钒液流电池，兼具安全与灵活的长时储能技术，未来前景可期

报告出品方：国信证券

以下为报告原文节选

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储能市场高速增长，新型储能蓬勃发展

新型储能方式介绍

新型储能具有选址灵活、响应快速等优势。按照存储介质的不同，储能技术可划分为电储能、热储能、化学储能等。新型储能则是指除抽水蓄能以外的储能技术，主要包括锂电池储能、压缩空气储能、飞轮储能、液流电池、氢（氨）储能等。
相对于抽水蓄能，新型储能具有建设周期短、选址灵活、响应快速、调节能力强等优势，能够为电力系统提供多时间尺度、全过程的调控能力。

政策+经济性双轮驱动，储能迎来爆发式增长

全球新型储能市场规模持续增长。新型储能近年来呈现高速发展态势，根据 CNESA数据，2022 年全球新型储能累计装机量达到 45.8GW，同比增长超 80%；新增新型储能装机量为 20.4GW，同比增长超 99%。截止 2022 年末，全球新型储能项目中94%为锂离子电池储能项目、0.6%为液流电池储能项目。
根据应用场景不同，储能可以分为电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能等。根据 CESA 数据，2021 年全球电化学储能中电源侧/电源侧辅助服务/电网侧/分布式及微网/用户侧等场景装机规模占比分别为 30.9/32.1/26.6/4.2/6.2%。

表前储能（电源侧储能（含辅助服务）+电网侧储能）：政策引领行业快速发展

中国：强制配储政策刺激表前储能市场发展，商业模式演变优化储能经济性。根据 CNESA 数据，2022 年国内电化学储能新增装机规模为 7.3GW/15.9GWh，同比+200%/+280%；其中新增表前储能装机占比超 92%。
储能配置优化新能源发电灵活性，强制配储政策加快国内表前储能发展。从电源侧来看，配置储能能够有效减少废光废风率、平滑输出功率曲线，提高新能源项目经济效益；从电网侧来看，储能产品能够有效参与电力市场辅助服务（包括调频调峰、无功调节等）。
2021 年以来，国家在储能政策上持续加码。2021 年 8 月发改委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率 15%的挂钩比例（时长 4 小时以上）配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，国家强制配储政策正式推出。随后各地方政府分别推出相应配储政策，国内表前储能市场进入快速发展期。

商业模式优化，增益储能项目经济性。在强配政策背景下，各地方政府纷纷提出政策补贴优化储能项目经济性。同时，共享储能等商业模式的提出，通过服务多个发电项目的模式，减少新能源项目初始建设资本开支、提高资源利用效率，优化配储经济性。
美国：补贴激励行业发展。根据 CNESA 数据，2022 年美国新型储能新增装机规模达到近 4.9GW，同比+39%；其中表前储能装机占比超 90%。联邦政策和地方政策对行业发展具有积极影响。2022 年 8 月，美国正式发布 IRA 法案，针对储能提出延长 ITC 税收抵免有效时间且放宽抵免要求：1）抵免有效期延长：此前版本 2022年抵免比例开始滑坡，现行版本 2033 年之后再滑坡。2）抵免力度增加：税收抵免由基础抵免+额外抵免构成，其中基础抵免额度由过去最高的 26%提升至 30%、结合额外抵免后最高可抵免税收的 70%。3）独立储能纳入 ITC 补贴范围。
用户侧储能：刚需+电价高企助推发展国内峰谷价差拉动工商业储能发展。据中关村储能产业技术联盟统计，2023 年 7月全国各地代理电价峰谷价差均值为 0.76 元/KWh，高于 2022 全年价差 0.70/kWh，与 2023 年 6 月价差相比略有上涨；已有 18 个地区峰谷价差达到工商业储能实现经济性的门槛价差 0.70 元/kWh。随着部分区域的尖峰电价机制建立，给工商业储能带来了更大应用空间。

户储市场高速增长，美国&欧洲引领发展。根据 EV Tank 数据，2022 年全球户用储能新增装机量为 15.6GWh，同比+136%；其中欧洲占比高达 36%以上。

电价偏高+用电稳定性推动户储市场发展：1）灾害频发下用电稳定性需求推动户储发展。美国的电力设施相对老旧且各州电网相对独立，相互之间难以调度协同，在飓风、暴风雪等自然灾害频发影响下，居民会遇到用电中断等问题。户储能够有效保障居民用电的稳定性。2）居民用电偏高，户储经济性明显。近年来通货膨胀影响下能源价格持续居高不下，海外居民电价高、上网电价低，政策给予税收优惠及资金补贴下户储具有较高经济性。

我们预计 2023 年全球新型储能装机有望达到 133GWh，2026 年全球新型储能新增装机量有望达到 810GWh，2023-2026 年均复合增速达到 82%。
分地区来看，2026 年美国/欧洲/中国新增装机量分别为 197/185/310GWh；分应用场 景 来 看 ， 表 前 储 能 / 工 商 业 储 能 / 户 用 储 能 2026 年 新 增 装 机 分 别 为548/75/187GWh。

钒电池兼具灵活与安全，是储能的可靠手段

钒电池基本结构与特性

全钒液流电池（简称钒电池）是以钒为活性物质呈循环流动液态的电池。钒电池工作原理为使用外接泵把电解液压入电堆体内，在机械动力作用下电解液在不同的储液罐和半电池的闭合回路中循环流动、流过电极表面并发生电化学反应，随后双电极板收集和传导电流，从而使得储存在溶液中的化学能转换成电能。

钒电池最早由 A.Pellegri 等人于 1978 年提出，1988 年开启工程化发展，目前日本、中国、澳大利亚、加拿大、美国等处于全球技术第一梯队。
当前下游需求未打开，钒电池装机规模较小，截至 2022 年底全球液流电池（以钒液流电池为主）累计装机规模为 274.2MW，在全球新型储能中占比 0.6%。其中中国液流电池累计装机为 157.2MW，在国内新型储能中占比 1.2%。

钒电池系统主要由功率单元、能量单元、电解液输送系统、电池管理系统、储能逆变器等组成，其中功率单元和能量单元是核心构件。
功率单元-电堆主要由离子膜、电极、密封垫、电极框、双极板等构成。电堆是系统的重要部件，是发生电化学反应的主要场所，其数量和大小影响了钒电池功率。
能量单元-电解液是不同价态的钒离子水溶液（正极为+4/+5 价，负极为+2/+3 价），其分别存储在正负极储液罐中。电解液的体积和浓度决定了钒电池的储能容量。

钒电池中电解液与电堆的成本占比较高。电解液一次成本占总成本的 35%，其中五氧化二钒占电解液成本 60%左右（V2O5按 13 万元/吨计算）。电堆成本占总成本的 35%，而电堆成本中 55%来自于离子传导膜。其他装置（如管路与控制系统、循环泵等）占总成本的 30%。

钒电池高安全、长寿命、灵活性高，是长时储能的有效方式

钒电池安全稳定，契合储能电站对安全性的高要求。据 CNESA 不完全统计，2022年全球共发生了 18 起储能安全事故，百兆瓦级的事故项目数明显多于往年。2022年，国家能源局在《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)》中提出中大型电化学储能电站禁用三元锂电池和钠硫电池，对储能电站安全性进行更高要求。
锂离子电池内部短路、热失控进而导致有机电解液分解、气化、燃烧，是锂电电站起火爆炸的主要原因。而钒电池的电解液是水溶液，具有本征安全性；同时循环流动的工作方式还能帮助电池系统快速散热，安全性高。

钒电池安装灵活、建设周期短、寿命长，有望成为有效的长时储能方式。长时储能一般是指可以持续充放电 4 小时以上的储能技术，包括抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能、液流电池储能等。长时储能侧重于解决峰谷时期供需匹配等经济性问题，能够提升新能源消纳能力。
与抽水蓄能、压缩空气储能等长时储能技术相比，钒电池不受地理和地质条件约束、选址灵活，且项目建设周期短、对环境影响较小，在长时储能领域前景广阔。

钒电池功率与容量单元相互独立，成本能够伴随储能时长而有效摊销，与长时储能具有较高契合度。钒电池输出功率由电堆决定，储能容量由电解液决定，两者互相独立；功率可以通过增加电堆数量来提升、容量可以通过提升电解液浓度与体积来实现。同时，在功率不变的情况下，增加储能时长能够摊销功率单元成本，从而使得单 Wh 明显下降。

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