报告的核心观点 1. 长时储能是碳中和时代的必然选择。可再生能源发电渗透率持续提升,由于新能源出力地域/季节差异显著,导致电力系统的消纳、调峰调频等问题凸显,催生各种调峰/调频手段。当风光发电受气候、地形等自然因素的影响,出现日/周/季节间歇时,需要有日/周/季节调节能力的长时储能技术,长时储能可凭借其长周期、大容量的特性,在更长的时间维度上调节新能源的出力波动,未来可再生能源占比越大,建设长时储能的必要性和急迫性就越大。[1][8] 2. 钒液流电池优势明显、潜力巨大。目前常见的长时储能技术根据物理特性可以分为三大类:机械长时储能、长时储热和电化学长时储能。其中,抽水蓄能是目前成熟度最高的长时储能技术,但远期看受地理条件限制较大,新型技术中钒液流电池成熟度较高,同时具备循环次数高,寿命长,安全性高,安装周期短,深度充放电等优势,潜力巨大。[1][32] 3. 目前国内全钒液流电池的产业链已经逐步形成。上游主要涉及钒资源的开采与冶炼,主要企业有钒钛股份、攀钢集团、河钢集团、安宁股份等;中游则进行全钒液流电池储能系统的设计与制造,包括功率单元(电堆)与能量单元(电解液)两大部分,主要企业有国网英大、上海电气、中电兴发等;下游主要为储能项目的开发和运营。[1][39] 报告内容总结 1. 长时储能大势所趋,项目密集落地 1.1 可再生能源发电比例提升,长时储能是终极趋势 - 可再生能源装机量/发电量逐年提升,2023年可再生能源发电量约2.7亿千瓦时,占总发电量比例约为30%。[6][7] - 新能源发电出力不稳定问题仍然存在,从地域上看,我国西北地域风光资源丰富;从时间维度上看,风光发电还存在季节性出力波动、日间出力波动的特性。[6][7] - 电力系统的消纳、调峰调频等问题凸显,催生各种调峰/调频手段。[8] - 长时储能是碳中和时代的必然选择,可凭借其长周期、大容量的特性,在更长的时间维度上调节新能源的出力波动。[8][9] 1.2 多地配储市场要求提升至4h,长时储能项目密集落地 - 截止2023年底,国内已建成投运新型储能项目平均储能时长2.1小时,随着可再生能源占比提升,配储由最初的鼓励引导到成为并网标配,配储时长从1-2小时提升至4-5小时。[10][11][12] - 2023年7月山东省印发了《关于支持长时储能试点应用的若干措施》,这是国内首个支持长时储能发展的地方性专项政策。[12] - 从项目端来看,长时储能项目投运量逐渐提升,2023年底全国已建成投运液流电池、压缩空气储能项目累计装机规模达到28.251万千瓦,2024年有10个总装机超1GW的长时储能项目有望并网投运。[13][14] 2. 技术路线多样,钒液流电池综合优势突出 2.1 不同的储能技术适用于不同的应用场景 - 毫秒级电网调频可以通过超级电容和电化学储能实现,小时级别的电化学储能和抽水蓄能可以应用于电网调峰,燃料储能更适合用于低谷电力调峰。[15][16] - 目前常见的长时储能技术根据物理特性可以分为三大类:机械长时储能、长时储热和电化学长时储能;此外氢储能也被认为是新型的长时储能技术。[17][18] 2.2 发展进度/优势各异,液流电池潜力较大 - 抽水蓄能是目前技术成熟度最高的长时储能,但容易受建设条件的限制;光热和氢储能能量转化效率较低,为50%左右,并且氢储能技术还不成熟;液流电池和压缩空气技术相对成熟,基本具备大规模开发的条件。[19][20][53] - 全钒液流电池具有能量效率高、循环寿命长的优势,是目前商业化程度最高和技术成熟度最强的液流电池技术。[32][33][34] 3. 钒液流电池产业链初步形成,降本方向在于电堆和电解液成本的下降 3.1 钒电池产业链已初步形成,与锂电池错位竞争 - 目前国内全钒液流电池的产业链已经逐步形成,上游主要涉及钒资源的开采与冶炼,中游进行全钒液流电池储能系统的设计与制造,下游主要为储能项目的开发和运营。[39][40] - 钒液流电池的核心部件可以分为能量单元、功率单元和配套系统,其中能量单元的核心是电解液,功率单元由电堆构成。[40][41] 3.2 能量单元:钒资源国内储量丰富,V2O5对电解液成本影响显著 - 全球钒资源储量较为丰富,绝大部分赋存于钒铁磁铁矿中,中国储量占比36.5%。[42][43] - 电解液是钒电池最大的成本来源,占比约40%,降本主要有两条路径:提升电解液利用率和电解液的回收再利用。[44][45] 3.3 功率单元:电堆中离子膜成本占比最大,国产化替代是关键 - 电堆的数量与大小决定了钒电池的功率水平,电堆主要由离子膜、电极、双极板等结构构成。[46][47] - 离子交换膜是全钒液流电池的核心部件,国内企业正加快全氟磺酸