2021年中国液流电池行业市场现状分析

2021年中国液流电池行业市场现状分析一、液流电池与锂离子电池对比液流电池是一种大规模高效电化学储能技术。在液流电池中，活性物质储存于电解质溶液，具有流动性，可以实现电化学反应场所与储能活性物质在空间上的分离。一般来说，液流电池具有长寿命、100%放电深度、水系电解质高安全性的优点，但能量密度不高。因固定式储能系统对能量密度要求不高，因此液流电池适用于大规模蓄电储能。液流电池与锂离子电池参数对比二、液流电池行业发展相关政策国家颁布储能产业相关政策，目标到2030年，实现新型储能全面市场化发展，实现新型储能核心技术装备自主可控，实现技术创新和产业水平稳居全球前列。标准体系、市场机制、商业模式逐步成熟健全，并与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。随着储能产业政策陆续出台，有望加快钒电池技术在这一领域的推广应用。近期我国液流电池相关政策相关报告：华经产业研究院发布的《2022-2027年中国全钒液流电池行业市场全景评估及发展战略规划报告》三、中国液流电池行业市场现状分析1、新型储能装机规模2021年是我国储能从商业化初期到规模化发展的第一年，国家明确2030年30GW储能装机目标。在技术应用上，除了锂电池外，压缩空气、液流电池、飞轮储能等技术也成为2021年国内新型储能装机的重要力量，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。市场增量主要来自新型储能，2021年我国新型储能累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。2014-2021年我国新型储能市场累计装机规模2、液流电池装机规模以2025年电化学储能累计30GW计算，随着钒电池商业化推广政策的提出，预计2025年全钒液流电池新增装机可达1.7GW，新增渗透率达20%；2019-2025年我国钒液流电池新增装机规模同时到2025年钒电池累计装机可达4.3GW，累计渗透率达14%，有望实现国家2025年新型储能技术装机规模30GW的要求。全钒液流电池累计装机2020-2025年CAGR达112%，钒液流电池市场前景广阔。2019-2025年我国钒液流电池累计装机规模3、液流电池成本对比钒电池成本主要来自于电堆和电解液，电解液成本主要受钒价影响，而电堆成本主要来自于隔膜等材料。目前，电堆成本下降已经逐步展开：大连化物所通过开发可焊接多孔离子传导膜，使得电堆膜材料使用面积下降30%、电堆总成本下降40%。因此钒电池成本的逐年下降，可以推动其向市场化、规模化迈进。全钒液流电池成本结构（单位：%）我国全钒液流电池成本低于国际水平,但与铅蓄、锂离子电池相比依然处于较高水平,铅蓄和锂离子电池受快速发展带来的规模效应影响，近年成本下降较快,导致近两年全钒液流电池市场占比有所下降。各电池系统成本对比4、液流电池商业化进展目前，液流电池的商业化进展可以分为技术开发阶段、kW·h到百kW·h级技术示范阶段、MW·h级商业示范阶段、十MW·h级商业化应用阶段、十MW·h以上级大规模商业化应用阶段。各类液流电池商业化进展情况如下：各类液流电池商业化进展情况四、液流电池行业竞争格局分析2018年以前，由于液流电池较为高昂的造价，以及对于储能技术并不旺盛的需求，全钒液流电池储能电站的规模以百kW至MW级为主，最大规模的电站是住友电工为北海道电力公司提供的15MW/60MW·h储能电站。近年来，随着国内外对储能市场开发的重视以及钒价格的下降，一大批全钒液流电池示范项目在世界范围内建成，具体如下：全球10MW以上全钒液流电池储能项目目前国内外多家钒电池生产企业已经逐渐步入商业化阶段，国外机构包括：泰国Cellennium、日本住友电工和Kashima-Kita电力、奥地利Cellstrom以及美国能源部等相继在各自国家和地区建设KW-MW级的钒电池储能系统，用于电站调峰，并给边远地区供电。相比之下，国内钒电池市场体量较小，龙头格局未显，产业仍处于发展初期，国内涉及钒电池上市企业主要是国网英大和上海电气，两家旗下子公司武汉南瑞、上海电气储能分别负责各自企业钒电池业务。非上市公司包括：大连融科、北京普能、湖南汇锋高新能源等。国内液流电池主要竞争对手五、液流电池行业前景展望1、关键材料性能及利用率逐步提升在钒电池电堆中，电极、隔膜及集流体占电堆成本80%～85%，通过材料性能提升和设计优化，可以使电池电流密度提高，电性能提升，达到降成本目的。2、电解液租赁模式逐步推广通过与钒资源优势企业构建长期合作关系，采用租赁钒电池电解液模式，可使钒电池在寿命终止时，由钒矿企业回收电解液，从而大幅降低钒电池储