釩電池企業(yè)以化推進轉型升級策略研究報告

3 3 3 3 4 4 7 8第三節(jié)長時儲能路線之爭：靈活適用源網(wǎng) 8 8 10三、滲透率加速提升，2025年釩電池需求量預計達13.1GWh 16第四節(jié)釩電池產業(yè)鏈：上游資源及電解液制造端布局企業(yè)眾多， 17 17 17 19 21 21 22 22 23 23 23 24 24 25 25 25 25 26 26 26 26 26 27 27 27 27 28 281 28 29 29 30 31 31 31 32 32 33 33 33 34 34 35 36 36 36 36 37 38 38 38 39 39 40 41 44 44 44 45 45 47 48 48 48 49 49 50 51 51 52 522隨著數(shù)字化服務的深入，產生了巨大效能，與這將為您經營管理、戰(zhàn)略部署、成功投資提供有力的決策參考價值，也為全球釩電池產業(yè)發(fā)展脈絡可以總結為：國外先行，國內趕超。1）海外：1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)勢成長為當時全球最大的釩電池公司；2008年受經濟危機影響，VRB停止其發(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，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；202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3技術日益成熟、產業(yè)鏈逐漸完備，國內釩電池儲能項目加速落地。目在中國、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，第二節(jié)電化學儲能路線之爭：安全為核，釩電分為正負兩個“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正、負極釩電池本征安全、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4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，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、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0.0065%，主要集中于南美，2022年我國鋰資源儲量占比地殼豐度為0.0136%，我國為釩儲量第一大國，2022年釩資52022年全年碳酸鋰凈進口量達12.57萬噸，同比+71.7%；供需關系失動，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，0.33萬噸，同比+166.6%；釩資源高度可控使得下游釩產品價格相對穩(wěn)定，20205）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：從儲能時長增變動來看：該釩電池項目1KWh全系統(tǒng)成本約為4204元，37.1%）、電堆成本約為2289元（占比約為54.4%考慮到10.0%。可見釩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/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、能量轉換效液期末殘值約為1093元/KWh，則其全生命周6二、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、電堆性能惡的熱交換器散熱（類似自帶“液冷系統(tǒng)”），熱管鋰電池儲能系統(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2）能量轉換率低。除BMS、PCS等之外，釩電池比鋰/鈉電池多兩量損耗，因此能量轉化率較鋰電池（90%）和鈉電池（95%）更低，約為70~753）能量密度低，適用于靜態(tài)儲能領域。電解液/電堆相分離設計的能量密度（先進產品能量密度約40Wh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10MW/40MWh儲能系統(tǒng)，平鋪布置占地約3850m2，上下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《防止電力生產事故的二十五項重點要求（2022年版征求意見稿）》，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，在一定程度上會限鐵鋰電池的應用比例。2）三元鋰電池、鈉硫電池被排除展的重要機遇。截止政策頒布前的2021年，我國電化學池、鈉硫電池裝機約0.47/0.18GW，占比分別為9.風光等新能源發(fā)電占比持續(xù)提升，電力系統(tǒng)消納及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峰，但整體負荷波動相對較??；考慮新能源出力情形，風電日間出力低、8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“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需求端：儲能具備平滑新能源出力、輔助調峰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，儲能進行小時級以上調峰。3）月度級及以上儲能需間上的差異，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9地鼓勵4小時以上配儲。2022年1月國鈉離子電池等關鍵技術裝備研發(fā)力度。截止2023年7月底，我國已有三十配儲要求，配儲比例由10%~20%逐步上升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7月美國明尼蘇達州批準建造10MW/1GWh鐵-空現(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、壓大類。目前各路線中，抽水蓄能市場滲透率最高、經濟性最強，但受選址條本將會上升；壓縮空氣儲能在一定程度上仍受自然資源限制，經濟性與選址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)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：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，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、基巖需無時為節(jié)約建設成本，上下水庫之間的距高比（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，量市場略高于新型儲能。受制于新型儲能技術快速發(fā)展，抽水蓄能在存量下降。2022年底全球/中國儲能市場累國市場中的裝機占比分別為79.3%/7新增儲能裝機16.5GW，其中抽水蓄能、新型儲能裝機分別為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1200MW/6000MWh抽水蓄能電站為例，其初始投資成本約為6025~8780元/KW，若年，不考慮充電成本，其全生命周期度電成本約0.31~0.飽和，LCOE將隨之上升；此外，抽水蓄能產業(yè)鏈已實現(xiàn)高度國產化，與其他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)。熔鹽儲罐（熱鹽罐）中存儲；熔鹽放熱時，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)電產業(yè)尚處國累計裝機0.59GW，同比+9.3%。聚光集經濟性：初始投資規(guī)模過大，LCOE相對較高。以100MW/1200MWh塔不考慮充電成本，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），3）壓縮空氣：度電成本與抽蓄水平相當，選址靈活性與經濟性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），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：主要用于削峰填谷優(yōu)勢：單機容量大、儲能時間及使用壽命長。目前壓縮空氣劃項目單機容量已擴展至500MW儲能時長可達4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占比僅為0.3%，在中國新型儲能裝機中的占比為1.5%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30030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降。目前設備環(huán)節(jié)中，300MW級大規(guī)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，“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)?；瘧脳l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”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?shù)?，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-電僅30%~40%。市場發(fā)展階段：仍處產業(yè)化發(fā)展初期。目前全球制氫結構以化石），經濟性：系統(tǒng)轉化效率低，“電-氫-電”場景下度電成本處于高位。以200MW/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5）釩電池：與其他長時儲能路線相比，兼具應用場景、時間尺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、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)電疆、內蒙古、甘肅、青海、寧夏、河北等地，該類地區(qū)主要以沙漠、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。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月全球最時間尺度優(yōu)勢：兼具短時波動平抑及長時電量平現(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，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電池擴容靈活且循環(huán)過程中容