其实，钒钛股份比大盘躁动得更厉害更急迫更丧心病狂。

去年装机规模是“十三五”末十倍，新型储能电站今年装机或再创新高 华夏时报2024-05-31 19:15 本报（chinatimes.net.cn）记者陶炜 张智 南京报道 新型储能电站正在密集落地。2023年的新装机规模是“十三五”末装机规模的近10倍，而今年的新型储能电站建设仍在加速。 5月30日，协鑫无锡鑫华蓝50MW/100MWh电网侧新型储能项目并网成功，苏南地区首个新型储能项目正式投运。5月11日，我国新型储能领域内首个十兆瓦时的钠离子电池储能电站在广西南宁正式投运，这是我国钠离子电池储能技术首次实现规模化应用。5月4日，中国天楹如东重力储能示范项目首套充放电单元成功完成测试，一栋高148米的储能塔将通过提升和下放重力块进行储放电。同样在5月4日，湖北应城300兆瓦级压气储能电站并网运行。 国家能源局数据显示，截至2023年底，全国已经建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%。而从目前的情况来看，新型储能电站的建设仍在加速。 技术路线百花齐放,新型储能喷涌而出 正在密集落地的新型储能电站有着不同的技术路线。 5月30日，协鑫能科投建的无锡蓝天50MW/100MWh新型储能电站并网。这是苏南首个电网侧新型储能项目，也是无锡市单体容量最大的独立储能电站。该项目是今年1月25日才正式开工，历时仅4个月就建成。该项目在协鑫无锡蓝天燃机电厂东侧预留的10亩地块上，安装了22座单舱电量为5.016MWh的20尺储能电池预制舱，利用电厂现有220千伏线路送出。通过用电低谷时充满电，用电高峰时释放电，该项目每天最高可为无锡市提供约100MWh错峰电量，能同时满足1万户家庭的用电需求。 “这是江苏省首个采用宁德时代314Ah储能大电芯、低损耗PCS（过程控制系统）的新型储能电站，运行效率和电池衰减率均处业内领先水平。项目与协鑫无锡蓝天燃机电厂的天然气、光能、风能发电相结合，成为无锡市首个风光气储一体化新型综合性能源基地，每年可供电18亿度，供热70万吨，满足新吴区约1/4电能和1/3热能需求。”协鑫能科相关负责人告诉《华夏时报》记者。 5月11日，我国新型储能领域内首个十兆瓦时的钠离子电池储能电站在广西南宁正式投运。这是我国钠离子电池储能技术首次实现规模化应用。 “在保障用能安全的前提下，这套钠离子电池储能系统的能量转换效率可以超过92%，高于目前常见的锂离子电池储能系统。我们还会进一步研发更低成本、更高性能的钠离子电池储能系统，联合上下游企业，推动形成钠离子电池储能产业链。”南方电网广西电网公司创新管理部副总经理高立克说。 5月4日完成测试的中国天楹如东重力储能示范项目则是重力储能，在一座35层148米高，长宽分别为122米和110米的重力储能塔内，通过人工智能算法控制单元模块的垂直提升和水平位移实现势能与电能的转换。“这是目前世界上最快的重载‘电梯’，全部建成后，96部‘电梯’组合成48个单元模块同时作业，4小时可发电10万千瓦时。”该项目现场负责人介绍，重力块一上一下间，将新能源发电厂输入的“不可控”的绿电，转化为稳定可控的电力输出，在更大的时间和空间范围内调节互济，还可以参与电网调频调峰服务，为构建新型电网架构发挥支持作用。 同样在5月4日，湖北应城300兆瓦级压气储能电站并网运行，标志着全球压气储能电站迈入300兆瓦级单机时代。据国网湖北综合能源服务有限公司总工程师、湖北楚韵储能科技有限责任公司总经理王俊介绍，压气储能系统是一种新型大规模电力储能系统。在电网负荷低谷期，压气储能电站通过压缩机将空气压缩成高压状态，储存至盐穴储气库，同时将压缩热储存于热水中；在用电高峰期，释放盐穴储气库内高压空气，吸收储存的压缩热，驱动空气透平机组发电。 民营资本涌入 国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦在今年1月25日举行的新闻发布会上介绍，2023年新型储能新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。从投资规模来看，“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超1千亿元，带动产业链上下游进一步拓展。 巨额投资的背后首先是政策持续鼓励。2022年1月，国家发展改革委和国家能源局联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。今年的《政府工作报告》中首次提出“发展新型储能”，这是“发展新型储能”首次写进政府工作报告。具体到地方上看，各地也在不断施策加快发展。以江苏为例，江苏省发改委去年9月印发《关于进一步做好可再生能源发电市场化并网项目配套新型储能建设有关事项的通知》，提出新上风光项目均需按照功率10%及以上比例配套建设新型储能（时长2个小时）（自建、合建或购买）以落实市场化并网条件。今年3月17日，江苏省发改委又下发了《关于进一步加快电网侧新型储能项目并网顶峰工作的通知》，称为了“快建设一批电网侧新型储能项目应急顶峰满足2024年迎峰度夏期间电力保供需要，全省有41个已纳规的电网侧新型储能项目自愿承诺确保在2024年7月15日前建成并网，项目容量共计约400万千瓦”，要求对这批电网侧新型储能项目的顶峰费用、充放电价差按照“苏发改能源发〔2023〕775号”文等要求从江苏省尖峰电价资金中支出并予以重点保障。 而在政策的持续激励下，还有包括民营资本在内的众多上市公司也参与进来。投资如东重力储能示范项目的中国天楹是民企，投资了无锡蓝天项目的协鑫也是民企。实际上，协鑫投资了江苏省内多个储能电站项目。“全省里面，我们占的数量应该是最多。”协鑫能科相关人士告诉华夏时报记者。浙江省内单体装机规模最大的网侧独立储能项目——金华市武义200MW/400MWh网侧储能项目由欣旺达智慧能源投资，计划总投资8亿元，也是民企。 除了直接建设储能电站的企业以外，还有众多上市公司参与了相关产业链。宁德时代专注于储能系统的研发、生产与销售，为全球新能源应用提供一流解决方案，在储能电站建设方面占据重要地位。科陆电子是国内锂电池储能市场占有率第一的公司，产品链包括储能电池、PCS（双向变流器）、BMS（电池管理系统）等，广泛应用于电网发电侧、电网用电侧和无电地区。 “2024年国内储能市场规模将保持快速增长，全年新增装机将超过35吉瓦，连续三年单年新增装机超过累计装机规模。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬认为。 责任编辑：徐芸茜 主编：公培佳

新型储能大爆发后起之秀钒液流电池潜能非凡 2024-05-17 15:57:11来源：中国化工报 微博微信QQ空间扫一扫 　　2023年是新型储能的“爆发年”。据统计，2023年我国新型储能累计装机规模首次突破30吉瓦，功率规模和能量规模同比增长均超过150%。今年《政府工作报告》首次将“发展新型储能”写入其中，无疑为产业发展又添了一把火。 　　作为新型储能领域的“后起之秀”，众多企业积极布局，让钒电池正走上大舞台。近日，业内专家在接受《》记者采访时表示，钒电池具有长时、高安全、长寿命的特点，将随着新能源比重的提升迎来重大市场机遇。 　　长时、高安全特性受重视 钒电池迎突破性机遇 　　“全钒液流电池作为我国构建新型电力系统最为重要的储能技术路线之一，最明显的特征是长时、大规模、安全和可循环利用。”中国科学院金属研究所研究员、辽宁科京新材料有限公司首席科学家严川伟表示。 　　他介绍说，钒电池属于水基电池，在常温常压下运行，不存在热失控风险，具有本质安全的突出特征;具有超长寿命，可稳定运行20年以上;可实现100%能量保持，且能量恢复成本较低;同时，由于其电解液可永续循环使用，还具有环境友好的特征。在“双碳”目标的大背景下，必将迎来突破性机遇。 　　大连融科储能技术发展有限公司总经理王晓丽介绍说，全球钒电池储能项目中运行时间最久的是大连融科2012年在沈阳法库国电龙源风电场建设的5兆瓦/10兆瓦时全钒液流电池储能系统，日历寿命已超过11年。该项目的成功验证了钒电池的超长寿命和高稳定性特征。 　　王晓丽强调了钒电池的“长时”特性。“液流电池是目前行业内为数不多的具有产业化能力的长时储能技术路线。国内外现在都在讲要提升新能源的占比，甚至完全脱离化石燃料。到那时，对于长时储能需求的迫切性和必要性就会凸显出来。”她说。 　　由中关村储能产业技术联盟(CNESA)发布的《储能高质量发展：市场机制与商业模式创新》指出，目前已投运的锂电池储能项目的储存时长一般不超过4个小时。未来，随着极端天气频发、常规火电机组退役和新能源大规模并网，将需要更长持续时间的储能技术。王晓丽告诉记者，4小时以上的中长时储能正是钒电池产业的目标市场。 　　上下游产业链联手“破题” 降低成本潜能可期 　　据CNESA全球储能数据库统计，截至2023年底，包括钒电池在内的液流电池在全国新型电力储能市场累计装机规模中的占比约为0.6%。 　　“钒电池打开市场的主要难点在于经济性问题，目前钒电池储能的初始投资成本偏高。”王晓丽说，“钒电池的成本与关键材料、电堆、钒原料成本紧密相关。因此，既要推进膜、电极和双极板材料和核心部件电堆的技术研究，提高电解液的利用率，也要推进上下游产业链的深度合作、融合发展，保证原料供给和价格稳定性。” 　　规模化应用对于降低成本同样至关重要，王晓丽表示，面对重大市场机遇期，行业应着力推进高质量项目建设，以提高钒电池在储能市场中的占比。 　　“大连融科从2008年就开始进行钒液流电池的技术开发，和中国科学院长期的深度产学研合作，实现了技术突破和重大工程项目的落地建设，拥有从电池材料、电堆、电池系统、管理控制到应用技术的完整产权体系。”王晓丽说，“我们于2016年建成了目前全球最大的钒电池储能装备生产基地和钒电解液生产基地，累计投运钒电池储能系统超过720兆瓦时。” 　　严川伟则认为，成本高的原因在于技术和产业链还“没有足够成熟”。“要想对我国能源战略转型形成支撑作用，钒电池储能技术必须实现低成本，否则就会将成本转嫁至电价上。”他说，“但从长期来看，钒电池储能具有充分的降本潜能，与锂电池储能，甚至抽水蓄能的建设成本是可比的。” 　　CNESA报告显示，预计到2030年，液流电池等长时储能技术有望成熟，有潜力实现与锂离子电池同等或更低的成本。 　　众多企业正在入局 新“风口”尤需健康发展 　　近年来，液流电池相关政策频出。据统计，2023年以来，包括国家层面及地方层面在内有40余条政策，明确提出将在液流电池的技术研发、项目开发等方面给予支持。 　　在政策的扶持下，钒电池规模正稳步扩大，吸引众多能源行业、化工行业企业纷纷入局钒电池产业，钒电池俨然已成为下一个“风口”。 　　2022年10月，世界最大钒企——攀钢钒钛股份（000629）与大连融科组建了合资公司，共同致力于钒电解液的规模化生产。钒电池的发展也带动攀钢钒钛股份非钢领域用钒量的快速攀升。 　　3月20日，钛白粉行业龙头企业龙佰集团（002601）表示，公司已经开始研发钒液流电池所用的钒材料和短流程制备全钒液流电池电解液及储备相关技术，钒钛铁精矿碱性球团湿法工艺年产3万吨五氧化二钒(V2O5)创新示范工程目前正在推进中。 　　“作为企业，我们要保持信心。能源转型是必然趋势，国家对于长时储能的需求是非常明确的。”王晓丽表示，“在坚定信心的同时，我们也要敬畏市场，戒绝‘投机’心态，认真做好技术研发和产品质量，让行业实现健康发展。” 　　“这是一个好事。商业市场追求利润，而这种追求又会促进我们行业的发展，继而使整个社会受益。”严川伟说，“现在钒电池已经达到了产业化操作水准，近年也有许多百兆瓦级的项目落地，相信未来，钒电池的潜能能够真正成为现实。” 　　他进一步指出，目前我国钒的消费90%～95%用于钢铁行业;随着储能产业的迅猛发展，预计未来3~5年间，钒在储能领域的应用将超越其在钢铁领域的应用。