钒电池企业以化推进转型升级策略研究报告

3 3 3 3 4 4 7 8第三节长时储能路线之争：灵活适用源网 8 8 10三、渗透率加速提升，2025年钒电池需求量预计达13.1GWh 16第四节钒电池产业链：上游资源及电解液制造端布局企业众多， 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随着数字化服务的深入，产生了巨大效能，与这将为您经营管理、战略部署、成功投资提供有力的决策参考价值，也为全球钒电池产业发展脉络可以总结为：国外先行，国内赶超。1）海外：1售钒电池专利，后者于1999年将相关专利授予Vanteck（VRB前身借此技术优势成长为当时全球最大的钒电池公司；2008年受经济危机影响，VRB停止其发展由此陷入停滞。2）国内：我国钒电池基础研究始于20世纪80年代末，物理研究院开启钒电池研制，并于同年成功制出500W、1KW样机；2009年中获得其核心技术及研发团队，我国钒电池发展正式进入快车道；202示范项目“大连融科100MW/400MWh项目”正式投入商运，标志着我国钒电池3技术日益成熟、产业链逐渐完备，国内钒电池储能项目加速落地。目在中国、日本、澳大利亚等少数国家手中，我国液流电池技术位居世界前列，第二节电化学储能路线之争：安全为核，钒电分为正负两个“半单元”。在正、负半电池中，钒离子分别以+4/+5价态、+2/+3价态存在负极电解液中，充放电时，电解液通过推送泵由外部储液罐流经正、负极钒电池本征安全、扩容具备高度灵活性且边际成本随储能时长递减的特点于大容量、长时储能市场。国内当前主流储能方案包括抽水蓄能、压缩空气等，电化学储能又具体分为锂电池、液流电池、钠电池及铅酸电池等。与全性能突出、扩容简便、无资源瓶颈。我们有别于市场的判断：市场普遍认度低、运行温度区间窄等性能短板，但由于钒电池一致性好、安全性高，在4锂电池相比，钒电池安全优势突出。从材料端来看：锂/钠电池负极为碳LiPF6/NaPF6的混合碳酸酯溶液，均为易燃物质，而钒电池/铅蓄电池均采用火爆炸风险。从电池结构来看：锂电池正负极及电解液均共存于一个体系于低温环境下时会出现析锂现象，形成锂枝晶，易造成短路、带来热失控独立储存于电解罐中，充放电时反应物可通过循环泵从电极表面快速抽离，免因离子穿过隔膜交叉污染导致的容量衰减问题。其循环寿命达到20000+次3）高度灵活性：可根据负载需求灵活调节功率及容量大小，扩电池反应物质与电堆相分离的结构特性使得电池容量（由电解液的体积或浓度堆数量或电极表面积决定）相互独立，可通过单独改变电堆数量或电解液体积调节。其次，与锂电池相比，钒电池扩容具备天然一致性，更适合大规模、能场景。锂电池系统功率与容量高度耦合，增加功率或提升容量须将数个电数量的改变将降低电池模组的一致性，影响系统使用寿命及安全性；而钒电均来自于同一储液罐，改变容量只需直接增减电解液，故其扩容具备天然的4）原材料高度自给，上游价格较为稳定。锂/钠/钒电池三类电化学路线中0.0065%，主要集中于南美，2022年我国锂资源储量占比地壳丰度为0.0136%，我国为钒储量第一大国，2022年钒资52022年全年碳酸锂净进口量达12.57万吨，同比+71.7%；供需关系失动，近三年最高价差达到53万元/吨。与锂资源相反，我国钒资源高度自给，0.33万吨，同比+166.6%；钒资源高度可控使得下游钒产品价格相对稳定，20205）边际成本随储能时长递减，全生命周期具备成本优势。目前时长大部分在4小时以上，我们以湖北阳光鸿志30KW/150KWh（5小时）钒电钒电池储能时长的边际成本及全生命周期度电成本进行测算：从储能时长增变动来看：该钒电池项目1KWh全系统成本约为4204元，37.1%）、电堆成本约为2289元（占比约为54.4%考虑到10.0%。可见钒电池边际成本随储能时长增加而有着较为明显的递减，而锂/需相应增加电芯数量，其单位成本相对固定，钒电池较其他电化学路线在长而从全生命周期成本来看：假设钒电池循环寿命为20000次、能量转换效液期末残值约为1093元/KWh，则其全生命周6二、劣势：定位长时储能市场，钒电池“避短扬长”1）运行温度区间较窄。钒电池最佳运行温度为0~45℃,窄于锂电池（-20~60℃)和钠电池（-40~80℃),当温度过低时，电解液凝固会影响电池正常运转；当温度过高时，正极五价钒会析出为五氧化二钒沉淀，造成流道堵塞、电堆性能恶的热交换器散热（类似自带“液冷系统”），热管锂电池储能系统涉及大量电芯（如宁德时代EnerC-3.72MWh储能系统含4160障整个电池系统处于合适的温度区间外，还需将单体电芯间的温度差控制在要求更高，主流温控路线为风冷或液冷（风冷较液冷散热温差仍然较高，液2）能量转换率低。除BMS、PCS等之外，钒电池比锂/钠电池多两量损耗，因此能量转化率较锂电池（90%）和钠电池（95%）更低，约为70~753）能量密度低，适用于静态储能领域。电解液/电堆相分离设计的能量密度（先进产品能量密度约40Wh质量要求不高的静态储能领域（如固定储能电站难以应用于动力及移动补能量密度缺陷，兆瓦级以上储能电站中占地面积与锂电相当。我们认为，尽低于锂电池，但由于其安全性较高，在大型储能电站中钒电池防火等级（丁级10MW/40MWh储能系统，平铺布置占地约3850m2，上下安全问题已成为储能行业发展的关键因素，钒电池发展适逢其时。2022年《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版征求意见稿）》，学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池及不宜选用梯次利用动力梯次利用电池装机受限，铁锂装机成本上升。梯次利用动力电池因一致性无法低，动力电池梯次利用受限将导致铁锂储能装机成本上升，在一定程度上会限铁锂电池的应用比例。2）三元锂电池、钠硫电池被排除展的重要机遇。截止政策颁布前的2021年，我国电化学池、钠硫电池装机约0.47/0.18GW，占比分别为9.风光等新能源发电占比持续提升，电力系统消纳及2）“时间+空间错配”提升调峰调频需求，大规模并网加大消纳压力波动大且伴有不确定性，使得电力系统日内、跨季及远距离调峰调频等需峰，但整体负荷波动相对较小；考虑新能源出力情形，风电日间出力低、8午间出力高、夜晚失去电力支撑作用，在此特征之下，日净负荷（用“鸭型曲线”，即在风光出力峰值时期净负荷高峰明显减小，负荷波动性显著增加，这种波动性将随新能源渗透率提升而进一步加大；负荷波动日间的急速变动对电力系统平快速爬坡能力提出了更高要求。从季节性出力及负荷峰谷来看，风电出力高伏发电高峰为夏、秋两季，夏季负荷电量高而新能源发电量低，电力系统存难题。而从新能源出力及负荷空间分布来看，我国风光资源禀赋与电力消费逆需求端：储能具备平滑新能源出力、辅助调峰能源渗透率提升催生出各时间尺度的储能需求：1）秒-分级储能需求：风光照强度高度相关，受天气因素影响（有风/无风、晴天/阴雨），风光出力会如前文所述，新能源发电装机增长使得电网日间净负荷波动加剧，储能进行小时级以上调峰。3）月度级及以上储能需间上的差异，需要储能进行大规模、长时间、远距离的能量转移。短时侧重峰谷供需错配。与短时储能相比，长时储能兼具“快速响应调节扰动”+“长期力，在极端天气下还可发挥应急保供作用。风光等可再生能源的渗9地鼓励4小时以上配储。2022年1月国钠离子电池等关键技术装备研发力度。截止2023年7月底，我国已有三十配储要求，配储比例由10%~20%逐步上升4小时以上储能项目22个，包含压缩空气储能、液流电池、重力储能等多种技术路7月美国明尼苏达州批准建造10MW/1GWh铁-空现阶段长时储能技术路线主要为抽水蓄能、熔盐储热、液流储能、压大类。目前各路线中，抽水蓄能市场渗透率最高、经济性最强，但受选址条本将会上升；压缩空气储能在一定程度上仍受自然资源限制，经济性与选址盐储热及氢储能初始投资成本较高、系统转化效率较低，度电成本仍处于相和，未来或将面临度电成本上升、装机占比降低。工作原理：电能与重电站建有上下两个水库，用电低谷时将水从下水库抽送至上水库实现库间落差及水库容积成正比。应用场景：主要作为供电或调峰电源，受优势：①技术成熟度高：世界首座抽水蓄能电站早于1882年即在瑞士建已有百余年历史，我国抽蓄技术研究始于20世纪60年代，目前已高度成熟。②装机容量大：④与其他机械储能相比，能量转换效率较高，约为70%。劣势：①选址受限，饱和：抽水蓄能对建设选址要求极高，建坝应尽量靠近水源及电站、基岩需无时为节约建设成本，上下水库之间的距高比（漫长，或无法匹配风光装机增速：抽水蓄能电站建设期约7~10年，无法匹配风所带来的消纳及调峰调频等需求。储能市场装机占比：商业化成熟阶段，量市场略高于新型储能。受制于新型储能技术快速发展，抽水蓄能在存量下降。2022年底全球/中国储能市场累国市场中的装机占比分别为79.3%/7新增储能装机16.5GW，其中抽水蓄能、新型储能装机分别为55.2%/44.2%。由于抽水蓄能技术进步空间相对有限、发展受自然资1200MW/6000MWh抽水蓄能电站为例，其初始投资成本约为6025~8780元/KW，若年，不考虑充电成本，其全生命周期度电成本约0.31~0.饱和，LCOE将随之上升；此外，抽水蓄能产业链已实现高度国产化，与其他2）熔融盐储热：光热发电与火电灵活性改造为主要应用领域，其中一定程素上克服传统太阳能发电固有的气候限制，但初始投资成本高、全生命达到规模化水平。工作原理：“熔盐储热+熔盐放热”构成一次储能循环。熔盐储罐（热盐罐）中存储；熔盐放热时，汽用作工业蒸汽或用于发电等。熔融盐储热主要用于光热发电、火电灵活性改业蒸汽等领域，其中光热发电及火电灵活性改造为主要应用领域。光热电站光热电站定位电源侧配套储能，存量市场单体光热电站为主，增量市场“光动储热型光热发电与光伏、风电等波动性电源配套发展，目前在建项目中“光热优势：①装机规模相对较大：普遍为兆瓦到百兆瓦级。②放电时间及使用时间为6-15小时，使用寿命在25年左右。③受天气影响相对较小、夜间仍可电相比，光热发电可在夜间利用白天富余的热盐发电，受天气影响相对较小。④存储于储盐罐中，整个系统闭环运行，安全性高。⑤响应速度快：升、降负荷平低于60%。②熔盐具有腐蚀性、对蓄热装置材料要求较高：光热熔盐主要为硝元混合物，其热导率低、比热容低、具备腐蚀性且相变过程中可能会发生液体置材料的抗腐蚀要求较高。③光热电站选址高度依赖太阳能资源：太阳能辐照高度相关（直接辐射量越大，单位发电成本越低我国西北地区光照资源丰富低影响电站启动。④占地面积大：光热电站发电量与集热（定日镜等）面积高于电化学储能。⑤建设周期较长：光热电站建设周期约1.5~2.5储能市场装机占比：处示范阶段，装机占比相对较低。光热发电产业尚处国累计装机0.59GW，同比+9.3%。聚光集经济性：初始投资规模过大，LCOE相对较高。以100MW/1200MWh塔不考虑充电成本，其全生命周期度电成本约0.79~0.94元/KWh。光热大聚光场面积，目前定日镜等聚光设备价格较高（2022年张家口太阳能塔），3）压缩空气：度电成本与抽蓄水平相当，选址灵活性与经济性空气内能的相互转化。用电低谷时段使用电能将空气压缩存储），储库形式：主要包括高压气罐、低温储罐、废旧矿洞、新建洞穴、盐穴等气库容量大、单位投资低但选址局限强（我国主要分布于长江中下游、山分布的匹配度较低盐岩具有极强的蠕变特性，盐穴储气库长期运行后体洞改造、新建洞穴选址较盐穴灵活，但单位投资略高于盐穴，且旧洞改造存害气体危害的风险；③地上储库（高压气罐、低温储罐）可完全突破选址用于中小型电站，目前多处于试验阶段。应用场景：主要用于削峰填谷优势：单机容量大、储能时间及使用寿命长。目前压缩空气划项目单机容量已扩展至500MW储能时长可达4缩过程放热损失能量，膨胀过程需吸热补充燃料，系统能量转化效率较低：补燃式非补燃式提升至60%~65%，但仍然较低。②选址灵活性与建造成本相对受限，若摆脱对地理资源依赖，将导致建造成本大幅提升。②建设周期学路线仍较长：约1.5~2年。储能市场装机占比：目前压缩空气储能处于示占比仅为0.3%，在中国新型储能装机中的占比为1.5%成本上升而下降。压缩空气储能项目单位建造成本因储气方式而异，初始投资约30030年、能量转化效率为60%，则在不考虑充电成本的情况下，其全生命周期度电成降。目前设备环节中，300MW级大规4）氢储能：应用场景丰富、响应速度快，可灵活适用于短时调频与长时储能等多领域，“电-氢-电”场景下能量转化率低、度电成本处于高位，成本端暂不具备规模化应用条件。工作原理：电能与氢能之间的相互转化。氢储能利用风光等富余电力通过电解反气，并将氢气存储于储氢罐中，在需要用电时将氢能通过燃料电池转化为线主要包括煤炭制氢（价格低廉，但设备成本高、碳排放量大）、天然氢，其中可再生能源制氢为发展重点。应用场景：灵活适用于“源-网-荷”可用于消纳并网、提供惯量支撑，在电网侧可用于调峰调频、缓解输等，在负荷侧可通过构建氢能建筑/园区参与需求侧响应、用作电力电量优势：①长周期、跨季节、远距离储能：氢储能可以通过氢气储输技术实跨区域转移，提升新能源电量外送能力。②储能容量大：可达太瓦时级。劣势量。②大规模长时储氢技术尚待突破：目前地下储氢（主要为盐穴）建设周期段/液态/固态储氢在材料等方面存在技术难点。③全周期效率较低：“电-氢-电仅30%~40%。市场发展阶段：仍处产业化发展初期。目前全球制氢结构以化石），经济性：系统转化效率低，“电-氢-电”场景下度电成本处于高位。以200MW/全生命周期度电成本约1.85~1.92元/KWh。氢储能成本与技术路线高度相关5）钒电池：与其他长时储能路线相比，兼具应用场景、时间尺储能领域对抽蓄形成有力替代。应用场景优势：选址灵活、占地面积较小、光装机高增需求，在表后储能市场同样具备应用潜力。①国内：新能源强制为储能项目主要应用场景。从与风光等项目的适配度上来看，我国风光发电疆、内蒙古、甘肃、青海、宁夏、河北等地，该类地区主要以沙漠、布较少，故抽蓄及压缩空气电站在该类地区的适配性较差（否则将提升投耗光热及钒液流储能电站适配度较高，与光热电站相比，钒液流储能电更加灵活。从建设周期来看，抽蓄、压缩空气、光热、地下储氢项目建设周期较装机增速，而钒液流电站建设周期仅3~6个月，可满足风光装机高增需求。之下用电成本增加，表后储能快速增长。相较于抽蓄、光热、压缩空气等储能前市场），钒电池储能在用户侧仍然具备较大应用潜力，2022年12月全球最时间尺度优势：兼具短时波动平抑及长时电量平现分钟级波动，需储能通过频繁充放电进行平滑，与抽蓄、压缩空气、熔盐储时间均为分钟级，且氢储能在瞬变工况下制氢系统稳定性将受到影响）相比，度更快（百毫秒级）、效率更高。②小时-日度-季度级长时储能需具备大容量电池扩容灵活且循环过程中容