全钒液流电池储能专题：海阔天空，不同“钒”响

蓝狮平台网讯：■全钒液流电池具备本征安全、长寿命、灵活、资源自主可控、绿色环保等多方面优势，主要适用于大规模、中长时储能场景。全钒液流电池利用正、负极电解液中钒离子价态的变化来实现电能的储存和释放，相较于锂电池储能，其优势主要体现在1）安全性：钒离子水系电解液体系具有本征安全性，基本不存在起火爆炸风险；2）长寿命：全钒液流电池中电极不参与反应，同时反应过程不涉及相变，循环寿命可达20000次，且生命周期中容量衰减后可完全恢复；3）灵活性：全钒液流电池功率单元与能量单元相互独立，可根据不同应用场景灵活设计系统功率与储能时长，储能时长越长则全钒液流电池的单位投资成本越低；4）资源自主可控：中国为钒资源生产与消费大国，钒产量约占全球2/3，上游资源相对可控；5）绿色环保：全钒液流电池电解液可循环利用，全生命周期内对环境的影响较小。考虑到当前技术水平下全钒液流电池的能量密度、转换效率、初始投资较锂电池仍有一定差距，我们认为全钒液流电池主要适用于大规模、长周期的储能场景。

■储能市场爆发已至，全钒液流电池发展提速。目前储能在电力系统中主要用于解决短时间、小范围的供需不平衡，而随着新能源逐步成为电力系统的主体，储能系统需要配套的储能时长亦将随之提升。我们认为全钒液流电池在中长时储能的场景中具备较强的比较优势，未来应用前景向好。与此同时，近年来海内外锂电池储能安全事故频发，随着储能行业安全标准趋严，全钒液流电池本征安全的优势将进一步凸显。从经济性角度出发，我们测算当前4h全钒液流电池储能系统的全生命周期度电成本或已低于锂电池储能，而当储能时长超过4h之后全钒液流电池的度电成本优势将更为明显。综上，未来全钒液流电池有望成为一类重要的储能装机形式，若按照10%/30%的装机比例测算，则2025/2030年国内全钒液流电池储能装机空间或超10/90GWh。

■全钒液流电池储能方兴未艾，产业链各环节迎发展良机。1）上游资源：当前钒资源供需两端均主要来自钢铁行业，全钒液流电池有望成为未来重要的需求增量，国内头部钒资源企业正积极布局相关领域；2）中游制造集成：全钒液流电池储能系统主要包括功率单元（电堆）与能量单元（电解液）两大部分，当前产业链生态初步建立，头部全钒液流电池集成商一体化程度较高；3）下游应用：短期内全钒液流电池的主要应用场景为大规模电网侧/发电侧项目，投资主体为大型发电/电网企业，长期来看全钒液流电池储能在大型工商业用户侧场景中亦有广阔的发展空间。

■投资建议：现阶段具备成熟全钒液流电池储能产品/方案的厂商相对较少，建议优先关注大连融科、北京普能等起步较早、技术领先、项目经验丰富、一体化程度高的全钒液流电池储能集成商。此外攀钢钒钛、河钢股份等产能领先的钒资源企业亦有望充分受益下游需求增长。

■风险提示：储能市场发展不及预期、技术迭代风险、原材料价格上涨、市场竞争加剧、模型假设与测算结果存在偏差等

1.全钒液流电池：潜力巨大的长时储能形式

1.1.全钒液流电池是目前技术成熟度最高的液流电池技术

液流电池是一种具备较大潜力的电化学储能技术。液流电池概念最早由日本科学家Ashimura和Miyake于1971年提出，1974年NASA科学家L.H.Thaller以FeCl2和CrCl3作为正负极活性物质构建了全球第一款具有实际意义的液流电池模型。与一般的固态电池不同，液流电池的正极和负极以电解质溶液的形式储存于电池外部的储罐中，通过正、负极电解质溶液活性物质发生可逆的氧化还原反应来实现电能和化学能的相互转化。液流电池能量密度相对较低，但在使用寿命、充放电深度、系统容量等方面具有较大优势，因此在大规模储能领域正得到越来越多的关注。

全钒液流电池是目前技术最为成熟、产业化程度最高的液流电池技术。根据电极活性物质的不同，液流电池可分为多种技术路线，其中已有商业化应用的代表体系包括全钒、铁铬、锌溴等。从技术成熟度的角度出发，目前全钒液流电池处于领先位置，其最早由澳大利亚新南威尔士大学的Skyllas-Kazacos教授及其团队于1985年开创，日本住友电工、加拿大VRB、国内大连化物所等机构从20世纪90年代起相继开始进行产业化的研究，目前国内外均有几十至百MWh级别商业化项目投运。相较而言，铁铬液流电池存在析氢反应和铬离子电化学反应活性不足等问题，锌溴电池的单体容量则相对有限，目前基本处于工程化示范阶段。

1.2.全钒液流电池具备安全、长寿、灵活等多方面优势

1.2.1.安全性

相较于锂离子电池，全钒液流电池具有更好的安全性。对于锂离子电池而言，一旦电池内部出现短路或工作温度过高，电解液就极易发生分解、气化，进而引发电池燃烧或爆炸，造成极大的安全隐患。而全钒液流电池的电解液为钒离子的酸性水溶液，在常温常压下运行，不存在热失控风险，具有本征安全性。根据实证结果，在理论100%SOC下，即便将正负极电解液直接互混，温度由32°C升至70°C，全钒液流电池系统不会产生燃烧、起火等风险。因此，对于人员密集、规模比较大、安全性要求较高的储能场景，全钒液流电池是一种更为安全可靠的技术。

全钒液流电池更高的安全性使其可以采取更为紧密的排布方式，从而在项目层面减少土地的占用。相较于锂离子电池，全钒液流电池在单体能量密度上存在较大差距，例如大连融科20尺储能集装箱产品TPower的储能容量为0.5MWh，而当前主流锂电池储能集成商的20尺集装箱系统储存容量一般超过3MWh。但是对于大型储能项目，锂离子电池储能系统需要满足更为严格的消防及安全标准，因此在集装箱的排布上必须留出更大的安全距离。住建部2022年6月发布的《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》中明确指出锂离子电池预制舱长边及短边间距均不宜小于3m，同时锂离子电池设备宜分区布置，屋外电池预制舱（柜）布置分区内储能系统额定能量不宜超过50MWh，相邻分区的间距不应小于10m，而对于全钒液流电池，征求意见稿并未作出相应的规定。表2列示了部分建成及在建全钒液流电池储能电站和锂电池储能电站的占地面积情况，就这些项目而言全钒液流电池储能电站的单位占地面积明显小于锂电池储能电站。因此，我们认为全钒液流电池的本征安全性可以使其采取更为紧密的排布方式，从而部分弥补其在能量密度上的劣势，节省储能项目的土地占用。

1.2.2.长寿命、低衰减

全钒液流电池循环次数明显优于锂离子电池，且生命周期内容量可完全恢复，生命周期内度电容量可利用率高。一方面，全钒液流电池使用不同价态的钒离子作为电池的活性物质，反应过程仅为钒离子的价态变化，不涉及液固相变，且克服了电解质交叉污染的问题；另一方面，全钒液流电池的在充放电过程中电极材料不参与电化学反应，属于惰性电极，电极和双极板等材料稳定性好，不涉及更换；此外，针对全钒液流电池因电解液在正负极之间的迁移和副反应造成的钒离子价态失衡带来的容量衰减问题，一般可以通过低成本的物理和化学手段进行恢复。因此，全钒液流电池理论上具备极长的循环寿命，而从早期项目的实证情况来看，全钒液流电池长寿命的优点亦得到了充分验证。例如住友电工2005-2007年实施的4MW/6MWh全钒液流电池系统配合风场在三年间进行了20多万次的充放电，大连融科与国电龙源合作投运的5MW/10MWh全钒液流电池系统从2012年12月并网至今已有9年多的日历使用时间，效率和容量均未见衰减。相较而言，目前磷酸铁锂电池的循环次数仅为5000-10000次，若考虑到储能系统中电芯一致性的问题，则系统层面的循环寿命往往更低，同时锂离子电池的可用容量亦会随着循环次数的增加而明显下降。因此，我们认为从全生命周期的角度来看，全钒液流电池具备一定的优势。

1.2.3.灵活性

全钒液流电池功率单元与能量单元相互独立，可根据不同应用场景灵活设计。一套完整的全钒液流电池储能系统主要由功率单元（电堆）、能量单元（电解液和电解液储罐）、电解液输送单元（管路、泵阀、传感器等）、电池管理系统等部分组成，其中功率单元决定系统功率的大小，而能量单元决定系统储能容量的大小，两者相互独立。因此，在系统设计层面，全钒液流电池储能可实现功率和容量分开设计以及储能时长按需定制，电解液储罐既可独立外置，亦可与电堆共同集成至一体化的集装箱产品，整体的方案设计更为灵活。从成本的角度来看，对于固定功率的全钒液流电池储能系统，储能时长越长则功率单元的单位投资成本越低，进而整体系统的单位投资成本越低，因此全钒液流电池更适用于中长时储能场景。

1.2.4.资源储量丰富且自主可控

钒是地球上广泛分布的微量元素之一，储量相对丰富。根据美国地质调查局（USGS）的统计，目前全球钒储量（本段均以钒金属当量计）超过6300万吨，2021年底可开发的资源储量约为2400万吨，当年的全球产量则约为11万吨，其中90%左右以钒合金的形式用于钢铁行业。按当前的技术水平，1GWh的全钒液流电池所需的钒金属用量不到0.5万吨，且钒电解液可长期循环使用，因此整体来看我们认为全球的钒资源储量可充分支撑全钒液流电池的大规模发展。

中国为钒生产与消费大国，钒资源自主可控。根据USGS的估算，2021年底中国钒储量规模约为950万吨（本段均以钒金属当量计），在全球储量中的占比约为40%，而从产量来看，2021年中国钒产量达到7.3万吨，在全球产量中的占比接近2/3，因此无论是从储量还是产能的角度出发，我国对钒资源均有较强的掌控能力。相较而言，2021年国内锂资源的全球储量占比仅为7%，产量占比不到15%，锂电产业链对海外矿产资源的依赖较强。

1.2.5.绿色环保、资源可循环利用

全钒液流电池在运行过程中不涉及污染与排放，且电解液可循环利用，是一种绿色环保的储能形式。全钒液流电池中钒元素以离子形式存在于酸性水系溶液中，而不是以钒的氧化物形式存在（如五氧化二钒），有一定的腐蚀性但无毒性，且工作过程中封闭运行，对环境与人体基本不会产生危害。此外，从全生命周期的角度来看，锂电池储能系统在寿命到期后各类材料的回收处理难度较大，而全钒液流电池的钒电解液可在电池领域长期循环使用或进行钒提取进入钢铁、合金等其他市场领域，电堆关键部件（如碳电极、双极板、离子交换膜等）以及管路、阀泵等的处理也更为简单，无环境负担，所以无论是从回收成本角度还是污染排放角度均优于锂电池。根据根特大学的研究，在钒电解液50%回收的条件下，全钒液流电池在陆地酸化、人体毒性、细颗粒物形成、矿产资源消耗、化石能源消耗等方面的环境影响几乎全面低于锂离子电池。

1.3.全钒液流电池主要适用于大规模、长周期的储能场景

随着储能场景日渐多元化，多种储能技术并存将成为长期发展趋势。目前全球范围内传统火电装机仍占据主体地位，风电、光伏的发电占比仅为10%左右，因此储能在电力系统中主要起到辅助的作用，用于解决短时间、小范围的供需不平衡。但长期来看，随着新能源逐步成为电力系统的主体，储能的应用场景也将持续拓宽，功率范围将涵盖kW级的用户侧场景到GW级的发电侧、电网侧场景，储能时长则从秒级、分钟级、小时级到跨日、跨季不等。考虑到不同场景的储能需求存在较大差异，我们认为未来不太可能出现一种储能技术“一统天下”的局面，而是多种储能技术并存，共同支撑电力系统的安全与稳定。

全钒液流电池在大规模、长周期的储能场景中具有广阔的发展空间。如前所述，全钒液流电池的主要优势为安全、长寿以及灵活，但在当前的技术水平下，其能量密度、转换效率、初始投资较锂电池仍有一定差距，因此我们认为全钒液流电池的适用领域主要为大规模、长周期的储能场景。相较于抽水蓄能，全钒液流电池的选址更为灵活，且建设周期较短；而相较于锂电池储能，全钒液流电池的安全性明显占优，可部署于人员密集的城市场景，单位投资成本则随着储能时长的拉长而明显降低。

2.储能市场爆发已至，全钒液流电池发展提速

2.1.全球储能行业步入规模化发展阶段

全球能源转型加速，储能行业规模化发展的条件已经成熟。一方面，根据IEA的测算，为实现2050年碳中和的目标，可再生能源发电占比需由2020年的30%以下提升至2030年的60%以上，2050年则需达到近90%，而随着光伏、风电等波动性能源加速取代传统的火电装机，电力系统面临的挑战正日益凸显。另一方面，随着技术的进步与产能的扩张，近年来风电、光伏的发电成本降幅显著，在上网侧平价的基础上，当前全球正朝着“新能源+储能”平价的方向快速前进。与此同时，经过前期的探索与实践，储能在电力系统中的定位与商业模式正日渐清晰，目前美国、欧洲等发达地区储能市场化发展的机制已基本建立，新兴市场的电力系统改革亦持续加速，储能行业规模化发展的条件已经成熟。

2021年起全球储能行业进入高速发展阶段。根据BNEF统计，2021年全球新增储能装机规模为10GW/22GWh，较2020年实现翻倍以上增长，截至2021年底全球累计储能装机容量约为27GW/56GWh。考虑到2021年底全球累计风电/光伏装机规模已达到837/942GW，以此推算储能在全球风电光伏装机中的占比仅为1.5%，我们认为储能市场的高速增长才刚刚开始，行业发展前景广阔。

2.1.1.国内：各环节发展模式日益清晰，大型项目招标提速

政策勾勒发展前景，各环节储能发展模式逐渐清晰。2022年2月底，国家发改委、能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，进一步明确了“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”，“2030年新型储能全面市场化发展”的目标。此外，本次文件对发电侧、电网侧、用户侧储能均进行了明确的部署，各环节储能发展模式逐渐清晰。

2022年国内储能行业正式步入发展快车道。2021年国家、地方层面均有储能政策密集出台，但主要侧重在整体部署层面，相关的配套细则尚不完善，因此2021年为国内储能行业由商业化起步迈向规模化发展的过渡之年，实际落地的项目规模相对有限。根据CNESA的统计，2021年国内新增新型储能装机2.4GW/4.9GWh，较2020年同比增长约54%，其中电化学储能装机2.32GW，同比增长近49%。2022年上半年受制于疫情、原材料涨价等多方面因素的影响，国内储能项目建设节奏整体偏慢，但二季度起国内储能项目招标已集中启动，根据我们的不完全统计，在排除无法取得具体招标规模的项目后，今年上半年国内储能（不包括抽水蓄能）总计招标容量已经达到8GW/22GWh以上（主要统计EPC、储能集成系统以及相关设备），其中二季度合计招标量超18GWh，招标规模较一季度明显提升。经过上半年的观望与前期准备，我们预计下半年起国内储能项目建设速度将明显加快，仅7月我们统计到的国内储能项目招标规模就已超过13GWh（包括南网科技、华电等框架性协议）。

2.1.2.海外：能源价格持续上涨加速储能渗透

市场化驱动快速发展，供电侧与用户侧齐头并进。目前除中国以外，海外储能市场主要分布在美国、欧洲、日韩、澳洲等发达地区，相对而言这些地区电力市场化程度较高，随着近年来储能成本的持续下降，行业已逐步进入经济性驱动的自发增长阶段。从装机结构来看，海外市场供电侧与用户侧储能的发展较为均衡，2021年新增装机中电源侧、电网侧、用户侧的占比大致相当。

电力价格持续走高，海外储能渗透加速。受地缘政治、气候变化以及货币政策等因素影响，2021年以来全球天然气、原油等能源价格涨势明显，而在海外发达地区市场化的电力体制下，发电侧与用户侧电价亦随之水涨船高。尤其是在欧洲地区，2021年下半年以来电力价格已上涨数倍，储能项目的经济性正快速凸显，渗透率有望加速提升。

2.2.全钒液流电池大规模发展的条件已较为成熟

2.2.1.长时储能需求显现

未来长时储能将成为一类重要的储能场景。如前所述，随着新能源逐步成为电力系统的主体，其波动性与间歇性对电网的冲击将愈发明显，现阶段储能系统基本只需要对日内、分钟级/小时级的波动进行平滑，而未来的储能系统则需要考虑日间甚至季节间的新能源出力波动。根据美国桑迪亚国家实验室的定义，长时储能是持续放电时间不低于4小时的储能技术，主要针对多小时、跨日乃至跨季的电能转移需求。我们认为长时储能将成为未来电力系统中不可或缺的一部分，根据长时储能委员会（LDES）与麦肯锡2021年底联合发布的报告，预计2030年全球长时储能的装机规模将达到4-8TWh，2040年则将达到85-140TWh。

长时储能的侧重点与现阶段的短时储能存在一定差异，全钒液流电池在长时储能领域具备较强的比较优势。根据长时储能委员会（LDES）与麦肯锡2021年底联合发布的报告，长时储能应具有功率和容量解耦、扩大存储电量时不需要增加功率、单位储能成本低、项目建设周期短、不受地理位置限制、不依赖稀缺资源等典型特征。由于配套的储能时长较长，长时储能在考虑投资成本时更加注重单位能量（每Wh）的投资成本而非单位功率（每W）的投资成本。因此，长时储能对功率单元投资成本的接受度相对较高（固定成本可随着储能时长的增长而摊薄），而能量单元则需要具备较低的边际成本。目前抽水蓄能是主要的长时储能形式，技术与商业化程度均十分成熟，但其应用受制于地理条件的限制，因此未来相当一部分的长时储能需求将由其他的储能技术加以填补。相较于当前主流的锂电池储能，我们认为全钒液流电池在长时储能的场景中具备一定的比较优势。从成本的角度来看，随着储能时长的增加，全钒液流电池系统的单位成本将得到明显摊薄（功率单元成本不变，仅需增加能量单元），而锂电池系统的单位成本则基本固定。此外，由于全钒液流电池中的钒电解液可以循环使用并灵活配置，因此全钒液流电池储能在资源与地理位置上所受的限制也相对较小。综上，我们看好全钒液流电池在中长时储能场景中具有更好的应用前景。

2.2.2.行业规范逐步确立，全钒液流电池安全优势凸显

国内外锂电池储能事故频发，安全问题不容忽视。根据中国能源网的统计，2010-2020年间全球范围内发生了32起储能电站安全事故，而根据CNESA的统计，仅2021年全球就发生了至少9起储能安全事故，2022年初韩国又发生3起电池相关火灾事故。频繁发生的储能安全事故不但造成了严重的经济损失，严重时还对人员安全构成了较大威胁，在全球储能市场迎来加速发展的关键节点，安全问题已经成为行业亟待解决的重要问题之一，我们认为未来安全性将成为锂电池储能面临的一个巨大挑战。

储能行业安全标准趋严，全钒液流电池优势凸显。随着储能安全问题日益显现，近年来海内外正加紧出台针对储能行业的安全规范与行业标准，例如美国于2016年率先发布全球第一项储能系统安全标准UL9540，对电化学储能、机械储能等不同类型储能系统的安全标准作出了明确规定。我国储能行业起步较晚，长期以来政策标准与行业规范相对缺失，但随着近年来储能行业发展不断提速，储能安全问题愈发得到重视，相关政策文件陆续出台，行业标准逐步完善。国家能源局2022年6月印发的《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）》中明确提出“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”，且“锂离子电池设备间不得设置在人员密集场所，不得设置在有人居住或活动的建筑物内部或其地下空间”，对锂电池储能的适用范围进行了严格限制。我们认为随着储能行业安全标准的提升，安全性更佳的全钒液流电池将得到更多关注，后续应用场景有望逐步拓宽。

2.2.3.中长时储能场景中全钒液流电池已具备较好的经济性

当前国内储能商业模式尚未完全建立，初始投资成本较高的全钒液流电池面临一定压力。短期内国内大型储能项目主要的驱动因素为政策强制要求，在2021年各省发布的风电、光伏项目竞争性配置规则中，储能已基本成为新能源项目“标配”，目前已有近20个省份出台了新能源配套储能的具体量化要求，大部分省份的储能配比在10%-20%的区间内，储能时长基本为1-2小时。在现行模式下，国内新能源配套储能尚无明确收益模式，投资业主更多将配套储能作为成本项进行考虑，倾向于选择初始投资成本较低的方案，全钒液流电池推广面临一定的挑战。

国内储能商业模式有望在摸索中走向成熟，全钒液流电池全生命周期成本优势值得期待。2022年1月国家发改委、能源局发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出2025年初步建成全国统一电力市场，初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制，十四五开始国内储能的商业模式有望逐步建立。考虑到全钒液流电池的适用场景与抽水蓄能较为类似，我们认为抽水蓄能当前的两部制电价体系具有一定的参考价值，《“十四五”新型储能发展实施方案》中亦已明确提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制以及探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。事实上，当前国内规模最大的全钒液流电池示范项目大连液流电池储能调峰电站（总建设规模200MW/800MWh，一期100MW/400MWh已于2022年5月并网）就采用了两部制电价的模式，辽宁发改委于2018年印发《关于同意大连液流电池储能调峰电站实行两部制电价有关事项的批复》，明确了液流储能项目可参照抽水蓄能两部制电价机制执行，该项目2023年后的容量电费资金参照抽水蓄能容量电价有关政策纳入省级电网输配电价解决。随着储能商业模式的成熟，我们认为投资业主对储能项目的关注重点将由初始投资成本转为全生命周期内的综合成本，全钒液流电池长寿命、低衰减的优势将充分显现。

上游资源价格飙升制约锂电降本，全钒液流电池与锂电池储能的经济性差距收窄。2021年以来，在新能车、储能等下游市场旺盛需求的推动下，上游锂资源的供需持续趋紧，碳酸锂价格由2021年初的5万元/吨左右一度飙升至50万元/吨，锂电产业链普遍面临较大的原材料成本压力，锂电池储能成本亦随之明显上行。考虑到未来新能车等储能之外的市场对锂资源的需求仍将保持快速增长，中短期内锂价或将持续保持高位。相较而言，我国钒资源储量相对丰富，且下游市场主要为钢铁行业，需求较为稳定，未来钒价大幅上行的可能性较小，全钒液流电池可凭借自身的技术进步持续降本增效。因此，我们认为当前锂电池和全钒液流电池的成本正呈“此消彼长”之势，两者之间的经济性差距正迅速缩小。

当前4h全钒液流电池的度电成本或已低于锂电池储能。我们基于当前应用较广的4h储能系统对全钒液流电池和锂电池储能的度电成本进行了简单测算，在我们的假设下，全钒液流电池的单瓦时初始投资（2.5元/Wh）高于锂电池储能（1.8元/Wh），但更长的寿命、更低的衰减以及更大的充放电深度使得全钒液流电池全生命周期内的度电成本（0.60元/kWh）低于锂离子电池储能（0.67元/kWh）。从经济性角度出发，我们认为当前全钒液流电池在中长时储能场景中已经具备商业化应用的基本条件。

随着储能时长的提升，全钒液流电池的度电成本有望超越锂电池储能。如前所述，随着储能时长的提升，全钒液流电池的单位投资成本将明显摊薄，其度电成本亦随之下降，而锂电池储能的度电成本则基本保持不变。根据我们的敏感性测算，当储能时长超过4h之后，全钒液流电池的度电成本将低于锂离子电池，其在长时储能场景中或将具备更大的应用空间。

2.3.未来全钒液流电池将成为重要的储能装机形式

当前液流电池仍处于产业化发展初期，占比相对有限。根据CNESA的统计，截至2021年底全球新型电力储能项目累计装机规模中锂离子电池的占比超过90%，液流电池仅占0.6%，国内市场中液流电池在新型储能装机中的占比也仅为0.9%，累计装机规模略超50MW。

大型项目陆续启动，全钒液流电池产业化进程提速。随着全球储能市场的爆发以及全钒液流电池技术的成熟，我们认为全钒液流电池规模化发展的节点已经到来。此前全钒液流电池储能仍处于小规模示范验证阶段，项目单体规模基本不超过10MW，而2021年以来国内已有数个百MWh级别的大型全钒液流电池项目陆续启动。2022年5月由大连融科建设的首个国家级大型化学储能示范项目大连恒流储能电站一期100MW/400MWh成功并网，8月开始正式投入商业运营，我们认为后续全钒液流电池储能的产业化进程将持续加快。

我们测算2025/2030年国内储能新增装机规模有望达到107/311GWh，全钒液流电池潜在装机空间或超10/90GWh。从结构上来看，我们预计十四五期间新能源配套储能将率先放量，电网侧、用户侧储能则将随后大规模启动，具体假设与测算如下。

?新能源发电侧：2021年国内陆上风电+集中式光伏电站新增装机规模约为56GW，以此测算储能配套比例约为1.5%。我们预计2022年起国内新增风光装机规模将保持较快增长，同时在政策驱动下储能配套比例将显著提升。假设2025/2030年国内新增陆上风电以及集中式光伏电站的储能配套比例为20%/30%，储能时长由2h逐步提升至3h，则相应的新能源配套储能装机规模将达到61/127GWh。

?电源侧辅助服务：2021年国内总发电装机容量达到2377GW，配套辅助服务储能的装机比例不到0.1%，而发达电力市场中辅助服务费用占总电费的比例一般超过1.5%。在国内总电力装机平稳增长的背景下，我们假设2025/2030年配套辅助服务储能的比例为0.5%/1%，则对应的电源侧辅助服务储能装机规模将达到4/7GWh。

?电网侧：随着我国电气化率的持续提升，近年来全国电网最高发电负荷呈较快增长，而根据国务院《关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》中的要求，到2030年省级电网将基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。我们预计负荷响应能力将主要由电网侧的抽水蓄能与新型储能提供，根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》十四五/十五五末国内抽水蓄能累计装机将达到62/120GW，以此倒推2025/2030年电网侧新型储能装机规模有望达到28/118GWh。

?用户侧：目前国内工商业光伏渗透率不到2%，而工商业储能则处于发展初期，随着未来峰谷价差的拉大，预计国内工商业储能的经济性将逐渐显现。2020年国内工业用户总装接容量约为3273GW，若假设未来保持5%的年均增长，同时工商业储能渗透率提升至0.3%/1.5%，则20205/2030年国内工商业储能的装机空间将达到14/57GWh。

当前全钒液流电池在新型储能累计装机规模中的占比仅为1%左右，我们看好未来全钒液流电池将凭借自身安全、长寿、灵活的多重优势实现份额的持续提升。若按照2025/2030年10%/30%左右的装机占比测算，则2025/2030年国内全钒液流电池新增装机规模有望达到11/93GWh，发展空间巨大。

3.全钒液流电池产业链迎来发展良机

全钒液流电池储能方兴未艾，产业链各环节迎发展良机。全钒液流电池产业链大致可分为上游资源、中游制造集成以及下游应用三个环节，其中上游主要涉及钒资源的开采与冶炼，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，下游主要负责储能项目的开发和运营。随着全钒液流电池储能逐步进入商业化推广阶段，产业链的各环节均有望迎来较好的发展机遇。

3.1.上游资源：全钒液流电池将明显拉动钒资源需求

当前钒资源供需两端均主要来自钢铁行业，全钒液流电池有望成为未来钒资源重要的需求增量。目前全球大约90%的钒以钒合金的形式用于钢铁工业（作为炼钢过程中的合金添加剂，可提高钢的硬度、强度、耐磨度、延展性），5%以钒铝中间合金的形式用于钛合金，其余5%用于化工及其他行业，就国内而言，应用在钢铁领域的钒产品比例更是高达95%左右。2021年国内钒产量（以五氧化二钒计）约为13.6万吨，而目前1GWh全钒液流电池装机所需的五氧化二钒用量约为0.8万吨，因此我们预计全钒液流电池相关领域将成为未来拉动钒产品需求的主要增量。

目前钒钛磁铁矿是主要的钒供给来源，未来石煤有望贡献一定增量。我国钒资源主要以钒钛磁铁矿和含钒石煤两种形式存在，其中石煤矿中钒的品味较低且提钒过程中污染较为严重，整体生产成本高于钢渣提钒，目前国内绝大多数钒产品来源于钒钛磁铁矿经钢铁冶炼得到的富钒钢渣（2020年占比超过85%）。考虑到钢渣提钒的产出一定程度上取决于钒钢产量，整体供给相对稳定，我们认为随着全钒液流电池市场需求的增加以及技术的进步，未来石煤提钒或将贡献一定的增量。例如2019年西部矿业在甘肃省肃北县建设了国内首条绿色石煤提钒环保生产线，一/二期已分别于2020/2022年投产，目前可实现2000吨偏钒酸铵产能。因此，整体上看未来上游钒资源出现瓶颈的可能性相对较小，一方面传统钢铁领域的需求预计将保持稳定甚至有所萎缩，另一方面钒资源的潜在供给来源较多，一旦钒价大幅上行（例如2018年螺纹钢新标准实施后），钢铁行业可通过加大钒钛磁铁矿冶炼比例快速新增供给，高成本的石煤提钒亦可释放一定产能，钒价难以出现大幅度、持续性的上涨。

目前钒资源储量与产能相对集中。国内钒钛磁铁矿储量主要集中在集中分布在四川攀枝花-西昌地区和河北承德地区，其中四川攀西地区已探明钒钛磁铁矿储量在100亿吨以上，为世界第一大钒资源及钒系产品产区，河北承德地区已探明钒钛磁铁矿储量则超过80亿吨。从产能情况来看，攀钢钒钛目前具备超过4万吨钒制品产能（以五氧化二钒计），河钢股份钒制品产能则为2.2万吨左右，两者合计占据近一半的国内市场份额，此外建龙、成渝钒钛、四川德胜亦具备万吨以上的钒制品产能，整体来看国内钒资源储量与产能相对集中。

龙头钒资源企业积极布局全钒液流电池市场。在传统钢铁领域需求趋于稳定的背景下，新兴的全钒液流电池储能市场正成为钒资源企业未来重要的潜在增长点，龙头厂商已在相关领域进行了大量布局。例如攀钢钒钛于2021年9月公告与大连融科签订《战略合作协议》，将根据生产资源平衡以及钒储能项目需要优先为其安排钒产品供应，2022年双方已就全钒液流电池用钒储能介质委托加工和钒储能介质购销签订了商业合同，预计交易金额约5亿元。2022年以来河钢、建龙、中核钛白等上游资源厂商亦相继与北京普能、伟力得等全钒液流电池厂商签订战略合作协议。

3.2.中游制造集成：行业发展初期一体化龙头占据先机

现阶段全钒液流电池厂商一体化程度较高，产业链生态初步建立。整体来看当前全钒液流电池储能仍处于商业化运营初期，市场参与者相对较少，行业前期的发展很大程度上由头部厂商进行推动。国内对全钒液流电池的研究始于20世纪90年代初，早期主要由中国工程物理研究院、大连化学物理研究所、中南大学、清华大学等科研院所进行相应实验室研发，其中大连化物所在国家科技部“863”计划项目的支持下于2005年成功研制出当时国内规模最大的10kW全钒液流电池储能系统，迈出了国内全钒液流电池储能技术应用的第一步。行业龙头融科储能于2008年成立，经过数十年发展，公司具备从前端研发到后端项目运营的全产业链开发能力，深度参与全钒液流电池产业链各个环节。由于前期全钒液流电池技术尚未定型，且项目体量相对较小，行业呈现出非标化、定制化的特点，产业链生态主要由一体化的头部厂商主导。

3.2.1.能量单元：电解液开发与制备存在较高壁垒

电解液是全钒液流电池中的核心材料，直接影响能量单元的性能与成本。作为电能的存储介质，电解液的体积和浓度决定了全钒液流电池储能系统能够储存的最大能量，理论上储存1kWh的电能需要5.6kg五氧化二钒，但目前电解液的实际利用率仅能做到70%左右（即储存1kWh电能需要大约8kg五氧化二钒）。因此，提升电解液的利用率是降低全钒液流电池成本的重要途径。此外，电解液的纯度（一般需达到99.9%以上）、稳定性、适用温度范围等因素也将对全钒液流电池的运行效率和寿命造成较大影响。

电解液的开发和制备能力是全钒液流电池厂商重要的核心竞争力之一。一方面，电解液在制备过程中对杂质、价态的控制要求较高，如何在低成本的情况下实现高纯度需要长期的工艺积累，目前钒电解液制备方法主要包括物理溶解法、化学还原法以及电解法三大类，其中规模化制备主要采用电解法。另一方面，为提升电解液的能量密度、电化学活性与热稳定性，通常需要在电解液中加入一定的添加剂（包括混酸、无机盐、有机物等多种体系），电解液的配方调配亦需要深厚的研发积累。因此，整体来看全钒液流电池电解液的开发和制备具有较高的壁垒，目前国内只有大连融科储能集团股份有限公司、河钢等少数企业具备批量化的生产能力。

3.2.2.功率单元：离子交换膜、电极以及双极板为核心部件

全钒液流电池的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。在充电时，阳极电解质VO2+被氧化为VO2+，阴极电解质V3+被还原为V2+，电路中的电子通过集流板端口的导线从阳极传输至阴极，阳极的氢离子通过离子交换膜传输至阴极，从而形成完整的闭合回路。放电时电化学反应则朝着相反的方向进行。

现阶段全钒液流电池电堆关键部件以厂商自产或定制为主，后续技术进步以及规模化量产将带动成本持续下行。相较于资源成本主导的能量单元（钒占据成本大头），我们认为功率单元未来存在较大的降本空间。一方面，关键部件以及系统设计层面的技术进步将带动全钒液流电池电堆持续降本增效，例如开发高离子选择性、高导电性、高化学稳定性、低成本的离子交换膜，提升双极板电导性，提高电极反应活性以及导电性等。另一方面，现阶段全钒液流电池产业整体规模有限，关键部件以全钒液流电池厂商自产或小批量定制为主，后续随着生产规模的提升，整体的制造成本有望明显摊薄。此外，从原理和构成的角度出发，全钒液流电池与氢燃料电池在关键材料（双极板、离子膜、电极等）、电堆结构以及生产设备等方面都存在较大的相似性，后续氢能产业的蓬勃发展也有望推动相关产业链环节的快速成熟。

3.2.3.辅助单元：零部件标准化程度较高，核心在于系统设计与集成

完整的全钒液流电池储能系统包括电解液输送系统、温控、电力电子设备等辅助单元，核心在于系统的设计和集成。其中，电解液输送单元主要由管路、循环泵、控制阀等部分构成，零部件主要为标准化的产品，全钒液流电池厂商主要进行管路设计和设备选型。电力电子设备主要包括BMS、EMS以及PCS，通过对电解液流速、温度、电流、电压及辅助部件等参数进行监控来实现储能系统的监测、控制与保护，整体来看全钒液流电池系统的BMS管理复杂度低于锂电池储能系统。对于全钒液流电池厂商而言，高可靠性、低成本的系统集成方案通常需要较长时间的积累以及实际项目的验证。

3.3.下游应用：短期内由大型发电/电网企业主导，工商业用户侧潜在空间较大

短期内全钒液流电池的主要应用场景为大规模电网侧/发电侧项目，投资主体为大型发电/电网企业。考虑到当前国内储能最重要的驱动因素为新能源发电侧的强制配套要求，且全钒液流电池自身的初始投资成本相对较高，我们预计短期内全钒液流电池储能项目的投资将主要由大型发电企业或电网企业主导。目前大唐、国家电投、中广核等大型电力集团已经启动了百MWh级别的全钒液流电池储能项目建设，华电、国网江苏等亦在进行示范性项目的尝试，经过前期项目的验证，未来全钒液流电池有望成为大型电力集团重点布局的一类储能形式。

全钒液流电池储能在大型工商业用户侧场景中亦有广阔的发展空间。2021年以来国家层面密集发布各类政策，整体的思路是推动工商业用户全部进入电力市场、高耗能企业市场交易电价不受上浮比例限制、拉大峰谷价差、新增可再生能源不计入能耗指标等。因此，无论是从保障供电稳定性还是降低综合用电成本的角度出发，工商业用户配置储能的需求已较为迫切。与此同时，与盈利模式尚未完全建立的国内发电侧/电网侧储能市场相比，用户侧储能的市场化程度相对较高，全钒液流电池有望凭借全生命周期内的成本优势获取部分大工业用户的青睐（尤其是在当前锂电池成本居高不下的背景下）。例如2022年海螺集团旗下海螺绿能联合大连博融共同合资设立安徽海螺融华储能科技有限公司，开展全钒液流储能电池系统集成、储能电站投资建设、电解液租赁等相关业务。2022年6月海螺融华发布“20MW/120MWh全钒液流电池储能系统设备采购及服务”招标公告，全钒液流电池储能在大型工商业用户侧的应用持续加速。

3.4.全钒液流电池产业链迈向规模化发展，助力成本进一步下行

全钒液流电池产业化进程提速。综上所述，随着技术的成熟以及下游需求的启动，我们认为全钒液流电池行业正快速由原先的小范围、实验室发展阶段进入规模化、产业化的发展阶段，近期国内大量全钒液流电池厂商通过融资、合资、签订战略合作协议等方式积极扩充自身实力并扩张产能，产业化进程较此前明显加快。

产业化进程加速有望助力全钒液流电池成本持续下降。回顾风电、光伏、锂电等新能源产业的发展历程，产能扩大带来的规模效应是成本下降的重要驱动因素。此前较低的产业化程度严重制约了全钒液流电池成本下降的速度，未来随着产能的快速扩张，无论是供应链还是生产制造环节均有望实现成本的快速摊薄，行业或将进入“产能扩大-成本下降-需求提升-进一步助推产业发展”的良性循环。根据美国太平洋西北国家实验室（PNNL）的预测，2030年全钒液流电池的初始投资成本（100MW/4h系统）将由2021年的500美元/kWh以上降低至420美元/kWh左右，考虑到当前的技术进步与规模扩张速度，我们认为实际的降本速度有望更快。

4.投资建议

现阶段具备成熟全钒液流电池储能产品/方案的厂商相对较少，建议优先关注起步较早、技术领先、项目经验丰富、一体化程度高的全钒液流电池储能集成商。不同于已经较为成熟的锂电池储能产业，当前全钒液流电池储能仍处于发展早期，成功的实证项目案例是开拓后续项目的重要前提条件，因此起步较早的头部企业具备较强的先发优势。与此同时，在产业链生态尚未充分建立的阶段，全钒液流电池厂商往往需要具备从材料、设备到集成的一体化能力，从而实现较好的成本把控与品质保障。当前国内领先的全钒液流电池储能厂商包括大连融科、北京普能、四川伟力得等，日本的住友电工亦在全钒液流电池储能领域具备深厚积累。

全钒液流电池储能发展有望明显拉动上游钒资源需求，建议关注攀钢钒钛、河钢股份等产能领先的钒资源企业。在传统钢铁领域需求趋缓甚至萎缩的情况下，我们认为国内丰富的钒资源储量决定了钒价难以出现持续性、大幅度的上涨，但相关钒资源企业仍有望受益储能领域新需求的逐步放量，未来钒产品产销量有望随全钒液流电池储能市场发展而同步增长。

5.风险提示

1）全球储能装机规模不及预期

若未来全球能源转型速度、产业政策、电力市场供需情况等因素发生变化，储能的实际装机规模可能低于预期。

2）储能技术迭代

当前储能行业存在多种技术路径，若未来其他储能技术体现出更好的适用性与经济性，全钒液流电池储能可能面临淘汰的风险。

3）原材料价格上涨

若后续钒资源供给因为政策、环保等因素出现瓶颈，钒价可能出现大幅上涨，从而导致全钒液流电池储能成本上升，影响项目经济性。

4）市场竞争加剧

目前全钒液流电池储能领域市场参与者较少，若后续大量企业进入，市场竞争可能加剧，导致行业整体盈利能力出现下滑。

5）模型假设及测算结果与实际情况存在误差

本文中的测算过程涉及到较多假设条件，若模型假设与实际情况存在较大差异，则测算的结果可能出现偏差。