钒电池行业研究报告:技术最为成熟的液流电池

政策新规重点强调安全性要求,钒电池获得历史性发展机遇。

碳中和目标下,电力配储空间广阔,发展新型储能技术迫在眉睫。2030 年,预计我国风电、太阳能发电总装机量将达到 12 亿千瓦以上,按照 20%的配储比例估算,对应电力领域储能需求至少为 240GW,较 2021 年底的 46.1GW 大幅增长 421%。但与此同时,传 统的抽水蓄能发展受地理环境因素限制,故发展新型储能势在必行。

政策新规重点强调安全性要求,钒电池获得历史性发展机遇。2022 年 6 月,能源局发布《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)》,基于安全性考虑,提出中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池,不宜选用梯次利用动力电池。政策端对安全性加大重视,未来大型储能项目更倾向于安全性更高,且已开始初步规模化发展的钒电池技术路径。

钒电池技术已经相对成熟,较当前主流的锂电池路径具有高安全性、长循环寿命、资源回收率高等优势,在中大型储能领域的应用中脱颖而出。各类电化学储能路径中,钒电池具备以下优势:1)安全性高;2)扩容能力强,适合大型储能场景;3)循环寿命长达 16000次以上,远高于锂电池的 6000 次;4)全生命周期度电成本约 0.53 元,低于锂电池的 0.75元;5)钒资源自主可控,我国产量占比高达 66%,远高于锂的 14%,同时电解液可完全回收,回收利用率可达 75%~85%以上。因此,钒电池完美适配中大型储能场景,预计将在应用场景上与主流的锂电池路径发生差异化竞争,并在静态储能领域获得领先优势。

政策催化钒电池商业化加速,产业链规模化后预计成本将持续下行。限制钒电池发展的主要因素为初始投资成本,目前约 4~5 元/Wh 左右,高于锂电池的 1.5~2 元/Wh。不过近 期政策扶持下,各地项目加速推进:如大连液流电池储能调峰电站一期 100MW/400MWh项目将于 22 年 8 月正式投入商运。产业链规模化加速,将驱动钒电池各环节成本持续下行,根据实验室进展和潍坊盐酸基全钒液流储能电站情况估计,预计未来钒电池初始投资成本可下降至 2 元/Wh 以内,较当前成本大幅下降 50%以上。

分时电价机制不断完善,钒电池储能经济性优势逐渐凸显。2021 年 7 月,国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》,政策指导下,分时电价机制的完善进一步扩大了峰谷电价差距,对于后续储能项目的经济收益形成明显利好。经测算,当一个1MW/4MWh 钒电池储能项目用于发电侧配储时,每年可贡献毛利润约 392 万元。

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