全钒液流电池储能专题：海阔天空，不同“钒”响-安信证券.pdf-solarbe文库

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1 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。全钒液流电池储能专题海阔天空，不同“钒”响 ■ 全钒液流电池具备本征安全、长寿命、灵活、资源自主可控、绿色环保等多方面优势，主要适用于大规模、中长时储能场景。全钒液流电池利用正、负极电解液中钒离子价态的变化来实现电能的储存和释放，相较于锂电池储能，其优势主要体现在 1）安全性钒离子水系电解液体系具有本征安全性，基本不存在起火爆炸风险； 2）长寿命全钒液流电池中电极不参与反应，同时反应过程不涉及相变，循环寿命可达 20000 次，且生命周期中容量衰减后可完全恢复； 3）灵活性全钒液流电池功率单元与能量单元相互独立，可根据不同应用场景灵活设计系统功率与储能时长，储能时长越长则全钒液流电池的单位投资成本越低； 4）资源自主可控中国为钒资源生产与消费大国，钒产量约占全球 2/3，上游资源相对可控； 5）绿色环保全钒液流电池电解液可循环利用，全生命周期内对环境的影响较小。考虑到当前技术水平下全钒液流电池的能量密度、转换效率、初始投资较锂电池仍有一定差距，我们认为全钒液流电池主要适用于大规模、长周期的储能场景。 ■ 储能市场爆发已至，全钒液流电池发展提速。目前储能在电力系统中主要用于解决短时间、小范围的供需不平衡，而随着新能源逐步成为电力系统的主体，储能系统需要配套的储能时长亦将随之提升。我们认为全钒液流电池在中长时储能的场景中具备较强的比较优势，未来应用前景向好。与此同时，近年来海内外锂电池储能安全事故频发，随着储能行业安全标准趋严，全钒液流电池本征安全的优势将进一步凸显。从经济性角度出发，我们测算当前 4h 全钒液流电池储能系统的全生命周期度电成本或已低于锂电池储能，而当储能时长超过 4h 之后全钒液流电池的度电成本优势将更为明显。综上，未来全钒液流电池有望成为一类重要的储能装机形式，若按照 10/30的装机比例测算，则 2025/2030 年国内全钒液流电池储能装机空间或超 10/90GWh。 ■ 全钒液流电池储能方兴未艾，产业链各环节迎发展良机。 1）上游资源当前钒资源供需两端均主要来自钢铁行业，全钒液流电池有望成为未来重要的需求增量，国内头部钒资源企业正积极布局相关领域； 2）中游制造集成全钒液流电池储能系统主要包括功率单元（电堆）与能量单元（电解液）两大部分，当前产业链生态初步建立，头部全钒液流电池集成商一体化程度较高； 3）下游应用短期内全钒液流电池的主要应用场景为大规模电网侧 /发电侧项目，投资主体为大型发电 /电网企业，长期来看全钒液流电池储能在大型工商业用户侧场景中亦有广阔的发展空间。 ■ 投资建议现阶段具备成熟全钒液流电池储能产品 /方案的厂商相对较少，建议优先关注大连融科、北京普能等起步较早、技术领先、项目经验丰富、一体化程度高的全钒液流电池储能集成商。此外攀钢钒钛、河钢股份等产能领先的钒资源企业亦有望充分受益下游需求增长。 ■ 风险提示储能市场发展不及预期、技术迭代风险、原材料价格上涨、市场竞争加剧、模型假设与测算结果存在偏差等 Table_Tit le 2022 年 09 月 08 日电力设备 Table_BaseI nfo 行业深度分析证券研究报告投资评级领先大市 -A 维持评级 Table_Fir st St ock 首选股票目标价评级 Table_Char t 行业表现资料来源 Wind 资讯 1M 3M 12M 相对收益 0.60 12.41 13.61 绝对收益 -1.64 8.50 -4.83 王哲宇分析师 SAC 执业证书编号 S1450521120005 wangzy9essence.com.cn 相关报告 -35 -28 -21 -14 -7 0 7 14 2021-09 2022-01 2022-05 电力设备及新能源中信沪深 300 行业深度分析 /电力设备 2 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。内容目录 1. 全钒液流电池潜力巨大的长时储能形式 . 5 1.1. 全钒液流电池是目前技术成熟度最高的液流电池技术 5 1.2. 全钒液流电池具备安全、长寿、灵活等多方面优势 6 1.2.1. 安全性 . 6 1.2.2. 长寿命、低衰减 . 7 1.2.3. 灵活性 . 8 1.2.4. 资源储量丰富且自主可控 . 9 1.2.5. 绿色环保、资源可循环利用 9 1.3. 全钒液流电池主要适用于大规模、长周期的储能场景 10 2. 储能市场爆发已至，全钒液流电池发展提速 . 12 2.1. 全球储能行业步入规模化发展阶段 12 2.1.1. 国内各环节发展模式日益清晰，大型项目招标提速 . 12 2.1.2. 海外能源价格持续上涨加速储能渗透 13 2.2. 全钒液流电池大规模发展的条件已较为成熟 14 2.2.1. 长时储能需求显现 14 2.2.2. 行业规范逐步确立，全钒液流电池安全优势凸显 16 2.2.3. 中长时储能场景中全钒液流电池已具备较好的经济性 . 17 2.3. 未来全钒液流电池将成为重要的储能装机形式 . 20 3. 全钒液流电池产业链迎来发展良机 . 23 3.1. 上游资源全钒液流电池将明显拉动钒资源需求 . 23 3.2. 中游制造集成行业发展初期一体化龙头占据先机 26 3.2.1. 能量单元电解液开发与制备存在较高壁垒 . 26 3.2.2. 功率单元离子交换膜、电极以及双极板为核心部件 . 27 3.2.3. 辅助单元零部件标准化程度较高，核心在于系统设计与集成 . 28 3.3. 下游应用短期内由大型发电 /电网企业主导，工商业用户侧潜在空间较大 29 3.4. 全钒液流电池产业链迈向规模化发展，助力成本进一步下行 30 4. 投资建议 32 5. 风险提示 33 图表目录图 1液流电池结构示意图 . 5 图 2全钒液流电池反应方程式 5 图 3锂离子电池存在多种热失控诱因 6 图 4全钒液流电池一般在常温常压下运行 . 6 图 5全钒液流电池更高的安全性使其可以采取更为紧密的排布方式 7 图 6全钒液流电池可基本实现容量零衰减 . 8 图 7全钒液流电池增加输出功率只需要增加电堆数量 . 8 图 8全钒液流电池增加储能容量只需要增加电解液 . 8 图 9全球钒资源分布图 . 9 图 10 2021 年全球钒储量分布情况 . 9 图 11 2021 年全球锂储量分布情况 . 9 图 12全钒液流电池全生命周期内环境影响优于锂离子电池 10 图 13多种储能技术互补是长期的发展趋势 11 行业深度分析 /电力设备 3 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。图 14全球发电量结构预测 . 12 图 15风电、光伏 LCOE 变化情况（ /kWh） . 12 图 16全球新增储能装机规模情况（ GWh） 12 图 17全球累计风电光伏装机规模（ GW）及储能渗透率 . 12 图 18国内电化学储能新增装机规模情况（ GW） . 13 图 19 2022 上半年储能项目招标不完全统计 . 13 图 20全球电化学储能新增装机情况（ GW） 14 图 21海外电化学储能装机结构（按装机功率） 14 图 22欧洲部分国家日前电价情况（欧元 /MWh） . 14 图 23欧盟消费者电价指数情况（ 2015100） . 14 图 24电力系统中不同时间维度的储能需求 . 15 图 25全钒液流电池在长时储能场景中具备比较优势 . 15 图 26现阶段国内新能源发电侧储能商业模式尚未完全建立 18 图 27现阶段国内抽水蓄能价格形成机制 18 图 28 2021 年起上游锂资源价格大幅上涨（万元 /吨） 19 图 29近年来五氧化二钒价格基本保持稳定（万元 /吨） 19 图 30不同储能时长下全钒液流电池与锂电池储能度电成本对比（元 /kWh） . 20 图 31 2021 年全球累计新型储能装机构成情况 . 20 图 32 2021 年中国累计新型储能装机构成情况 . 20 图 33全钒液流电池储能产业链概况 . 23 图 34湿法提钒工艺流程图 . 24 图 35 2020 年国内五氧化二钒产量构成 24 图 36 2018 年螺纹钢新标准实施后钒价快速冲顶回落 . 24 图 37中国主要钒矿资源、产业及产品分布 . 25 图 38钒电解液实物图 27 图 39全钒液流电池电堆结构示意图 . 28 图 40全钒液流电池整体系统构造 . 29 图 41锂电池成本随产能规模扩大而快速下降 . 31 图 42不同时长全钒液流电池储能成本下降预测（ /Wh） 31 图 43技术进步与规模扩张共同助力全钒液流电池成本下降 31 图 44攀钢钒钛钒产品销量及收入情况 32 图 45河钢股份钒产品收入情况 32 表 1不同技术路线液流电池商业化阶段 6 表 2部分锂电池、全钒液流电池储能电站占地面积对比 7 表 3不同储能形式对比 11 表 4 “十四五 ”新型储能发展实施方案中各环节储能发展模式的表述 13 表 5近年全球主要储能安全事故 . 16 表 6近年部分国家储能安全相关的行业标准及指导政策 17 表 7全钒液流电池及锂电池储能度电成本测算 19 表 8部分已投运全钒液流电池储能电站项目 . 21 表 9 2021-2022 年国内部分大型全钒液流储能电站项目 . 21 表 10国内全钒液流电池储能装机空间测算 . 22 表 11国内钒需求量测算（以五氧化二钒计） . 23 表 12 2020 年全球主要钒生产企业产能情况（折五氧化二钒） . 25 行业深度分析 /电力设备 4 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。表 13钒资源上游企业加速布局全钒液流电池储能相关领域 26 表 14融科储能一体化布局全钒液流电池全产业链 26 表 15全钒液流电池电解液制备工艺 . 27 表 16全钒液流电池电堆关键零部件发展方向 . 28 表 17部分大型发电 /电网企业全钒液流电池储能项目情况 . 29 表 18 2021 年以来针对工业用户用电的相关政策 30 表 19国内部分全钒液流电池厂商现有产能及后续规划 . 30 表 20全球主要全钒液流电池储能厂商 32 行业深度分析 /电力设备 5 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。 1. 全钒液流电池潜力巨大的长时储能形式 1.1. 全钒液流电池是目前技术成熟度最高的液流电池技术液流电池是一种具备较大潜力的电化学储能技术。液流电池概念最早由日本科学家 Ashimura 和 Miyake 于 1971 年提出， 1974 年 NASA 科学家 L. H. Thaller 以 FeCl2 和 CrCl3 作为正负极活性物质构建了全球第一款具有实际意义的液流电池模型。与一般的固态电池不同，液流电池的正极和负极以电解质溶液的形式储存于电池外部的储罐中，通过正、负极电解质溶液活性物质发生可逆的氧化还原反应来实现电能和化学能的相互转化。液流电池能量密度相对较低，但在使用寿命、充放电深度、系统容量等方面具有较大优势，因此在大规模储能领域正得到越来越多的关注。图 1 液流电池结构示意图资料来源北京低碳院，安信证券研究中心全钒液流电池是目前技术最为成熟、产业化程度最高的液流电池技术。根据电极活性物质的不同，液流电池可分为多种技术路线，其中已有商业化应用的代表体系包括全钒、铁铬、锌溴等。从技术成熟度的角度出发，目前全钒液流电池处于领先位臵，其最早由澳大利亚新南威尔士大学的 Skyllas-Kazacos 教授及其团队于 1985 年开创，日本住友电工、加拿大 VRB、国内大连化物所等机构从 20 世纪 90 年代起相继开始进行产业化的研究，目前国内外均有几十至百 MWh 级别商业化项目投运。相较而言，铁铬液流电池存在析氢反应和铬离子电化学反应活性不足等问题，锌溴电池的单体容量则相对有限，目前基本处于工程化示范阶段。图 2 全钒液流电池反应方程式资料来源化工技术与开发，安信证券研究中心行业深度分析 /电力设备 6 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。表 1不同技术路线液流电池商业化阶段技术路线循环寿命（次）能量效率（）国内商业化进程国外商业化进程全钒 ≥ 20000 70-75 百 MWh 商业示范数十 MWh 商业示范铁铬 ≥ 10000 70-75 MWh 工程示范 MWh 工程示范锌溴 ≥ 6000 70 MWh 工程示范百 MWh 商业示范锌镍 ≥ 10000 80 十 kWh 技术示范十 kWh 技术示范锌铁 ≥ 15000 80 百 kWh 技术示范 MWh 技术示范锌空 ≥ 20000 65-75 技术开发百 kWh 技术示范全铁 ≥ 20000 75 技术开发十 MWh 商业示范资料来源 GGII，安信证券研究中心 1.2. 全钒液流电池具备安全、长寿、灵活等多方面优势 1.2.1. 安全性相较于锂离子电池，全钒液流电池具有更好的安全性。对于锂离子电池而言，一旦电池内部出现短路或工作温度过高，电解液就极易发生分解、气化，进而引发电池燃烧或爆炸，造成极大的安全隐患。而全钒液流电池的电解液为钒离子的酸性水溶液，在常温常压下运行，不存在热失控风险，具有本征安全性。根据实证结果，在理论 100 SOC 下，即便将正负极电解液直接互混，温度由 32℃升至 70℃，全钒液流电池系统不会产生燃烧、起火等风险。因此，对于人员密集、规模比较大、安全性要求较高的储能场景，全钒液流电池是一种更为安全可靠的技术。图 3 锂离子电池存在多种热失控诱因图 4 全钒液流电池一般在常温常压下运行资料来源储能科学与技术，安信证券研究中心资料来源融科储能，安信证券研究中心全钒液流电池更高的安全性使其可以采取更为紧密的排布方式，从而在项目层面减少土地的占用。相较于锂离子电池，全钒液流电池在单体能量密度上存在较大差距，例如大连融科 20 尺储能集装箱产品 TPower 的储能容量为 0.5MWh，而当前主流锂电池储能集成商的 20 尺集装箱系统储存容量一般超过 3MWh。但是对于大型储能项目，锂离子电池储能系统需要满足更为严格的消防及安全标准，因此在集装箱的排布上必须留出更大的安全距离。住建部 2022 年 6 月发布的电化学储能电站设计标准（征求意见稿）中明确指出锂离子电池预制舱长边及短边间距均不宜小于 3m，同时锂离子电池设备宜分区布臵，屋外电池预制舱（柜）布臵分区内储能系统额定能量不宜超过 50MWh，相邻分区的间距不应小于 10m，而对于全钒液流电池，征求意见稿并未作出相应的规定。表 2 列示了部分建成及在建全钒液流电池储能电站和锂电池储能电站的占地面积情况，就这些项目而言全钒液流电池储能电站的单位占地面积明显小于锂电池储能电站。因此，我们认为全钒液流电池的本征安全性可以使其采取更为紧密的排布方式，从而部分弥补其在能量密度上的劣势，节省储能项目的土地占用。行业深度分析 /电力设备 7 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。图 5 全钒液流电池更高的安全性使其可以采取更为紧密的排布方式资料来源住建部，安信证券研究中心表 2 部分锂电池、全钒液流电池储能电站占地面积对比项目名称储能类型储能规模占地面积（亩）单位占地面积（ m2/MWh）项目状态大连 100MW/400MWh 储能调峰电站一期全钒液流电池 100MW/400MWh 36 60 投运国电投驼山风电场 10MW/40MWh 储能电站全钒液流电池 10MW/40MWh 5.6 75 投运宁夏电投宁东基地新能源共享储能电站示范项目锂电池 200MW/400MWh 60 100 招标华电滕州 101MW/202MWh 电化学储能调峰项目锂电池 100MW/200MWh全钒液流电池 1MW/2MWh 101MW/202MWh 30 99 投运山东莱芜孟家储能电站锂电池 100MW/200MWh 58 193 投运大唐龙感湖 100MW/200MWh 集中共享式储能电站示范项目锂电池 100MW/200MWh 40 133 在建湖南城步儒林 100MW/200MWh 储能示范电站锂电池 100MW/200MWh 30 100 投运资料来源招投标网站，安信证券研究中心 1.2.2. 长寿命、低衰减全钒液流电池循环次数明显优于锂离子电池，且生命周期内容量可完全恢复，生命周期内度电容量可利用率高。一方面，全钒液流电池使用不同价态的钒离子作为电池的活性物质，反应过程仅为钒离子的价态变化，不涉及液固相变，且克服了电解质交叉污染的问题；另一方面，全钒液流电池的在充放电过程中电极材料不参与电化学反应，属于惰性电极，电极和双极板等材料稳定性好，不涉及更换；此外，针对全钒液流电池因电解液在正负极之间的迁移和副反应造成的钒离子价态失衡带来的容量衰减问题，一般可以通过低成本的物理和化学手段进行恢复。因此，全钒液流电池理论上具备极长的循环寿命，而从早期项目的实证情况来看，全钒液流电池长寿命的优点亦得到了充分验证。例如住友电工 2005-2007 年实施的 4MW/6MWh 全钒液流电池系统配合风场在三年间进行了 20 多万次的充放电，大连融科与国电龙源合作投运的 5MW/10MWh 全钒液流电池系统从 2012 年 12月并网至今已有 9 年多的 3m 3m 10m 锂离子电池储能集装箱具有严格的安全间距要求全钒液流电池储能集装箱排布可更为紧密分区间距集装箱间距预留检修开门空间行业深度分析 /电力设备 8 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。日历使用时间，效率和容量均未见衰减。相较而言，目前磷酸铁锂电池的循环次数仅为 5000-10000 次，若考虑到储能系统中电芯一致性的问题，则系统层面的循环寿命往往更低，同时锂离子电池的可用容量亦会随着循环次数的增加而明显下降。因此，我们认为从全生命周期的角度来看，全钒液流电池具备一定的优势。图 6 全钒液流电池可基本实现容量零衰减资料来源融科储能，安信证券研究中心 1.2.3. 灵活性全钒液流电池功率单元与能量单元相互独立，可根据不同应用场景灵活设计。一套完整的全钒液流电池储能系统主要由功率单元（电堆）、能量单元（电解液和电解液储罐）、电解液输送单元（管路、泵阀、传感器等）、电池管理系统等部分组成，其中功率单元决定系统功率的大小，而能量单元决定系统储能容量的大小，两者相互独立。因此，在系统设计层面，全钒液流电池储能可实现功率和容量分开设计以及储能时长按需定制，电解液储罐既可独立外臵，亦可与电堆共同集成至一体化的集装箱产品，整体的方案设计更为灵活。从成本的角度来看，对于固定功率的全钒液流电池储能系统，储能时长越长则功率单元的单位投资成本越低，进而整体系统的单位投资成本越低，因此全钒液流电池更适用于中长时储能场景。图 7 全钒液流电池增加输出功率只需要增加电堆数量图 8 全钒液流电池增加储能容量只需要增加电解液资料来源储能科学与技术，安信证券研究中心资料来源储能科学与技术，安信证券研究中心电堆电解液储罐电解液储罐需要大的输出功率电堆电堆电解液储罐电解液储罐增加电堆模块储罐和电解液不变可分离电堆电解液储罐电解液储罐需要大的储能容量电堆电解液储罐电解液储罐电堆模块不变增加储罐和电解液可分离电解液储罐电解液储罐行业深度分析 /电力设备 9 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。 1.2.4. 资源储量丰富且自主可控钒是地球上广泛分布的微量元素之一，储量相对丰富。根据美国地质调查局（ USGS）的统计，目前全球钒储量（本段均以钒金属当量计）超过 6300 万吨， 2021 年底可开发的资源储量约为 2400 万吨，当年的全球产量则约为 11 万吨，其中 90左右以钒合金的形式用于钢铁行业。按当前的技术水平， 1GWh 的全钒液流电池所需的钒金属用量不到 0.5 万吨，且钒电解液可长期循环使用，因此整体来看我们认为全球的钒资源储量可充分支撑全钒液流电池的大规模发展。图 9 全球钒资源分布图资料来源 USGS，安信证券研究中心中国为钒生产与消费大国，钒资源自主可控。根据 USGS 的估算， 2021 年底中国钒储量规模约为 950 万吨（本段均以钒金属当量计），在全球储量中的占比约为 40，而从产量来看， 2021 年中国钒产量达到 7.3 万吨，在全球产量中的占比接近 2/3，因此无论是从储量还是产能的角度出发，我国对钒资源均有较强的掌控能力。相较而言， 2021 年国内锂资源的全球储量占比仅为 7，产量占比不到 15，锂电产业链对海外矿产资源的依赖较强。图 10 2021 年全球钒储量分布情况图 11 2021 年全球锂储量分布情况资料来源 USGS，安信证券研究中心资料来源 USGS，安信证券研究中心 1.2.5. 绿色环保、资源可循环利用全钒液流电池在运行过程中不涉及污染与排放，且电解液可循环利用，是一种绿色环保的储 39 25 21 14 中国澳大利亚俄罗斯南非美国巴西 41 25 10 7 3 14 智利澳大利亚阿根廷中国美国其他行业深度分析 /电力设备 10 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。能形式。全钒液流电池中钒元素以离子形式存在于酸性水系溶液中，而不是以钒的氧化物形式存在（如五氧化二钒），有一定的腐蚀性但无毒性，且工作过程中封闭运行，对环境与人体基本不会产生危害。此外，从全生命周期的角度来看，锂电池储能系统在寿命到期后各类材料的回收处理难度较大，而全钒液流电池的钒电解液可在电池领域长期循环使用或进行钒提取进入钢铁、合金等其他市场领域，电堆关键部件（如碳电极、双极板、离子交换膜等）以及管路、阀泵等的处理也更为简单，无环境负担，所以无论是从回收成本角度还是污染排放角度均优于锂电池。根据根特大学的研究，在钒电解液 50回收的条件下，全钒液流电池在陆地酸化、人体毒性、细颗粒物形成、矿产资源消耗、化石能源消耗等方面的环境影响几乎全面低于锂离子电池。图 12 全钒液流电池全生命周期内环境影响优于锂离子电池资料来源 Life cycle assessment of lithium-ion batteries and vanadium redox flow batteries-based renewable energy storage systems，安信证券研究中心 1.3. 全钒液流电池主要适用于大规模、长周期的储能场景随着储能场景日渐多元化，多种储能技术并存将成为长期发展趋势。目前全球范围内传统火电装机仍占据主体地位，风电、光伏的发电占比仅为 10左右，因此储能在电力系统中主要起到辅助的作用，用于解决短时间、小范围的供需不平衡。但长期来看，随着新能源逐步成为电力系统的主体，储能的应用场景也将持续拓宽，功率范围将涵盖 kW 级的用户侧场景到 GW 级的发电侧、电网侧场景，储能时长则从秒级、分钟级、小时级到跨日、跨季不等。考虑到不同场景的储能需求存在较大差异，我们认为未来不太可能出现一种储能技术“一统天下”的局面，而是多种储能技术并存，共同支撑电力系统的安全与稳定。全球变暖细颗粒物形成陆地酸化人体毒性矿产资源消耗化石能源消耗累积总能源消耗锂离子电池 – N M C 1 1 1 锂离子电池 – N M C 8 1 1 全钒液流电池 - 不考虑电解液回收全钒液流电池 - 电解液 50 回收行业深度分析 /电力设备 11 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。图 13 多种储能技术互补是长期的发展趋势资料来源 Joi，安信证券研究中心全钒液流电池在大规模、长周期的储能场景中具有广阔的发展空间。如前所述，全钒液流电池的主要优势为安全、长寿以及灵活，但在当前的技术水平下，其能量密度、转换效率、初始投资较锂电池仍有一定差距，因此我们认为全钒液流电池的适用领域主要为大规模、长周期的储能场景。相较于抽水蓄能，全钒液流电池的选址更为灵活，且建设周期较短；而相较于锂电池储能，全钒液流电池的安全性明显占优，可部署于人员密集的城市场景，单位投资成本则随着储能时长的拉长而明显降低。表 3不同储能形式对比规模（ MW）选址灵活性储能周期响应时间效率能量密度（ Wh/L）寿命投资成本（元 /kWh）抽水蓄能 100-5000 差数小时 -数天分钟级 70-80 0.2-2 40-60 年 1000-1500 压缩空气 1-300 差数分钟 -数天分钟级 60-70 3-100 30-40 年 1500-3000 飞轮 0.1-10 灵活数秒 -数分钟十毫秒级 80-95 20-80 5-20 年 45000 铅酸电池 0.1-20 灵活数分钟 -数小时百毫秒级 65-80 50-80 5-8 年 800-1300 锂电池 0.1-1000 灵活数分钟 -数小时百毫秒级 85-90 200-400 5-10 年 1500-2000 全钒液流电池 0.1-1000 灵活数分钟 -数天百毫秒级 65-75 20-70 20 年 2500-3500 钠离子电池 0.1-1000 灵活数分钟 -数小时百毫秒级 80-85 150-300 5-8 年 1500-2000 超级电容 0-1 灵活数秒毫秒级 60-90 10-20 5-8 年 9500-13500 资料来源中能智库，安信证券研究中心储能时长储能容量氢能抽水蓄能电化学储能超级电容飞轮储能超导储能压缩空气储能行业深度分析 /电力设备 12 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。 2. 储能市场爆发已至，全钒液流电池发展提速 2.1. 全球储能行业步入规模化发展阶段全球能源转型加速，储能行业规模化发展的条件已经成熟。一方面，根据 IEA 的测算，为实现 2050 年碳中和的目标，可再生能源发电占比需由 2020 年的 30以下提升至 2030 年的 60以上， 2050 年则需达到近 90，而随着光伏、风电等波动性能源加速取代传统的火电装机，电力系统面临的挑战正日益凸显。另一方面，随着技术的进步与产能的扩张，近年来风电、光伏的发电成本降幅显著，在上网侧平价的基础上，当前全球正朝着“新能源储能” 平价的方向快速前进。与此同时，经过前期的探索与实践，储能在电力系统中的定位与商业模式正日渐清晰，目前美国、欧洲等发达地区储能市场化发展的机制已基本建立，新兴市场的电力系统改革亦持续加速，储能行业规模化发展的条件已经成熟。图 14 全球发电量结构预测图 15 风电、光伏 LCOE 变化情况（ /kWh）资料来源 IEA，安信证券研究中心资料来源 IRENA，安信证券研究中心 2021 年起全球储能行业进入高速发展阶段。根据 BNEF 统计， 2021 年全球新增储能装机规模为 10GW/22GWh，较 2020 年实现翻倍以上增长，截至 2021 年底全球累计储能装机容量约为 27GW/56GWh。考虑到 2021 年底全球累计风电 /光伏装机规模已达到 837/942GW，以此推算储能在全球风电光伏装机中的占比仅为 1.5，我们认为储能市场的高速增长才刚刚开始，行业发展前景广阔。图 16 全球新增储能装机规模情况（ GWh）图 17全球累计风电光伏装机规模（ GW）及储能渗透率资料来源 BNEF，安信证券研究中心资料来源 GWEC， IEA， BNEF，安信证券研究中心 2.1.1. 国内各环节发展模式日益清晰，大型项目招标提速政策勾勒发展前景，各环节储能发展模式逐渐清晰。 2022 年 2 月底，国家发改委、能源局正式印发“十四五”新型储能发展实施方案，进一步明确了“到 2025 年新型储能由商业 0 20 40 60 80 100 2010 2015 2020 2030E 2050E 化石能源核电水电光伏风电其他 0 . 0 0 0 . 0 5 0 . 1 0 0 . 1 5 0 . 2 0 0 . 2 5 0 . 3 0 0 . 3 5 0 . 4 0 0 . 4 5 2010 2012 2014 2016 2018 2020 光伏海上风电陆上风电 - 50 0 50 100 150 200 250 0 5 10 15 20 25 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 新增储能装机规模增速 0. 0 0. 5 1. 0 1. 5 2. 0 2. 5 3. 0 0 500 1000 1500 2000 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 风电装机光伏装机储能渗透率行业深度分析 /电力设备 13 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件”，“ 2030 年新型储能全面市场化发展”的目标。此外，本次文件对发电侧、电网侧、用户侧储能均进行了明确的部署，各环节储能发展模式逐渐清晰。表 4“十四五”新型储能发展实施方案中各环节储能发展模式的表述环节主要内容发电侧积极引导新能源电站以市场化方式配署新型储能。对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配臵、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。电网侧建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。用户侧加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，引导电力市场价格向用户侧传导，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制。增加用户侧储能的收益渠道。鼓励用户采用储能技术减少接入电力系统的增容投资，发挥储能在减少配电网基础设施投资上的积极作用。探索新型储能商业模式探索推广共享储能模式鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配臵储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范。试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。研究开展储能聚合应用鼓励不间断电源、电动汽车、充换电设施等用户侧分散式储能设施的聚合利用，通过大规模分散小微主体聚合，发挥负荷削峰填谷作用，参与需求侧响应，创新源荷双向互动模式。资料来源国家发改委，国家能源局，安信证券研究中心 2022年国内储能行业正式步入发展快车道。 2021 年国家、地方层面均有储能政策密集出台，但主要侧重在整体部署层面，相关的配套细则尚不完善，因此 2021 年为国内储能行业由商业化起步迈向规模化发展的过渡之年，实际落地的项目规模相对有限。根据 CNESA 的统计， 2021 年国内新增新型储能装机 2.4GW/4.9GWh，较 2020 年同比增长约 54，其中电化学储能装机 2.32GW，同比增长近 49。 2022 年上半年受制于疫情、原材料涨价等多方面因素的影响，国内储能项目建设节奏整体偏慢，但二季度起国内储能项目招标已集中启动，根据我们的不完全统计，在排除无法取得具体招标规模的项目后，今年上半年国内储能（不包括抽水蓄能）总计招标容量已经达到 8GW/22GWh 以上（主要统计 EPC、储能集成系统以及相关设备），其中二季度合计招标量超 18GWh，招标规模较一季度明显提升。经过上半年的观望与前期准备，我们预计下半年起国内储能项目建设速度将明显加快，仅 7 月我们统计到的国内储能项目招标规模就已超过 13GWh（包括南网科技、华电等框架性协议）。图 18国内电化学储能新增装机规模情况（ GW）图 19 2022 上半年储能项目招标不完全统计资料来源 CNESA，安信证券研究中心资料来源各公司招标网站，安信证券研究中心 2.1.2. 海外能源价格持续上涨加速储能渗透市场化驱动快速发展，供电侧与用户侧齐头并进。目前除中国以外，海外储能市场主要分布在美国、欧洲、日韩、澳洲等发达地区，相对而言这些地区电力市场化程度较高，随着近年来储能成本的持续下降，行业已逐步进入经济性驱动的自发增长阶段。从装机结构来看，海外市场供电侧与用户侧储能的发展较为均衡， 2021 年新增装机中电源侧、电网侧、用户侧 -50 0 50 100 150 200 250 300 350 400 0 . 0 0 . 5 1 . 0 1 . 5 2 . 0 2 . 5 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 电化学储能新增装机同比增速 0 2 4 6 8 10 12 14 16 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月招标容量（ G W h ）行业深度分析 /电力设备 14 本报告版权属于安信证券股份有限公司。各项声明请参见报告尾页。的占比大致相当。图 20全球电化学储能新增装机情况（ GW）图 21海外电化学储能装机结构（按装机功率）资料来源 BNEF， CNESA，安信证券研究中心资料来源 CNESA，安信证券研究中心电力价格持续走高，海外储能渗透加速。受地缘政治、气候变化以及货币政策等因素影响， 2021 年以来全球天然气、原油等能源价格涨势明显，而在海外发达地区市场化的电力体制下，发电侧与用户侧电价亦随之水涨船高。尤其是在欧洲地区， 2021 年下半年以来电力价格已上涨数倍，储能项目的经济性正快速凸显，渗透率有望加速提升。图 22 欧洲部分国家日前电价情况（欧元 /MWh）图 23 欧盟消费