三北地區(qū)而用電負(fù)荷高的地區(qū)主要為中東部地區(qū),大規(guī)模遠(yuǎn)距離傳輸對電網(wǎng)穩(wěn)定性及調(diào)峰能力帶來巨大挑戰(zhàn)。需求端:儲(chǔ)能具備平滑新能源出力、輔助調(diào)峰調(diào)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(shí)間尺度的儲(chǔ)能需求:1)秒-分級儲(chǔ)能需求:風(fēng)光發(fā)電輸出與風(fēng)力、光照強(qiáng)度高度相關(guān),受天氣因素影響(有風(fēng)/無風(fēng)、晴天/陰雨),風(fēng)光出力會(huì)出現(xiàn)分鐘級變化,會(huì)對電力系統(tǒng)造成瞬時(shí)擾動(dòng),需要儲(chǔ)能通過頻繁充放電平滑分鐘級波動(dòng)。2)小時(shí)-日級儲(chǔ)能需求:如前文所述,新能源發(fā)電裝機(jī)增長使得電網(wǎng)日間凈負(fù)荷波動(dòng)加劇,風(fēng)光出力晝夜差距顯著,需要儲(chǔ)能進(jìn)行小時(shí)級以上調(diào)峰。3)月度級及以上儲(chǔ)能需求:新能源出力與負(fù)荷需求電量在季節(jié)性和空間上的差異,需要儲(chǔ)能進(jìn)行大規(guī)模、長時(shí)間、遠(yuǎn)距離的能量轉(zhuǎn)移。短時(shí)側(cè)重電網(wǎng)安全,長時(shí)彌補(bǔ)峰谷供需錯(cuò)配。與短時(shí)儲(chǔ)能相比,長時(shí)儲(chǔ)能兼具“快速響應(yīng)調(diào)節(jié)擾動(dòng)”+“長期輸出平衡電力”的能力,在極端天氣下還可發(fā)揮應(yīng)急保供作用。風(fēng)光等可再生能源的滲透率越高,對長時(shí)儲(chǔ)能的需求越高。目前業(yè)內(nèi)對長時(shí)儲(chǔ)能暫無一致定義,國內(nèi)一般將充放電循環(huán)時(shí)長在4小時(shí)以上的儲(chǔ)能統(tǒng)稱為長時(shí)儲(chǔ)能。政策端:海內(nèi)外長時(shí)儲(chǔ)能政策扶持力度持續(xù)加大。1)國內(nèi):政策頻出明確儲(chǔ)能長時(shí)趨勢,多地鼓勵(lì)4小時(shí)以上配儲(chǔ)。2022年1月國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》,提出到2025年實(shí)現(xiàn)氫儲(chǔ)能、熱(冷)儲(chǔ)能等長時(shí)間尺度儲(chǔ)能技術(shù)突破;加大液流電池、鈉離子電池等關(guān)鍵技術(shù)裝備研發(fā)力度。截止2023年7月底,我國已有三十多個(gè)地區(qū)明確新能源配儲(chǔ)要求,配儲(chǔ)比例由10%~20%逐步上升至15%~30%,配儲(chǔ)時(shí)長均已突破2小時(shí),其中河北、西藏、內(nèi)蒙古等多地規(guī)劃時(shí)長已突破4小時(shí),政策頻出使得儲(chǔ)能長時(shí)化成確定趨勢。2)海外:政府注資支持長時(shí)儲(chǔ)能技術(shù)研發(fā)制造,財(cái)政扶持力度漸強(qiáng)。2022年11月美國能源部宣布為儲(chǔ)能時(shí)長10~24小時(shí)的儲(chǔ)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(shè)一個(gè)200MW/1600MWh壓縮空氣儲(chǔ)能設(shè)施,儲(chǔ)能時(shí)長達(dá)8小時(shí)。市場端:長時(shí)儲(chǔ)能項(xiàng)目密集簽約,最大儲(chǔ)能時(shí)長已突破100小時(shí)。2023年1-7月國內(nèi)簽約4小時(shí)以上儲(chǔ)能項(xiàng)目22個(gè),包含壓縮空氣儲(chǔ)能、液流電池、重力儲(chǔ)能等多種技術(shù)路線;2023年7月美國明尼蘇達(dá)州批準(zhǔn)建造10MW/1GWh鐵-空氣長時(shí)儲(chǔ)能設(shè)施,儲(chǔ)能時(shí)長達(dá)100小時(shí);國內(nèi)外長時(shí)儲(chǔ)能項(xiàng)目正在接連落地。3.2.釩電池vs其他長時(shí)儲(chǔ)能路線:有望率先對抽蓄形成替代現(xiàn)階段長時(shí)儲(chǔ)能技術(shù)路線主要為抽水蓄能、熔鹽儲(chǔ)熱、液流儲(chǔ)能、壓縮空氣儲(chǔ)能、氫儲(chǔ)能五大類。目前各路線中,抽水蓄能市場滲透率最高、經(jīng)濟(jì)性最強(qiáng),但受選址條件限制,預(yù)計(jì)未來成本將會(huì)上升;壓縮空氣儲(chǔ)能在一定程度上仍受自然資源限制,經(jīng)濟(jì)性與選址靈活性不可兼得;熔鹽儲(chǔ)熱及氫儲(chǔ)能初始投資成本較高、系統(tǒng)轉(zhuǎn)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(yīng)用場景、儲(chǔ)能時(shí)間尺度及經(jīng)濟(jì)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(shù)最為成熟但發(fā)展空間有限,優(yōu)質(zhì)建站資源趨于飽和,未來或?qū)⒚媾R度電成本上升、裝機(jī)占比降低。工作原理:電能與重力勢能的相互轉(zhuǎn)換。抽蓄電站建有上下兩個(gè)水庫,用電低谷時(shí)將水從下水庫抽送至上水庫實(shí)現(xiàn)能量存儲(chǔ)(電能→重力勢能),用電高峰時(shí)將上水庫的水排放至下水庫實(shí)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(yīng)用場景:主要作為供電或調(diào)峰電源,受選址限制,與風(fēng)光等可再生能源發(fā)電項(xiàng)目無法完全匹配(如我國西北地區(qū))。優(yōu)勢:①技術(shù)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(shù)發(fā)展至今已有百余年歷史,我國抽蓄技術(shù)研究始于20世紀(jì)60年代,目前已高度成熟。②裝機(jī)容量大:普遍為GW級別。③放電時(shí)間及使用壽命長:適宜儲(chǔ)能時(shí)間為小時(shí)級~周級,使用壽命超30年。④與其他機(jī)械儲(chǔ)能相比,能量轉(zhuǎn)換效率較高,約為70%。劣勢:①選址受限,優(yōu)質(zhì)建站資源趨于飽和:抽水蓄能對建設(shè)選址要求極高,建壩應(yīng)盡量靠近水源及電站、基巖需無集中滲漏風(fēng)險(xiǎn),同時(shí)為節(jié)約建設(shè)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(shè)周期漫長,或無法匹配風(fēng)光裝機(jī)增速:抽水蓄能電站建設(shè)期約7~10年,無法匹配風(fēng)光裝機(jī)快速增長所帶來的消納及調(diào)峰調(diào)頻等需求。儲(chǔ)能市場裝機(jī)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(chǔ)能。受制于新型儲(chǔ)能技術(shù)快速發(fā)展,抽水蓄能在存量裝機(jī)市場中的占比有所下降。2022年底全球/中國儲(chǔ)能市場累計(jì)裝機(jī)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(jī)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(chǔ)能裝機(jī)16.5GW,其中抽水蓄能、新型儲(chǔ)能裝機(jī)分別為9.1GW/7.3GW,占比分別為55.2%/44.2%。由于抽水蓄能技術(shù)進(jìn)步空間相對有限、發(fā)展受自然資源約束較強(qiáng),未來其在儲(chǔ)能市場中的滲透率或?qū)⑦M(jìn)一步下降。經(jīng)濟(jì)性:抽蓄電站初始投資較大,全生命周期度電成本隨優(yōu)質(zhì)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(zhì)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(shí)現(xiàn)高度國產(chǎn)化,與其他儲(chǔ)能路線相比,其在設(shè)備端的降本空間相對有限。2)熔融鹽儲(chǔ)熱:光熱發(fā)電與火電靈活性改造為主要應(yīng)用領(lǐng)域,其中光熱發(fā)電發(fā)儲(chǔ)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(dá)到規(guī)?;?。工作原理:“熔鹽儲(chǔ)熱+熔鹽放熱”構(gòu)成一次儲(chǔ)能循環(huán)。熔鹽儲(chǔ)熱時(shí),熔鹽儲(chǔ)罐(冷鹽罐)中的低溫熔鹽進(jìn)入熔鹽電加熱器,利用風(fēng)電、光伏、夜間低谷電加熱,加熱后回到熔鹽儲(chǔ)罐(熱鹽罐)中存儲(chǔ);熔鹽放熱時(shí),高溫熔鹽進(jìn)入換熱系統(tǒng)與水進(jìn)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(chǔ)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(lǐng)域,其中光熱發(fā)電及火電靈活性改造為主要應(yīng)用領(lǐng)域。光熱電站工作原理:太陽能→熱能→機(jī)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(nèi)的熔鹽,最后通過加熱后的熔鹽傳遞熱量加熱蒸汽,推動(dòng)發(fā)電機(jī)發(fā)電。應(yīng)用場景:光熱電站定位電源側(cè)配套儲(chǔ)能,存量市場單體光熱電站為主,增量市場“光熱+光伏/風(fēng)電”模式占比提升。截止2022年底,國內(nèi)已投運(yùn)光熱項(xiàng)目8個(gè),其中僅1個(gè)為風(fēng)光熱儲(chǔ)調(diào)荷一體化項(xiàng)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(dòng)儲(chǔ)熱型光熱發(fā)電與光伏、風(fēng)電等波動(dòng)性電源配套發(fā)展,目前在建項(xiàng)目中“光熱+光伏/風(fēng)電”發(fā)電模式已占主流(在建項(xiàng)目共計(jì)32個(gè),其中5個(gè)為單體光熱電站,27個(gè)為“光熱+”項(xiàng)目)。優(yōu)勢:①裝機(jī)規(guī)模相對較大:普遍為兆瓦到百兆瓦級。②放電時(shí)間及使用壽命長:適宜儲(chǔ)能時(shí)間為6-15小時(shí),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(chǔ)于儲(chǔ)鹽罐中,整個(gè)系統(tǒng)閉環(huán)運(yùn)行,安全性高。⑤響應(yīng)速度快:升、降負(fù)荷平均調(diào)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(jī)組水平相當(dāng)。劣勢:①能量轉(zhuǎn)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(dǎo)率低、比熱容低、具備腐蝕性且相變過程中可能會(huì)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(guān)(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(dòng)。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(chǔ)鹽罐容積成正比,占地面積較大,目前我國在建及投運(yùn)太陽能熱發(fā)電項(xiàng)目單兆瓦時(shí)占地面積約500~1600m2,遠(yuǎn)高于電化學(xué)儲(chǔ)能。⑤建設(shè)周期較長:光熱電站建設(shè)周期約1.5~2.5年,雖短于抽蓄電站但較電化學(xué)路線仍較長。儲(chǔ)能市場裝機(jī)占比:處示范階段,裝機(jī)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(nèi)滲透率相對較低,2022年底全球太陽能熱發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量約7.05GW,同比+3.7%,其中中國累計(jì)裝機(jī)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(yīng)用主要難點(diǎn),我國太陽能關(guān)鍵部件(玻璃鏡、吸熱管、聚光器等)生產(chǎn)環(huán)節(jié)技術(shù)發(fā)展相對緩慢。經(jīng)濟(jì)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(chǔ)能時(shí)長需相應(yīng)擴(kuò)大聚光場面積,目前定日鏡等聚光設(shè)備價(jià)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(dá)888元/m2),未來有望通過各細(xì)分環(huán)節(jié)(吸熱器、熔鹽泵等)國產(chǎn)替代實(shí)現(xiàn)降本。3)壓縮空氣:度電成本與抽蓄水平相當(dāng),選址靈活性與經(jīng)濟(jì)性不可兼得。工作原理:電能與空氣內(nèi)能的相互轉(zhuǎn)化。用電低谷時(shí)段使用電能將空氣壓縮存儲(chǔ)于洞穴或容器中實(shí)現(xiàn)能量存儲(chǔ)(電能→空氣內(nèi)能),用電高峰時(shí)段釋放高壓空氣、驅(qū)動(dòng)渦輪機(jī)實(shí)現(xiàn)放電。儲(chǔ)庫形式:主要包括高壓氣罐、低溫儲(chǔ)罐、廢舊礦洞、新建洞穴、鹽穴等。其中:①鹽穴儲(chǔ)氣庫容量大、單位投資低但選址局限強(qiáng)(我國主要分布于長江中下游、山東及廣東等地,與風(fēng)光分布的匹配度較低),鹽巖具有極強(qiáng)的蠕變特性,鹽穴儲(chǔ)氣庫長期運(yùn)行后體積可能會(huì)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(fēng)險(xiǎn);③地上儲(chǔ)庫(高壓氣罐、低溫儲(chǔ)罐)可完全突破選址限制但價(jià)格昂貴,一般用于中小型電站,目前多處于試驗(yàn)階段。應(yīng)用場景:主要用于削峰填谷、電源側(cè)可再生能源消納、電網(wǎng)輔助服務(wù)、用戶側(cè)(工業(yè)園區(qū))服務(wù)場景等。優(yōu)勢:單機(jī)容量大、儲(chǔ)能時(shí)間及使用壽命長。目前壓縮空氣電站單機(jī)容量普遍為100MW(規(guī)劃項(xiàng)目單機(jī)容量已擴(kuò)展至500MW),儲(chǔ)能時(shí)長可達(dá)4小時(shí)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(bǔ)充燃料,系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)化效率較低:補(bǔ)燃式約42%~55%、非補(bǔ)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(chǔ)能選址相對受限,若擺脫對地理資源依賴,將導(dǎo)致建造成本大幅提升。②建設(shè)周期短于抽蓄,但較電化學(xué)路線仍較長:約1.5~2年。儲(chǔ)能市場裝機(jī)占比:目前壓縮空氣儲(chǔ)能處于示范應(yīng)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(chǔ)能裝機(jī)中的占比僅為0.3%,在中國新型儲(chǔ)能裝機(jī)中的占比為1.5%。經(jīng)濟(jì)性:轉(zhuǎn)化效率較低,經(jīng)濟(jì)性隨充電成本上升而下降。壓縮空氣儲(chǔ)能項(xiàng)目單位建造成本因儲(chǔ)氣方式而異,初始投資約3000~10000元/KW。以60MW/300MWh壓縮空氣儲(chǔ)能項(xiàng)目為例,其單位建造成本約7167元/KW,假設(shè)使用壽命為30年、能量轉(zhuǎn)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(dāng);當(dāng)考慮充電成本時(shí),因其系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)化率較低,經(jīng)濟(jì)性將有所下降。目前設(shè)備環(huán)節(jié)中,300MW級大規(guī)模壓縮機(jī)生產(chǎn)核心技術(shù)仍主要為外國企業(yè)掌握,擴(kuò)大裝機(jī)規(guī)模須通過將現(xiàn)有壓縮機(jī)串聯(lián)或并聯(lián),成本相應(yīng)提升。4)氫儲(chǔ)能:應(yīng)用場景豐富、響應(yīng)速度快,可靈活適用于短時(shí)調(diào)頻與長時(shí)儲(chǔ)能等多領(lǐng)域,但“電-氫-電”場景下能量轉(zhuǎn)化率低、度電成本處于高位,成本端暫不具備規(guī)模化應(yīng)用條件。工作原理:電能與氫能之間的相互轉(zhuǎn)化。氫儲(chǔ)能利用風(fēng)光等富余電力通過電解反應(yīng)將水轉(zhuǎn)化為氫氣與氧氣,并將氫氣存儲(chǔ)于儲(chǔ)氫罐中,在需要用電時(shí)將氫能通過燃料電池轉(zhuǎn)化為電能輸出。目前制氫路線主要包括煤炭制氫(價(jià)格低廉,但設(shè)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(diǎn)。應(yīng)用場景:靈活適用于“源-網(wǎng)-荷”各側(cè)。氫儲(chǔ)能在電源側(cè)可用于消納并網(wǎng)、提供慣量支撐,在電網(wǎng)側(cè)可用于調(diào)峰調(diào)頻、緩解輸電阻塞、平衡季節(jié)性電量等,在負(fù)荷側(cè)可通過構(gòu)建氫能建筑/園區(qū)參與需求側(cè)響應(yīng)、用作電力電量支撐等;此外氫能還可用于熱電聯(lián)供等領(lǐng)域。優(yōu)勢:①長周期、跨季節(jié)、遠(yuǎn)距離儲(chǔ)能:氫儲(chǔ)能可以通過氫氣儲(chǔ)輸技術(shù)實(shí)現(xiàn)能量的跨季節(jié)、跨區(qū)域轉(zhuǎn)移,提升新能源電量外送能力。②儲(chǔ)能容量大:可達(dá)太瓦時(shí)級。劣勢:①可再生能源耦合制氫存在動(dòng)態(tài)適應(yīng)性匹配難題:制氫環(huán)節(jié)在瞬變工況下可能會(huì)出現(xiàn)氣體滲透現(xiàn)象,降低產(chǎn)氣質(zhì)量。②大規(guī)模長時(shí)儲(chǔ)氫技術(shù)尚待突破:目前地下儲(chǔ)氫(主要為鹽穴)建設(shè)周期長、選址受限,管段/液態(tài)/固態(tài)儲(chǔ)氫在材料等方面存在技術(shù)難點(diǎn)。③全周期效率較低:“電-氫-電”全周期轉(zhuǎn)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(jié)構(gòu)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(yīng)用領(lǐng)域來看,氫氣主要應(yīng)用于化工行業(yè),在電力能源等領(lǐng)域的應(yīng)用程度有待提升。經(jīng)濟(jì)性:系統(tǒng)轉(zhuǎn)化效率低,“電-氫-電”場景下度電成本處于高位。以200MW/800MWh氫儲(chǔ)能發(fā)電工程項(xiàng)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(chǔ)能成本與技術(shù)路線高度相關(guān),其中制氫系統(tǒng)中堿性制氫裝置技術(shù)成熟,成本低,若采用PEM電解水制氫裝置,則度電成本相應(yīng)上升約73%;儲(chǔ)氣系統(tǒng)方面,固態(tài)儲(chǔ)氫裝置成本較高,高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫成本略低;未來PEM電解槽、PEM燃料電池用質(zhì)交換膜等關(guān)鍵材料和核心部件的國產(chǎn)替代將成為氫儲(chǔ)能重要的降本路徑。5)釩電池:與其他長時(shí)儲(chǔ)能路線相比,兼具應(yīng)用場景、時(shí)間尺度及經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢,有望在長時(shí)儲(chǔ)能領(lǐng)域?qū)Τ樾钚纬捎辛μ娲?。?yīng)用場景優(yōu)勢:選址靈活、占地面積較小、建設(shè)周期短可滿足風(fēng)光裝機(jī)高增需求,在表后儲(chǔ)能市場同樣具備應(yīng)用潛力。①國內(nèi):新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)背景下,大儲(chǔ)成為儲(chǔ)能項(xiàng)目主要應(yīng)用場景。從與風(fēng)光等項(xiàng)目的適配度上來看,我國風(fēng)光發(fā)電項(xiàng)目主要集中于新疆、內(nèi)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(chǔ)能電站適配度較高,與光熱電站相比,釩液流儲(chǔ)能電站占地面積小、配置更加靈活。從建設(shè)周期來看,抽蓄、壓縮空氣、光熱、地下儲(chǔ)氫項(xiàng)目建設(shè)周期較長,較難追趕風(fēng)光裝機(jī)增速,而釩液流電站建設(shè)周期僅3~6個(gè)月,可滿足風(fēng)光裝機(jī)高增需求。②海外:能源危機(jī)之下用電成本增加,表后儲(chǔ)能快速增長。相較于抽蓄、光熱、壓縮空氣等儲(chǔ)能路線(多應(yīng)用于表前市場),釩電池儲(chǔ)能在用戶側(cè)仍然具備較大應(yīng)用潛力,2022年12月全球最大釩液流電池用戶側(cè)儲(chǔ)能電站順利并網(wǎng),規(guī)模為6MW/36MWh。時(shí)間尺度優(yōu)勢:兼具短時(shí)波動(dòng)平抑及長時(shí)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(dòng),需儲(chǔ)能通過頻繁充放電進(jìn)行平滑,與抽蓄、壓縮空氣、熔鹽儲(chǔ)熱、氫儲(chǔ)能(響應(yīng)時(shí)間均為分鐘級,且氫儲(chǔ)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(dòng)態(tài)響應(yīng)速度更快(百毫秒級)、效率更高。②小時(shí)-日度-季度級長時(shí)儲(chǔ)能需具備大容量、低衰減特性,釩電池?cái)U(kuò)容靈活且循環(huán)過程中容量幾乎無衰減,可滿足長時(shí)間尺度儲(chǔ)能需求。經(jīng)濟(jì)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(chǔ)能電站單位投資成本約14000~16000元/KW,與氫儲(chǔ)能相當(dāng),優(yōu)于光熱電站,較抽蓄及壓縮空氣儲(chǔ)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(chǔ)能(以上測算均未考慮充電成本,由于釩電池能量轉(zhuǎn)化效率優(yōu)于其他各路線,故若考慮充電成本其經(jīng)濟(jì)性較其他路線將進(jìn)一步提升)。③從降本空間來看,釩儲(chǔ)能電站初始投資已處于下降通道之中,由2012年的90000元/KW(龍?jiān)瓷蜿柗◣炫P牛石風(fēng)電場調(diào)增配套儲(chǔ)能釩電站)降至目前的14000~16000元/KW(2023年7月開封時(shí)代榆中縣300MW/1200MWh全釩液流獨(dú)立共享儲(chǔ)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(jìn)一步下降。3.3.滲透率加速提升,2025年釩電池需求量預(yù)計(jì)達(dá)13.1GWh儲(chǔ)能規(guī)劃趨于長時(shí),釩電池對儲(chǔ)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(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)達(dá)70.2GW,同比+44%;其中新型儲(chǔ)能裝機(jī)為21.06GW、占比達(dá)30.0%,抽水蓄能裝機(jī)為48.51GW、占比為69.1%,同比下降約10pct。新型儲(chǔ)能裝機(jī)中,鋰電池占據(jù)主流,占比達(dá)95.9%,液流電池占比為0.8%。目前液流電池在儲(chǔ)能市場的滲透率仍然較低,隨著政策對儲(chǔ)能安全重視度提升及儲(chǔ)能規(guī)劃趨向于長時(shí),釩電池或?qū)⒃谛滦蛢?chǔ)能市場中加速滲透。表前表后儲(chǔ)能市場同步受益,預(yù)計(jì)2023-2025年釩電池儲(chǔ)能新增裝機(jī)1.6/5.0/13.1GWh。我們按照表前、表后儲(chǔ)能市場對釩電池裝機(jī)需求進(jìn)行測算,核心假設(shè)如下:1)表前儲(chǔ)能市場:主要為集中式光伏、風(fēng)電側(cè)配儲(chǔ)及電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能。碳中和背景下清潔能源需求提升,預(yù)計(jì)風(fēng)光裝機(jī)量相應(yīng)增長,2023/2024/2025年集中式光伏及風(fēng)電裝機(jī)合計(jì)將達(dá)260/312/370GW,同時(shí)根據(jù)相關(guān)配儲(chǔ)要求,我們假設(shè)儲(chǔ)能滲透率分別為10%/13%/15%,對應(yīng)風(fēng)光側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)需求為26/41/56GW??稍偕茉礉B透率提升加大電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能調(diào)頻調(diào)峰需求,預(yù)計(jì)2023/2024/2025年電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)為5/6/7GW。2)表后儲(chǔ)能市場:主要為分布式光伏配儲(chǔ)。全球能源危機(jī)之下用電成本提升,預(yù)計(jì)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(jī)將達(dá)169/203/242GW;海外電價(jià)較國內(nèi)高、用戶側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)積極性更高,假設(shè)2023/2024/2025年海內(nèi)外用戶側(cè)儲(chǔ)能滲透率分別為5%/8%/10%、10%/13%/15%,對應(yīng)全球分布式儲(chǔ)能裝機(jī)增量約13/22/31GW。3)釩電池滲透率:電化學(xué)儲(chǔ)能在電網(wǎng)側(cè)(頻繁啟停需求)及用戶側(cè)儲(chǔ)能市場具備先發(fā)優(yōu)勢,故假設(shè)2023/2024/2025年釩電池在風(fēng)光側(cè)大儲(chǔ)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的裝機(jī)滲透率分別為0.5%/1%/2%、1%/1.5%/3%和0.8%/1.5%/2%,儲(chǔ)能時(shí)長假設(shè)為4/5/6小時(shí),對應(yīng)釩電池裝機(jī)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(jìn)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(chǔ)液罐等控制系統(tǒng);下游為用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、發(fā)電側(cè)等各類儲(chǔ)能應(yīng)用市場。4.1.1.釩礦及電解液:國內(nèi)布局企業(yè)眾多,儲(chǔ)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(yīng)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(nèi)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(dāng)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(kuò)張受限,石煤清潔提釩技術(shù)發(fā)展或?qū)⑼苿?dòng)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(jìn)入鐵水中,通過轉(zhuǎn)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(shí)加鹽不同可以分為鈉化焙燒法(最傳統(tǒng)、技術(shù)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(shè)鈣化焙燒提釩產(chǎn)線)、亞熔鹽法(河鋼集團(tuán)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(shù),有害氣體和廢水產(chǎn)生量大幅減少,已進(jìn)行半工業(yè)化放大試驗(yàn))等;受上游鋼鐵產(chǎn)能限制,釩渣提釩產(chǎn)量擴(kuò)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(zhuǎn)化為水溶性釩酸鹽,進(jìn)而實(shí)現(xiàn)提釩,該法設(shè)備簡單、成本低,但環(huán)境污染嚴(yán)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(nèi)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(nèi)釩產(chǎn)品產(chǎn)能合計(jì)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(nèi)最大的釩產(chǎn)品生產(chǎn)企業(yè),其釩產(chǎn)品年產(chǎn)能達(dá)4.3萬噸(以V2O5計(jì)),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(guān)鍵指標(biāo),國內(nèi)布局企業(yè)眾多。制備方法:主要使用化學(xué)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(xué)法(使用還原劑將高價(jià)釩氧化物或釩酸鹽還原為低價(jià))、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(zhì)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(yīng)用難點(diǎn):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(jié)晶將導(dǎo)致電解液濃度下降,當(dāng)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(zhì)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(tuán)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(dá)80%。3)釩供需:儲(chǔ)能領(lǐng)域用釩需求拉升,釩供需或?qū)②吘o。需求端:2025年我國釩需求量將達(dá)16.5萬噸,其中儲(chǔ)能領(lǐng)域釩需求量約為6.09萬噸。釩下游應(yīng)用領(lǐng)域主要包括鋼鐵、鈦合金及化工、儲(chǔ)能等三大領(lǐng)域,根據(jù)前文測算,我們預(yù)計(jì)2023/2024/2025年我國釩電池裝機(jī)需求分別為0.69/2.25/6.23GWh,假設(shè)每GWH五氧化二釩消耗量為0.98萬噸,則對應(yīng)儲(chǔ)能領(lǐng)域釩需求分別為0.68/2.20/6.09萬噸;假設(shè)鋼鐵、鈦合金和化工領(lǐng)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(yù)計(jì)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(kuò)張較緩,但考慮石煤清潔提釩技術(shù)的發(fā)展,我們預(yù)計(jì)2023~2025年釩產(chǎn)能小幅增長,假設(shè)增速為5%;假設(shè)產(chǎn)能利用率穩(wěn)步提升,2023/2024/2025年分別為70%/75%/80%,對應(yīng)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(jìn)程加速1)電極:基本可實(shí)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(yīng),僅為釩離子提供氧化還原活性點(diǎn)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(dǎo)電性強(qiáng)、電阻低、機(jī)械強(qiáng)度高,但價(jià)格較貴、難以大規(guī)模商用;而碳素類電極(碳?xì)?,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(diǎn),同時(shí)碳素材料耐腐蝕性強(qiáng)、導(dǎo)電性好、成本低,已成為釩電池電極商用主流。技術(shù)進(jìn)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(xué)活性較差、對釩離子氧化還原反應(yīng)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(diǎn)為使用鉍納米粒子對碳素材料進(jìn)行改性,以抑制析氫反應(yīng)(釩電池負(fù)極析氫是導(dǎo)致電池電荷不平衡的主要原因),進(jìn)而增強(qiáng)電池內(nèi)氧化還原反應(yīng),提高電池能量效率。主要企業(yè):釩電池電極基本可實(shí)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(nèi)石墨氈生產(chǎn)領(lǐng)先企業(yè),已建成國內(nèi)首條儲(chǔ)能石墨氈連續(xù)化產(chǎn)線,客戶包括國內(nèi)幾乎所有液流電池企業(yè),國內(nèi)市占率達(dá)50%。2)隔膜:決定電池充放率和使用壽命的關(guān)鍵,國產(chǎn)替代進(jìn)行中。功能:分離正負(fù)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(fù)兩極電荷平衡,構(gòu)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(zhì)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(jī)械強(qiáng)度,耐化學(xué)腐蝕、耐氧化,使用壽命長,價(jià)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(yīng)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(qiáng)、導(dǎo)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(dǎo)率低、內(nèi)阻大,存在熱安全隱患。主要企業(yè):科慕化學(xué)、戈?duì)?、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(jià)格較貴(NR212約2000~2700元/m2)。盡管低厚度隔膜(如科慕N117、戈?duì)柕腗X765.08)技術(shù)仍主要為國外企業(yè)所掌握,但國內(nèi)企業(yè)在隔膜領(lǐng)域的國產(chǎn)替代已在加速進(jìn)行中,如東岳集團(tuán)的DMV850膜產(chǎn)品厚度及性能已接近科慕NR212,且具備明顯價(jià)格優(yōu)勢(價(jià)格僅1000~1500元/m2);蘇州科潤已實(shí)現(xiàn)全氟離子膜的批量化生產(chǎn)(液流電池質(zhì)子膜年產(chǎn)能已達(dá)500萬m2/年),其產(chǎn)品在國內(nèi)市場占有率達(dá)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(dǎo)膜也已投入大連融科的儲(chǔ)能系統(tǒng)中使用。3)雙極板:碳素復(fù)合雙極板為應(yīng)用主流。功能:串聯(lián)相鄰單電池的正負(fù)極,導(dǎo)通內(nèi)電路,阻隔兩側(cè)電解液,支撐正負(fù)極。性能要求:需具備良好的導(dǎo)電性、一定的機(jī)械強(qiáng)度以及良好的耐腐蝕性。商用主流:碳素復(fù)合雙極板。釩電池雙極板根據(jù)材質(zhì)主要分為石墨雙極板、金屬雙極板、復(fù)合材料雙極板(由2種或2種以上的材料構(gòu)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(zhuǎn)化效率)等。石墨質(zhì)脆,金屬易腐蝕,目前最常用的雙極板為碳素復(fù)合材料(以導(dǎo)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(shí)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(dǎo)電性能越強(qiáng),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(fù)合板已實(shí)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(shí)現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化運(yùn)用的核心電解液和電堆的有效降本是釩電池實(shí)現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化運(yùn)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(gòu)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(dá)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(bào)問詢函,釩鈦股份向其關(guān)聯(lián)方攀鋼集團(tuán)采購釩渣的成本為3019元/噸,以釩渣含釩率17%、釩收率84.1%計(jì),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(fèi)用,單噸V2O5生產(chǎn)成本總計(jì)約7.05萬元/噸,而市場同期V2O5采購價(jià)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(nèi)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(dá)成戰(zhàn)略合作,釩鈦股份將向其優(yōu)先供應(yīng)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(jìn)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(jià)釩離子在電解液中的濃度和穩(wěn)定性可以拓寬電解液應(yīng)用的溫度范圍、提高電池效率,進(jìn)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(yīng)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(jià)釩離子水解以及增大低溫下負(fù)極釩的溶解性。②改變支撐電解質(zhì)以提高濃度,如HCl/H2SO4混合支撐電解質(zhì)可將電解液濃度穩(wěn)定提升至2.5mol/L,該類電解質(zhì)開發(fā)相對成熟,目前已可實(shí)現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)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(chǔ)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(xiàng)目,該項(xiàng)目為20年只付息模式),假設(shè)年租金為電解液價(jià)值的7%,則電解液初始投資相應(yīng)降至1.64萬元,電池系統(tǒng)成本降至41.29萬元,降幅達(dá)34.5%。4.2.2.電堆:國產(chǎn)替代為降本關(guān)鍵電極與雙極板國產(chǎn)化進(jìn)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(jìn)程較快,國內(nèi)企業(yè)潤生石墨氈、遼寧金谷等產(chǎn)品已應(yīng)用于國內(nèi)下游企業(yè)釩電池系統(tǒng)之中,并成功實(shí)現(xiàn)出海。隔膜端國產(chǎn)滲透率仍然較低,國內(nèi)市場主流產(chǎn)品仍為科慕Nafion膜,市場占有率達(dá)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(shí)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(nèi)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(shí)實(shí)現(xiàn)高離子選擇性和高電導(dǎo)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(jià)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(guān)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(yīng)商,業(yè)務(wù)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(jià)格較去年同期下降所致),其中釩制品營收28.44億元,占比達(dá)37.3%。上游釩產(chǎn)品資源優(yōu)勢疊加合作伙伴技術(shù)優(yōu)勢,公司在釩電池領(lǐng)域布局漸深。1)從資源端來看,公司背靠控股股東攀鋼集團(tuán)(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

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