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

/ 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 【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。 挖掘价值投资成长 强于大市（维持） 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 相对指数表现 2.92% -5.93% -14.79% -23.65% 2/284/306/308/3110/3112/31 -32.50% -41.36% 电气设备沪深300 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 行业研究 电气设备 证券研究报告 2017 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 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 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 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：PaulAlbertus,JosephS.Manser,ScottLitzelman《,Long-DurationElectricityStorageApplications,Economics,andTechnologies》Joule,Volume4,Issue1,2020,Pages21-32,，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 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 2022.10.112022.03.04 青海新疆 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 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2