电气设备行业专题研究：新能源发电比例提升、长时储能大势所趋，钒电池潜力巨大-20240229-东方财富证券-22页.pdf

[Table_Title] 电气设备行业专题研究 新能源发电比例提升、长时储能大势所 趋 ，钒电池潜力巨大 2024 年 02 月 29 日 [Table_Summary] 【 投资要点 】  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。  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。  目前国内全钒液流电池的产业链已经逐步形成。 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。  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，能够直接影响能量单元的性能与成本。 功率单元由一定数量和规格的电堆串并联构成，其中单个电堆主要由 离子交换膜、电极、双极板等关键部件构成。 电解液的核心发展方向 为 提升利用率与再回收， 功率单元的核心发展方向是质子交换膜的国 产化替代。 【配置建议】  看好压缩空气、钒液流电池 、重力储能作为长时储能的有效技术手段； 建议关注在相关领域布局领先的企业：钒电池：钒钛股份、河钢股份、 上海电气、国网英大等；压缩空气储能：陕鼓动力；重力储能：中国 天楹。 【风险提示】  钒液流电池产业化进度不及预期；  储能需求不及预期；  行业竞争加剧。 [Table_Rank] 强于大市 （维持） [Table_Author] 东方财富证券研究所 证券分析师：周旭辉 证书编号： S1160521050001 联系人：郭娜 电话： 021-23586475 [Table_PicQuote] 相对指数表现 [Table_Report] 相关研究 《 REC 关停美国蒙大拿州多晶硅产 线》 2024.02.19 《快充加速渗透，催生相关产业机 遇》 2024.02.02 《中石化首发氢能展望，低碳多元前 景广》 2024.02.01 《看好硅负极 CVD 工艺》 2024.01.30 《探底回升，创新突破》 2024.01.25 -41.36% -32.50% -23.65% -14.79% -5.93% 2.92% 2/28 4/30 6/30 8/31 10/31 12/31 电气设备 沪深 300 行 业 研 究 / 电 气 设 备 / 证 券 研 究 报 告 挖掘价值 投资成长 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 2 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 正文目录 1.长时储能大势所趋，项目密集落地 4 1.1.可再生能源发电比例提升，长时储能是终极趋势 4 1.2.多地配储市场要求提升至 4h，长时储能项目密集落地 . 5 2.技术路线多样，钒液流电池综合优势突出 7 2.1.不同的储能技术适用于不同的应用场景 7 2.2.发展进度 /优势各异，液流电池潜力较大 8 2.2.1.抽水蓄能：技术成熟、单位投资成本低， 受地形 条件限制 9 2.2.2.压缩空气：技术相对成熟，单位造价持续下降 10 2.2.3.光热储能：环保、容量大，效率低、目前单位造价较高 10 2.2.4.氢储能：成本较高，目前处于产业培育期 11 2.2.5.液流电池：循环寿命高、安全性高，潜力较大 12 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 13 3.1.钒电池产业链已初步形成，与锂电池错位竞争 14 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 . 15 3.2.1.钒原料端：国内钒资源储量丰富 15 3.2.2.电解液：钒离子浓度为性能关键指标，残值高回收价值大 16 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 16 3.3.1.电极：碳素类材料是主流路线 17 3.3.2.隔膜：离子交换膜国产化替代正当时 18 3.3.3.双极板：倾向于使用碳基材料 18 4.标的梳理 . 18 5.风险提示 . 21 图表目录 图表 1： 2017-2023 年全国可再生能源装机数据 . 4 图表 2： 2017-2023 年全国可再生能源发电情况 . 4 图表 3： 2023 年风力 /太阳能发电 top5（亿千瓦时） 4 图表 4：典型天气光伏出力曲线 4 图表 5：最佳储能时长与风光渗透率成正比 5 图表 6： 2022 年以来各省 /市 /自治区 4h 以上配储政策 . 6 图表 7： 2023 年至今国内投运的长时储能项目（不完全统计） . 6 图表 8： 2024 年有望并网的长时储能项目 . 6 图表 9： 2022 年以多种技术路线均出现 GWh 级长时储能示范项目 . 7 图表 10：不同储能技术在不同场景 /时间维度上的应用 7 图表 11：长时储能技术现状 8 图表 12：不同长时储能技术路线的对比 8 图表 13： 抽水蓄能电站原理图 9 图表 14：抽水蓄能电站度电成本 9 图表 15：压缩空气储能原理图 10 图表 16：压缩空气储能度电成本 10 图表 17：光热储能大致流程图 11 图表 18：光热储能度电 成本 11 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 3 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 图表 19：氢储能原理与应用场景 11 图表 20：氢储能度电成本 11 图表 21：液流电池原理图 12 图表 22：液流电池度电成本 12 图表 23：液流电池储能主要 技术路线的对比 13 图表 24：全钒液流电池储能容量与功率电池相对独立 14 图表 25：全钒液流电池产业链梳理 14 图表 26：全钒液流电池成本结构占比 15 图表 27：钒的主要应用 15 图表 28：全球钒资源区域分布 16 图表 29：全钒液流电池电堆的典型结构 17 图表 30：全钒液流电池中的电解液路径 17 图表 31：产业链标的梳理 19 图表 32：行业重点关注公司 21 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 4 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 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 发电渗透率持续提升 ，新能源出力地域 /季节差异显著。 （ 1） 可再生能源装机量 /发电量 逐年提升。 截止 2023 年 12 月底，全国累计发电装 机容量 约 29.2 亿千瓦，其中 可再生能源装机容量达到 15.3 亿千瓦，占总装机 额容量的比例为 52.4%。 2023 年新增可再生能源装机 3 亿千瓦，占当年发电新 增装机容量的比例为 85%，可再生能源已成为 新增发电的主力。出力方面， 2023 年全年，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%。 （ 2） 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。 图表 1： 2017-2023 年全国 可再生能源 装机数据 图表 2： 2017-2023 年全国可再生能源发电情况 资料来源： 国家能源局官网 ，东方财富证券研究所 资料来源： 国家统计局官网 ，东方财富证券研究所 图表 3： 2023 年 风力 /太阳能发电 top5（ 亿千瓦时） 图表 4： 典型天气光伏出力曲线 风力发电 top5 太阳能发电 top5 内蒙古 1271.2 河北省 232.1 河北省 605.4 宁夏 231.9 新疆 604.5 青海省 212.1 江苏省 518.3 内蒙古 205.5 山西省 477.3 新疆 201.1 资料来源： 中国热电微信公众号 ，东方财富证券研究所 资料来源： 吕清泉 , 张珍珍 , 马彦宏 , 张健美 , 高鹏飞 , 蒋婷婷 , 朱红 路 . 区域光伏发电出力特性分析研究 [J]. 发电技术 , 2022, 43(3): 413-420.，东方财富证券研究所 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 。 新能 源快速增长和负荷峰谷差持续拉大成为趋势，新能源“极热无风、夜间无光” 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 5 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 特征突出，对电力保障稳定供应、实时平衡提出了新要求、新挑战 ，由此催生 了不同 的调峰手段，例如储能调峰、电源互补调峰、需求响应调峰等。 长时储能是碳中和时代的必然选择。 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。随着我国风光为主的可再生能源装机占比的不断提升，长时间尺度 （日、周、月、季度）电量不平衡问题逐渐成为新型电力系统主要矛盾之一， 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。 图表 5： 最佳储能时长与风光渗透率成正比 资料来源： Paul Albertus, Joseph S. Manser, Scott Litzelman《 ,Long-Duration Electricity Storage Applications, Economics, and Technologies》 Joule,Volume 4, Issue 1,2020,Pages 21-32,，东方财富 证券研究所 长时储能目前正处于发展初期，国内外尚未对长时储能持续 时间 进行统一 定义 ，通常认为持续放电时间不低于 4 小时、寿命不低于 20 年的储能技术为 长时储能（ LDES） 。 2021 年，全球长时储能委员会在其首份报告《净零电力 — — 可再生电网长时储能》中对长时储能的概念进行了定义。在该报告中，长时 储能系统被定义为任何可以长期进行电能存储的技术，该技术同时能以较低成 本扩大规模，并能维持数小时、数天甚至数周的电力供应。 2021 年美国桑迪亚 国家实验室发布的《长时储能简报》认为，长时储能是持续放电时间不低于 4 小时的储能技术。美国能源部 2021 年发布的有关长时 储能 的报告，则将 长时 储能定义为额定功率下持续放电时间不低于 10 小时的储能技术。 1.2.多地配储市场要求 提升至 4h， 长时储能项目密集 落地 多地配储时长要求提升至 4h。 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，电网调节压力增大， 配储由最初的鼓励引导到成为并网标配 ， 再到目前部分省份不合格受罚，比例 从 10%-20%逐步上升至 15%-30%，配储时长从 1-2 小时提升至 4-5 小时，据统 计河北、西藏、内蒙古、上海、新疆等 10 个多省份明确提出配置 4 小时以上 长时储能。 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 6 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 此外， 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，长时储能可享受优先接入 电 网、优先租赁、容量补偿标准提高、减免输配电价等优惠政策。 图表 6： 2022 年以来各省 /市 /自治区 4h 以上配储政策 发布时间 省 /市 /区 新能源配储政策 2023.06.29 河北 市场化并网项目： 20%*4h 2023.05.18 西藏 保障性并网光伏 +储能项目： 20%*4h，加装 构网型装置 2023.04.25 河南 2022 年集中式风光项目： 20-55%*2-4h，同一区域储能配 比高的项目优先调度，容量比例相同情况下 ，储能时长更 长的优先调度 2023.01.12 内蒙古 15%*4h 以上 2022.11.09 上海 10-20%*4h 以上 2022.10.20 福建 15%*4h 以上 2022.10.11 青海 国家第二批大型风电光伏基地项目：配置 20%*4h； 增量混改、普通市场化项目： 15%*4h 2022.03.04 新疆 25%*4h 资料来源： 高工产研微信公众号 ，东方财富证券研究所 从项目端来看 ，长时储能项目投运量逐渐提升 。 其中 ， 根据 ESPlaza 长时 储能网 的数据， 截止 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 。 根据 ESPlaza 长时储能网预计， 2024 年， 共计 10 个总装机超 1GW 的长时储能项目有望并网投运。 2022 年以来，多种路线 均出现 GWh 级长时储能示范项目， 液流电池储能、 压缩空气储能、二氧化碳储能等各个技术路线的商业化正在加速发展。 2024 年 1 月 27 日，国家能源局公示 了 56 个项目作为新型储能试点示范项目，包括 26 个长时储能技术项目，其中钒液流电池储能示范项目共 6 个，规模共计 800MW/3900MWh，规模占示范项目总规模 13.06%。 图表 7： 2023 年 至今 国内投运的长时储能项目（不完全统计 ） 项目名称 规模 主要参与单位 技术路线 中核汇能东乐北滩独立共享储能项目 50MW/200MWh 中核汇能 钒电池 中和储能武汉液流电池储能系统 百千瓦级 中和储能 钒电池 天府储能四川德阳全钒液流电池储能系统 120KW/240KWh 天府储能、东方电气集团东方汽轮机 钒电池 内江用户侧全钒液流电池储能示范项目 2MW/12MWh 内投集团、大连融科、川威集团 钒电池 国家电投诸城储能示范项目 1MW/6MWh 国家电投 钒电池 枞阳海螺 全钒液流电池储能示范电站 6MW/36MWh 海螺集团 钒电池 宁波海螺新材料全钒液流电池储能示范电站 1MW/6MWh 海螺集团 钒电池 芜湖海螺二氧化碳储能项目 10MW/80MWh 百 穰 新能源科技 二氧化碳 资料来源： ESPlaza 长时储能网 微信公众号 ， 中国储能网网站 ， 东方财富证券研究所 图表 8： 2024 年有望并网的长时储能项目 序号 项目名称 装机量 技术路线 1 湖南省麻阳县 100MW/400MWh 储能电站项目 100MW/400MWh 全钒液流电池 2 杭州临平运河钒电池储能项目 (一期 ) 50MW/200MWh 全钒液流电池 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 7 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 3 华润大力全钒液流电池储能电站 (一期 ) 50MW/100MWh 全钒液流电池 4 吉林白城百兆瓦全钒液流储能项目 100MW/600MWh 全钒液流电池 5 安徽芜湖荻港海螺全钒液流电池储能项目 6MW/36MWh 全钒液流电池 6 肥城 300MW 先进压缩空气储能示范电站 300MW/1800MWh 压缩空气储能 7 应城 300MW 压缩空气储能项目 300MW/1500MWh 压缩空气储能 8 青海省“揭榜挂帅”波态空气储能示范项目 60MW/600MWh 压缩空气储能 9 如东 100MW 重力储能项目 25MW/100MWh 重力储能 10 张掖中国天楹 17MW/68MWh 重力储能项目 17MW/68MWh 重力储能 装机共计 1.008GW/5.404GWh 资料来源： ESPlaza 长时储能网 微信公众号 ，东方财富证券研究所 图表 9： 2022 年以多种技术路线均出现 GWh 级长时储能示范项目 类型 动态 铅碳电池 全球最大铅碳储能项目浙江湖州综合智慧零碳电厂“和平共储”100MW/1.06GWh 一期投运 液流电池 中核汇能 1GWh 液流电池储能集采招标 压缩空气储能 全球最大规模 350MW 盐穴压缩空气储能项目山东泰安 350MW/1.4GWh 一期开工 资料来源： 高工产研微信公众号 ，东方财富证券研究所 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。 图表 10： 不同储能技术 在 不同场景 /时间维度上的应用 资料来源： EESA《 2023 中国新型储能行业发展白皮书 -机遇与挑战》，国家能源局《 新型电力系统发展蓝皮书》 ， 东方财富证券研究所 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 8 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 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。 美国能源部发布的《长时储能商业起飞之路》报告 ： 日间 LDES 主要以机 械类储能技术为主 ，其中又以抽水蓄能最为成熟 ，压缩空气和重力储能次之 。 多日 /周 LDES 主要以储热和电化学储能技术为主 ，其中熔盐储能、液流电池 技 术成熟度相对较高。 图表 11： 长时储能技术现状 时长 能量存储形式 技术 持续时间 （ h） 单位成本（ $/kWh） 最小部署 （ MW） 效率（ %） 技术成 熟度 日内 机械 传统抽水蓄能 0-15 70-170 200-400 70-80 9 新型抽水蓄能 0-15 70-170 10-100 50-80 5-8 重力储能 0-15 90-120 20-1000 70-90 6-8 压缩空气 6-24 80-150 200-500 40-70 7-9 液态空气 10-25 175-300 50-100 40-70 6-9 液态二氧化碳 4-24 50-60 10-500 70-80 4-6 多日 /周 热能 显热（如熔盐、岩石材料、混 凝土） 10-200 300 10-500 55-90 6-9 潜热（如铝合金） 25-100 300 10-100 20-50 3-5 热化学能（如沸石、二氧化硅 凝胶） XX XX XX XX XX 电化学 水电解液流电池 25-100 100-140 10-100 50-80 4-9 金属阳极电池 50-200 100 10-100 40-70 4-9 混合液流电池，具有液体电解 质和金属阳极 8-50 XX ＞ 100 55-75 4-9 资料来源： 中关村储能产业技术联盟官网 ，东方财富证券研究所 2.2.发展进度 /优势各异， 液流电池潜力较大 从技术性来看，统筹考量技术成熟度、能量效率、调节尺度、响应时间和 建设条件五个温度，抽蓄是目前技术成熟度最高 、能量效率最高、调节尺度最 长的长时储能，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。 下文我们选取 目前较为成熟或商业化探索较为领先的 抽水蓄能、压缩空气 储能、光热储能、氢储能、液流电池储能详细对比。 图表 12： 不同长时储能技术路线的对比 类型 额定功率 等级 响应时 间 能量效率 持续充 /放电时间 优点 缺点 应用场合 成熟度 抽水 蓄能 百兆瓦以 上 分钟级 75% 8-10 小 时 容量大，寿命长，运 行费用低 选址受限，建设周期 长 可用于削峰填谷，调 频调相，系统备用， 黑启动  压缩空 气储能 兆瓦 -百 兆瓦 分钟级 65%左右 4-8 小时 技术较成熟、规模 大、运行维护费用低 效率低、响应速度慢 电网调峰、系统备用  2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 9 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 光热 储能 兆瓦 -百 兆瓦 兆瓦 -百 兆瓦 50%左右 4-8 小时 环保、无稀缺资源消 耗、容量大、同步发 电 效率低、系统复杂、 工艺环节多、成本高 电网调峰调频、基础 电源  氢储能 千瓦 -兆瓦 秒级 -分钟级 50%左右 数小时至 周 干净环保，无污染，形态多变 效率低，安全性 较差 ，环节多 电网调峰调频，区域能源系统  液流 电池 千瓦 -百 兆瓦 秒级 -分 钟级 70%左右 4-24 小 时 循环次数高，深度充 放电 储能密度低，环节复 杂 电网调峰调频，备用 电源  资料来源： 中国储能网，宋新甫《长时储能技术对比分析及发展路径探讨》 ，东方财富证券研究所 2.2.1.抽水蓄能：技术成熟、单位投资成本低，受地形条件限制 抽水蓄能利用水作为储能介质，通过电能与是能相互转化，实现电能的储 存和管理。 利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，再电力负荷高峰期再防 水至下水库发电。 可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价 值电能。适用于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压，还可提高系统中火 电站和核电站的效率。 抽水蓄能功率等级一般为数百兆瓦，响应速度为分钟级，爬坡速率每分钟 50-100%额定容量，转换效率约 75%-80%，持续放电时间 6-12 小时，放电深度 为 80-100%，寿命一般为 30-40 年。 图表 13： 抽水蓄能电站原理图 图表 14： 抽水蓄能电站度电成本 资料来源： 广东省水力和新能源发电工程学会官网 ，东方财富证券研究所 资料来源： 中国储能网，宋新甫《长时储能技术对比分析及发展路径探讨》 ， 东方财富证券研究所 优点： 技术成熟、规模大、运行维护费用低、寿命长、单位投资成本低； 缺点： 占用地理资源、建设周期长、选址困难，受地形条件限制； 发展潜力： 近中期，抽蓄在站址资源满足要求的条件下应优先开发，预计 远期适合开发抽蓄的站址将趋于饱和状态。 经济性： 根据宋新甫发表的《长时储能技术对比分析及发展路径探讨》， 目前抽蓄电站单位投资 6000 元 /kW，全生命周期度电成本约为 0.254 元 /kWh； 随着优质站址逐渐开发完毕，新增抽水蓄能站址经济性较差导致造价上涨，预 计 2030、 2060 年抽蓄单位投资上涨至 6300、 6900 元 /kW，度电成本上涨至 0.278、 0.303 元 /kWh。 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 10 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 2.2.2.压缩空气：技术相对成熟，单位造价持续下降 压缩空气储能的原理是： 利用电力系统负荷低谷时的多余电量，由电动机 带动空气压缩机，将空气压入作为储气室的密闭大容量地下洞穴 （ 也可以是报 废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井 ） ，当电力系统 发电量不足时，将压缩空气经换热器与油或天然气混合燃烧，导入轮气机作功 发电。 压缩空气储能功率等级可达数十至数百兆瓦，系统容量大，可充放电循环 次数高，使用寿命可达 30-50 年；响应速度和启动时间为分钟级，适合长时间 充放电的能量型储能场景；设备规模较大，要求较大的放置空间。 图表 15： 压缩空气储能原理图 图表 16： 压缩空气储能度电成本 资料来源： 中国储能网 ，东方财富证券研究所 资料来源： 中国储能网，宋新甫《长时储能技术对比分析及发展路径探讨》 ， 东方财富证券研究所 优点： 技术较成熟，规模大，运行维护费用低； 缺点： 效率低、系统复杂、成本高； 经济性： 根据宋新甫发表的《长时储能技术对比分析及发展路径探讨》， 目前压缩空气储能单位投资约 6600 元 /kW，度电成本约为 0.63 元 /kWh，随着 技术突破和规模化应用，预计 2030、 2060年单位投资下降至 5700、 3900元 /kW， 度电成本约为 0.55、 0.38 元 /kWh。 2.2.3.光热储能 ： 环保、容量大，效率低、目前单位造价较高 光热储能本质是一种太阳能利用技术。指利用大规模阵列抛物或碟形镜面 收集太阳热能，通过换热装置提供蒸汽，结合传统汽轮发电机的工艺，从而达 到发电的目的。简单的说，就是不直接把太阳能光转化为电，而是把光吸收储 存起来，再将存储的热量释放出来，进行发电；将光吸收储存的过程本身就是 储能过程。 光热储能功率等级可达数十至数百兆瓦，形式有槽式、塔式、碟式（盘式）、 菲涅尔式四种系统。槽式和菲涅尔的传热介质一般在 400℃左右，属于中低温 利用；而塔式和碟式（盘式）的聚焦温度最高可达 1000℃。 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 11 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 图表 17： 光热储能大致流程图 图表 18： 光热储能度电成本 资料来源： 3060微信公众号（深圳市华夏应对气候变化技术促进中心） ， 东方财富证券研究所 资料来源： 中国储能网，宋新甫《长时储能技术对比分析及发展路径探讨》 ， 东方财富证券研究所 优点： 环保、无稀缺资源消耗、容量大、同步发电； 缺点： 效率低、系统复杂、工艺环节多、成本高； 经济性： 根据宋新甫发表的《长时储能技术对比分析及发展路径探讨》， 目前光热发电站单位投资高达 20000 元 /kW，未来技术工艺进步和产能规模化 效应，将大幅降低光热电站的投资成本，预计 2030、 2060 年单位投资下降至 12500、 8000 元 /kW。 2018 年以来存量项目度电成本约在 1 元 /kWh 左右，目前 度电成本约 0.8 元 /kWh；十四五末，随着线性菲涅尔式将成为新增光热发电主 力电源，度电成本有望降至 0.55 元 /kWh.后期随着规模化发展，及利用小时数 较高，度电成本持续下降，预计 2030、 2060年度电成本约为 0.456、 0.26元 /kWh。 2.2.4.氢储能： 成本较高，目前处于产业培育期 氢储能技术的基本原理就是电解水的原理。 在可再生能源发电系统中，电 力间歇产生和传输被限的现象常有发生，利用富余的、非高峰的或低质量的电 力大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足时利用氢气通过 燃料电池或其它方式转换为电能输送上网。 氢储能技术能量密度高、运行维护成本低、可长时间存储且可实现过程无 污染，是可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备技术方式。 图表 19： 氢储能原理与应用场景 图表 20： 氢储能度电成本 资料来源： CDCC微信公众号（中数智慧（北京）信息技术研究院有限公司） ， 东方财富证券研究所 资料来源： 中国储能网，宋新甫《长时储能技术对比分析及发展路径探讨》 ， 东方财富证券研究所 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 12 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 优点： 干净环保，无污染，形态多变，应用场景丰富； 缺点： 效率低，安全性较差，环节多； 经济性： 目前我国氢储能产业处于发展培育期，根据 宋新甫发表的《长时 储能技术对比分析及发展路径探讨》 ，目前氢储能度电成本预计在 1.82 元 /kWh 左右（其中储运占 30%），远高于抽水蓄能和电化学储能，但具备巨大的降本 空间。随着氢储能转杯及各子系统的技术突破以及规模化发展，预计到 2030、 2060 年大规模氢储能的度电成本将下降到 1.54、 0.34 元 /kWh 左右。 2.2.5.液流电池 ： 循环寿命高、安全性高，潜力较大 液流电池是一种新型蓄电池，特点在于将正负极电解液分开，各自循环。 通过正、负极电解质溶液活性物质发生可逆氧化还原反应（即价态的可逆变化） 实现电能和化学能的相互转化。充电时，正极发生氧化反应使活性物质价态升 高，负极发生还原反应使活性物质价态降低，放电过程与之相反。 与一般固态 电池不同的是，液流电池的正极和（或）负极电解质溶液储存于电池外部的储 罐中，通过泵和管路输送到电池内部进行反应。 图表 21： 液流电池原理图 图表 22： 液流电池度电成本 资料来源： 百度百科 ，东方财富证券研究所 资料来源： 中国储能网，宋新甫《长时储能技术对比分析及发展路径探讨》 ， 东方财富证券研究所 优点： 循环次数高，寿命长，安全性高 ， 深度充放电； 缺点： 储能密度低、环节复杂； 经济性： 根据 宋新甫发表的《长时储能技术对比分析及发展路径探讨》 ， 目前液流电池储能初始单位投资约 6000 元 /kW，约为锂电池的 3 倍左右，未来 随着电解液制造工艺的提高，预计 2030、 2060 年单位投资下降至 2100、 1680 元 /kW；由于液流电池的电解液可再生循环适用，残值很高，储能时间越长， 全生命周期成本越低。目前液流电池处于产业化初期，度电成本约为 0.68 元 /kWh；随着技术进步和规模化应用，预计 2030、 2060 年度电成本约为 0.42、 0.36 元 /kWh。 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 13 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 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 液流电池根据其电解液中活性物质的不同，可以分为全钒液流电池、铁铬 液流电池、锌铁液流电池、锌溴液流电池、全铁液流电池等。 其中，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。 图表 23： 液流电池储能主要技术路线的对比 路线 优点 缺点 产业化进程 国内主要企业 全钒 能量效率高，电解液活性物质只有钒、充 放电时无其他物相变化，技术相对成熟 初始投资成本高 较快，百兆瓦级电站已 并网，初步实现产业化 融科储能、上海电气、 伟力得、液流储能、普 能世纪、国润储能等 铁铬 铁铬来源广泛，电解液价格较低 Cr(Ⅱ )/Cr(Ⅲ )电对反应动力学慢，有析 氢副反应，正负极电解液容易交叉污染 较慢，已实现兆瓦级应 用 国电投、中海储能、振 华股份 锌铁 电解液原材料锌和铁元素资源丰富，成本 非常低 容易出现锌枝晶问题 较慢 纬景储能 锌溴 理论能量密度高，正负极电解 液均为 ZnBr2 水溶液，无正负极电解液发生交叉 污染问题 容易出现锌枝晶问题、溴的防污染要求高 较慢 恒安储能、温州锌 时代 全铁 能量效率较高 需要开发铁的螯合物作为电极活性物质 和碱性体系交换膜 较慢 巨安储能 资料来源： 亚化液流储能微信公众号（亚化咨询） ，东方财富证券研究所 全钒液流电池所用的正极电解液为 V(Ⅴ )和 V(Ⅳ )离子溶液，负极电解液包 括 V(Ⅲ )和 V(Ⅱ )离子溶液组成。电池充放电时发生的电极反应如下： 正极： VO2++H2O-e- ⇌ VO2++2H+ E0=1.004V 负极： V3++e- ⇌ V2+ E0=-0.255V 总反应： VO2++V3++H2O ⇌ VO2++V2++2H+ E0=1.259V 全钒液流电池优势有： （ 1）充放电性能好、能量效率高 (80%)、功率密度 高；（ 2）循环寿命长，电池正负极氧化还原电对使用同种元素钒，电解液在长 期运行过程中可再生，避免了交叉污染带来的电池容量难以恢复的问题；（ 3） 去耦性好，储能容量与功率电池相对独立。 （ 4）钒资源自主可控，根据 USGS （ 2023）的数据，截止 2022 年全球钒资源合计储量约 2600 万吨，其中中国储 量为 950 万吨，占比 36.5%。 但 仍有以下缺陷： （ 1）钒电解液成本约占据电池成本的 60%，初始投资门 槛较高；（ 2）钒电解液对工作环境温度有要求，主要在 5℃ ~45℃范围，过高或 者过低都需要辅助调节。 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 14 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 图表 24： 全钒液流电池储能容量与功率电池相对独立 资料来源： 张华民 . 全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望 [J]. 储能科学与技术 , 2022, 11(9): 2772-2780.，东方财富证券研究所 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， 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。 图表 25： 全 钒液流电池 产业链梳理 资料来源： 前瞻产业研究院官网 ，东方财富证券研究所 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，能够直接影响能量单元的性能与成本。功率单元由 一定数量和规格的电堆串并联构成，其中单个电堆主要由离子交换膜、电极、 2017 敬请阅读本报告正文后各项声明 15 [Table_yemei] 电气设备行业专题研究 双极板等关键部件构成。辅助单元主要包括电解液输送系统、温控、电力电子 设备等，其核心在于系统的设计和集成。 从 成本结构 来看 ， 全钒液流电池成本结构主要分为电解液、电堆等， 根据 中商产业研究院的数据， 电解液、电堆 成本占比分别为 40%、 35%，其他设备 占比 25%。 图表 26： 全钒液流电池成本结构占比 资料来源： 中商产业研究院微信公众号 ，东方财富证券研究所 3.2.能量单元 ： 钒资源国内储量丰富， V2O5对电解液成本影响