储能行业专题研究系列四：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-20230725-国信证券-29页_4mb

储能行业专题研究：钒液流电池作为长时储能技术的前景与挑战

核心内容概述

钒液流电池是一种兼具安全性和灵活性的长时储能技术，其主要由功率单元（电堆）、能量单元（电解液）、电解液输送系统、电池管理系统和储能逆变器等组成。电堆决定电池功率，电解液决定储能容量，二者相互独立，便于灵活配置。钒液流电池通过外接泵推动电解液在电堆中循环流动，实现电化学反应，将化学能转化为电能。

主要观点

• 安全性高：钒液流电池采用水溶液电解液，具有本征安全性，且循环流动方式有助于快速散热，降低热失控风险。
• 寿命长：相比锂电池和钠硫电池，钒液流电池具有更长的循环寿命和服役寿命，可满足储能电站的长期运行需求。
• 建设灵活性高：不受地理和地质条件限制，选址灵活，项目建设周期短，对环境影响小。
• 政策支持：各国政府，尤其是中国，持续出台政策支持钒液流电池的发展，包括总体规划、实施细节、安全规范等，推动其产业化进程。
• 经济性提升：随着技术进步和规模化发展，钒液流电池的经济性有望改善，未来增长潜力大。

关键信息

• 全球装机情况：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，占新型储能的0.6%；中国液流电池累计装机为157.2MW，占国内新型储能的1.2%。
• 未来增长预测：预计2023年全球液流电池新增装机量将达1.7GWh，2026年有望达到19.6GWh，2023-2026年均复合增速达125%。
• 产业链布局：中国在钒资源端拥有全球最多的储量和产能，为钒电池提供稳定原料供应；在材料端，离子膜、电极、双极板等已实现国产化，部分企业具备领先优势。
• 成本构成：电堆和电解液是核心组成部分，分别占总成本的35%；其中离子膜成本占比高达55%，电解液成本占比约35%，其余成本由管路与控制系统、循环泵等构成。
• 技术瓶颈：钒液流电池当前面临初始投资成本高、能量密度低、工作温区窄等问题，但随着技术优化和规模化，这些问题有望逐步改善。

产业链分析

钒资源

• 中国拥有全球最多的钒资源储量，占全球总储量的36.5%，且是全球最大金属钒生产国。
• 2022年中国金属钒产量约为7万吨，占全球总产量的70%。
• 钒资源主要通过钒钛磁铁矿提取，国内企业具备较强的生产能力。

离子膜

• 离子膜是电堆核心部件，影响电池容量稳定性与寿命。
• 目前主要依赖进口，尤其是科慕（原杜邦）的Nafion膜占据国内市场份额的75%。
• 国内企业如苏州科润、东岳未来氢能等正在加速国产化，部分产品已实现性能突破。

电极

• 碳素类电极（如碳毡、石墨毡）是当前主流材料，具有成本低、化学稳定性好等优点。
• 国内电极材料企业如辽宁金谷、江苏普向、江油润生等具备较强生产能力。
• 碳纸作为下一代电极材料，具备更薄、更轻的优势，但制备工艺复杂。

双极板

• 双极板是电堆的重要结构件，主要功能为隔离电解液、汇集电流、支撑电极。
• 石墨双极板适合小型电堆，碳塑复合双极板适合大功率电堆，金属双极板具备良好的导电性和耐腐蚀性，但成本较高。
• 国内企业如华熔科技、上海弘枫、嘉兴纳科等已具备一定的双极板生产能力。

电堆制造与系统集成

• 融科储能、上海电气、北京普能、星辰新能等企业在高功率电堆及系统集成方面布局领先。
• 企业正在推进百兆瓦到吉瓦级产能扩张，加速产业化进程。

储能市场发展情况

• 全球市场：2022年全球新型储能累计装机量达45.8GW，同比增长超80%；新增装机量为20.4GW，同比增长超99%。
• 中国市场：2022年国内电化学储能新增装机规模为7.3GW/15.9GWh，同比分别增长200%和280%；其中表前储能占比超92%。
• 应用场景：储能系统可应用于电源侧、电网侧、用户侧，其中表前储能和工商业储能是主要增长点。
• 政策推动：中国多个省份实施强制配储政策，如陕西、河南、山东等，推动表前储能市场发展。
• 经济性：随着政策补贴和商业模式优化（如共享储能），储能项目的经济性逐步提升。

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。
• 政策支持力度不及预期。
• 行业竞争加剧。

投资建议

• 建议关注在钒资源、国产化离子膜、高性能电极材料、高效率电解液、大功率电堆及系统等领域布局领先的企业。

储能技术对比

钒电池未来展望

• 随着全球能源转型和可再生能源渗透率提升，长时储能需求将显著增加。
• 钒液流电池因其高安全、长寿命、灵活配置等优势，有望在长时储能领域占据重要地位。
• 随着技术进步和规模化生产，钒液流电池的成本有望逐步下降，经济性提升，从而实现商业化应用。