提起钒电池行业深度：发展现状、市场空间、产业链及相关公司深度梳理大家在熟悉不过了，被越来越多的人所熟知，那你知道钒电池行业深度：发展现状、市场空间、产业链及相关公司深度梳理吗？快和小编一起去了解一下吧！
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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；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。
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。
下面我们就钒电池的发展现状、产业链及相关公司、市场空间与发展预期等方面进行深度解读，试图把握钒电池产业的未来发展方向。来源：慧博财经
01 钒电池简介及发展现状
1.钒电池是较为先进、被广泛商用的液流电池
钒电池即钒氧化还原液流电池（VRB），也可以称为全钒液流电池，是一种较为先进、被广泛商用的基于金属钒元素的氧化还原液流电池。液流电池是指由电堆（包含电极和离子交换膜）、电解液存储供给单元以及电池管理控制单元组成的电池类型，与其他电池最主要的区别在于电解液的储存方式。工作时，正负极电解液分别从正、负极电解液储罐通过循环泵进入电堆的正负极单元，然后再经管道分别回到正负极电解液储罐，完成循环。在电堆内，正负极电解液活性物质均在电极上进行电化学反应，反应过程中只有价态变化而无相转化发生，正负极电解液通过离子交换膜隔开并交换电荷。
2.钒电池电能以化学能的方式存储在电解液中
钒电池电能以化学能的方式存储在不同价态钒离子的硫酸电解液中，通过外接泵把电解液压入电池堆体内，使其在不同的储液罐和半电池的闭合回路中循环流动，采用质子交换膜作为电池组的隔膜。电解质溶液平行流过电极表面并发生电化学反应，通过双电极板收集和传导电流，从而使得储存在溶液中的化学能转换成电能。
钒电池电解液包含溶解在硫酸中的4种不同氧化态钒离子，正极电解液含有钒(Ⅳ)和钒(Ⅴ)氧化还原对 ，负极电解液含有钒(Ⅱ)和钒 (Ⅲ)的氧化还原对。充电时，阳极VO2+向VO2+转换，阴极V2+向V3+转换；放电时，阳极VO2+向VO2+转换，阴极V3+向V2+转换。这个可逆的反应过程使钒电池顺利完成充电、放电和再充电。
3.钒电池由电堆、电解液、循环泵及其他结构性组件构成
全钒液流电池主要由电堆、电解液及循环泵等其他结构性部件构成，其中电堆主要包括离子交换膜、电极、双极板、垫片、集流板等。
（1）电堆
电堆是钒电池的主体部分，在钒电池成本中占比35%，其核心在于离子交换膜、电极和双极板。离子交换膜用于阻隔正负极电解液，选择性通过符合条件的粒子，既使得电路形成闭合，又阻碍了电解液间不同价态钒离子因交叉污染引起的自放电现象；电极是电化学反应发生的场所；双极板表面刻印有流道从而降低系统内电解液流动的压力损失，降低泵功。离子交换膜和电极是钒电池性能、成本优化的关键。
（2）电解液
电解液是钒电池材料成本的主要来源，占比35%，工业领域多使用硫酸和V2O5作为钒电解液的原料，其技术路线是一种是基于电化学溶解的方式，在电解池的阴极将V2O5粉末溶于一定浓度的硫酸，电解池阳极电解液仅使用于阴极等浓度的硫酸，最终可得到四种不同价态的钒离子硫酸溶液。产业链的技术层面上，未来的发展趋势为通过改进电极、离子交换膜等设计来实现能量转化率的提升。据IRENA预测，全钒液流电池的能量转化效率预计将从2016年的60% - 85%提高到2030年的67% - 95%。
4.钒电池VS其他液流电池
液流电池主要有铁铬电池、全钒电池和锌溴电池等，不同液流电池技术路径基本类似，主要区别在于电解液中的活性物质不同，这也导致了电池性能上具有差异。
历史上铁铬液流电池发展最早，但其正负电极的离子类型不同，容易造成交叉污染，且反应可逆性较差，存在工作电压不稳定的问题。这些缺点导致铁铬电池后续研究趋于停滞，目前国内主要是国家电投集团仍在持续研发。
锌溴液流电池技术尚处于应用初期阶段。锌溴液流电池的问题主要在于充放电过程中锌枝晶易析出，导致电池容量衰减较快、使用寿命较低，同时液溴的挥发性、毒性、腐蚀性和易渗透性也降低了其安全性，因此在国内发展进度偏慢，目前最大投运项目为大连化物所的 5kW/5kWh 锌溴单液流电池储能示范系统；而海外虽然发展相对较快，如美国加州的 2MWh 锌溴液流电池储能项目，但整体的规模和技术成熟度均远不及钒电池。
综合来看，各液流电池中全钒液流电池安全性最高，循环寿命高达 16000 次以上，性能更为全面，目前已为液流电池中技术最为成熟的技术路径，实际项目的投运方面也大幅领先于铁铬液流电池和锌溴液流电池。
5.钒电池VS锂电池
钒电池等液流电池的工作原理不同于锂离子电池路径，其活性物质完全溶解在电解液中，通过电解液中正负极离子的价态变化来进行能量储存和释放。确保安全性的前提下，当前有望大规模发展应用的储能技术路径仅剩钒电池、磷酸铁锂电池以及钠离子电池；而此三者中，钒电池在安全性、扩容能力、循环寿命和全生命周期成本方面要显著优于磷酸铁锂电池和钠离子电池。
（1）安全性高
由于钒电池的电解液基质采用水性溶液，使用过程中没有固相反应，因此不存在起火、爆炸等风险；且过充过放也只会造成水的电解，通过将产生的氢气及时排出即可保证安全使用；平时电解液和电堆分开存放，也成功避免了自放电现象。
（2）扩容简单
钒电池能方便应用模块化管理，功率和容量可以单独设计，通过将多组储能单元并联接入母线，便可构建起更大规模的储能系统。因此扩容简单，相较于磷酸铁锂电池，在大容量的情形下不会增加额外的安全性风险。
（3）循环寿命长
目前商用钒电池循环寿命可以达到 16000 次以上，远高于商用磷酸铁锂电池的 6000 次，对应使用寿命超过 20 年，且可靠性也已经过实例验证。如加拿大VRB Power Systems 商业化示范运行时间最长的钒电池模块已正常运行超过 9 年，充放循环寿命超过 18000 次。
（4）全生命周期成本较低
钒电池初始投资成本较高，但由于钒电池的循环寿命较长，因此在全生命周期成本方面有一定优势。当前钒电池储能项目的初始投资成本约 4~5 元/Wh，高于锂电池项目 1.5~2 元/Wh 的水平。不过由于钒电池循环次数长，故全生命周期度电成本约为 0.42~0.53 元/kWh，低于锂电池的 0.56~0.75 元/kWh。
钒电池凭借以上优点，完美适配中大型储能场景的要求；而磷酸铁锂电池的安全性和循环寿命低于钒电池，但能量密度显著更高，故在重量和体积上有优势，更适合于小型化场景。
另外，钠离子电池发展尚处于早期阶段，已投运的最新项目为 2021 年华阳集团与中科海钠在山西太原合作的 1MWh 钠离子电池储能系统。且即便后续钠离子电池技术成熟，由于其技术路径和锂电池较为类似，性能相近，故预计将主要在小型化和生活化场景对磷酸铁锂电池产生替代，对钒电池的威胁相对较小，未来在中大型储能领域的应用扩展仍有待验证。
因此，预计钒电池将在应用场景上与主流的锂电池路径发生差异化竞争，在中大型储能领域对现有的锂电池体系进行有效补充，而磷酸铁锂电池则更适用于小型化、生活化、用户侧等储能场景。
6.钒电池历史沿革及发展现状
（1）国际
钒电池技术最早于1984年由澳大利亚新南威尔士大学提出并申请专利，经过三十多年发展，核心技术主要掌握在日本、中国、澳大利亚、加拿大等国家。日本是一个电力短缺的国家，并且有多年的集团化开发大型化学液流电池储能系统的经验。从1985年起, 日本住友电工(SEI)与日本关西电力公司最早开始合作开发钒电池。之后，住友电工成为日本具备完整生产和组建钒电池系统全套技术的公司，技术成熟度居世界首位。北美主要以初创公司及小微企业为主，在美国能源部等支持下进行了全钒液流电池商业化推广。2021年，美国能源部宣布拨款419万美元资助Largo公司进行高效全钒液流电池生产工艺的开发。
（2）国内
钒电池最早于 1985 年提出，经过30 余年的发展研究，目前技术已逐渐成熟，被视为在中大型储能领域最具应用前景的电化学储能技术之一。中国对于钒电池的研究起步较早。早在 1995 年，中国工程物理研究院（绵阳九院）就已经成功建成 500W/1kW 的全钒液流电池样机，此后在 2006 年，中科院大连化学与物理研究所也建成了 10kW 的钒电池项目，电堆规模得到大幅提升。我国科研院所钒电池研发水平的提高推动了钒电池技术的发展，也促进了部分企业对商业化的早期尝试。北京普能、大连融科等钒电池企业相继于 2007 年和 2008 年成立，并专注于钒电池行业的技术推广和应用。
目前经过十多年的发展，大连融科和北京普能均已掌握了钒电池的自主知识产权技术，并成功运用于部分储能项目，例如湖北枣阳 12MWh 光储项目、国电投 40MWh 驼山网源友好风电储能项目等实例，技术验证已经相对成熟。2022 年 5 月，国家能源局批准建设的首个国家级大型化学储能示范项目——大连100MW/400MWh 液流电池储能示范项目成功并网，并将于同年 8 月正式投入商业运行，这标志着钒电池技术的规模化已经进入发展快车道。
02 钒电池相关政策
钒电池由于其安全性能突出以及循环寿命长，有望在储能领域发展为锂电池的“继任者”，近年来，面向储能领域的国家级政策频出，大力支持储能钒电池进一步发展。
03 钒电池产业链及相关公司
目前钒电池产业链发展尚处于早期阶段，具备钒电池技术的企业数量较少。国内主要包括大连融科、北京普能、上海电气、武汉南瑞，四川伟力得；国外钒电池企业包括日本住友公司、美国 UniEnergy Technologies 公司和奥地利 Gildemeister 公司。
在国内钒电池领域，以大连融科和北京普能技术较为领先，属于第一梯队。前者背靠中国科学院大连化学物理研究所，在电解液、电堆材料等方面拥有一系列核心自研技术；后者在 2009 年通过收购当时全球最大规模的加拿大钒电池企业 VRB Power Systems，迅速掌握了钒电池领域的相关专利、技术和设备。
钒电池产业链相对复杂，上游主要为钒产品原料的生产；中游主要为钒电池模组和控制系统，电池的关键组件为电解液和电堆，而控制系统则包括储液罐、循环泵、变频器、电控系统等；下游主要应用于储能领域，包括发电配储、电网调峰和用户侧储能等。
1.上游
钒电池我们主要分析下钒资源方面，集中度高且短期增量有限。
全球钒矿资源主要包括钒钛磁铁矿、钾钒铀矿、含钒石煤。其中钒钛磁铁矿储量丰富，品位较高，主要分布在中国、俄罗斯和澳大利亚，也是目前最为广泛利用的钒矿资源；而钒钾铀矿主要存在于美国，钒资源属于提铀时产生的副产物；含钒石煤品位较低，属于一种含钒无烟煤，钒元素以含钒云母等形态存在。
我国钒资源主要为钒钛磁铁矿和含钒石煤，二者占比分别为 52%和 48%。不过由于石煤提钒的回收率低、环保压力大、生产成本高，目前我国钒资源的开发利用以钒钛磁铁矿为主，在产钒原料中占比约为 90%。
（1）钒渣提钒
主要是先对磁铁矿进行磁选和破碎，随后经过高炉分离成半钢和钒渣，再进一步将钒渣制成五氧化二钒等钒产品。其本质为炼钢的副产品，主要公司为攀钢钒钛、河钢股份等，二者钒产品年产能分别为 4 万吨和 2.2 万吨，产量占比合计接近国内的 50%。
由于钒渣提钒和钢铁产量关联较高，在当前钢铁产量受限的情况下，其产能扩张受冶炼端限制。
（2）石煤提钒
而石煤中的钒品位较低，多数处于 0.6%以下，综合回收率约 60%，低于钒渣提钒的 80%，且受到环保要求的限制。不过近年随着部分公司的工艺取得技术突破，石煤提钒产量也有一定提升。如西部矿业的子公司肃北西矿钒科技，其石煤提钒项目在 2020 年 5 月投入试生产，2022 年 4 月二期技改扩建项目完成后，偏钒酸铵总产能达到 2000 吨。
除此以外，部分钛白粉企业也在布局钒资源供给。如龙佰集团拟投资建设碱性球团湿法提钒项目，计划通过碱性湿法对钒钛磁铁矿进行处理，若项目建设顺利，预计约 3 年后可新增五氧化二钒产能 3 万吨。
因此综合来看，政策端和成本影响下，我国钒资源短期产能增量有限，供给端具有明显的资源壁垒，2023-2024 年供给将较为紧张。不过长期来看，由于资源端储量丰富，随着钒储能需求的大幅增长，预计后续对资源的开发利用将明显提升，考虑到建设周期约为2-3 年，预计 2025 年起钒供给端将逐渐宽松。
2.中游
（1）电解液：技术突破点在于提升浓度
不同于锂电池，钒电池的电解液是作为正负极存在，因此二者的成分和作用也大相径庭。锂电池电解液为六氟磷酸锂，主要作用为传导离子；而钒电池电解液为含钒离子的酸性水溶液，本身即为电池的正负极。钒电池电解液的最重要参数为钒离子浓度，直接影响到电池的能量密度。而新型电解液通过使用混酸或盐酸作为基质，能有效提高钒电池电解液浓度，目前相关研究进展迅速。
目前实现商业化的电解液钒浓度最高可达 2.2mol/L，技术壁垒较高，主要以大连融科等钒电池企业自研自产为主。不过随着钒电池需求迅速提升，当前攀钢钒钛、河钢股份等上游企业正积极向电解液环节扩展，通过钒资源优势和下游技术优势形成合作，加快电解液的产业规模化发展。
（2）电堆材料：发展可借力氢燃料电池
电堆材料中最重要的是钒电池隔膜，主要用于隔开正负极电解液，在防止活性物质混合出现自放电现象的同时，可允许特定离子通过。因此，性能优良的隔膜应满足高电导率、低电阻、选择性好和稳定性好等要求，技术壁垒较高。
当前主流的隔膜以阳离子交换膜为主，包括全氟烃膜、部分氟化膜和非氟化膜，其中全氟烃膜技术较为成熟，且具有较高的电导率和稳定性，应用较为广泛。典型代表为美国杜邦公司生产的 Nafion 膜，其材料合成难度相对较小，但关键性的熔融挤出压延成型技术长期为国外垄断，导致成本高昂；国内的全氟烃膜生产公司则主要有东岳集团和江苏科润，目前在隔膜的国产替代方面已经取得一定成果。
而在非氟化膜方面，依托于大连化物所的先进技术，大连融科行业领先。2020 年，大连化物所张华民团队在非氟多孔离子传导膜的研究上取得突破，将多孔分离膜的概念用于钒电池隔膜，成功提高了膜的选择透过性，扩大了膜材料的选择范围，有效降低了隔膜成本。
钒电池的其他材料方面，电极并不参与化学反应，常用材料为碳毡或石墨毡，主要关注导电性、催化性和化学稳定性；而双极板是一种导电隔板，主要用来分隔两个相邻单电池的正负极电解液、汇集电流，从而在电堆内部实现多个单电池的串联，一般采用碳塑复合双极板，主要关注材料的电导率和机械强度。
钒电池尚未产业链化发展，目前隔膜、双极板、电极等电堆材料多采用钒电池企业自研自产或外协加工的形式，大连融科、北京普能均掌握核心技术，一体化程度较高。
不过考虑到钒电池的电堆式结构与氢燃料电池类似，二者在电堆材料上具有相通之处，理论上氢燃料电池电堆材料的公司也具备生产钒电池电堆材料的能力，因此后续规模化发展或将受益于现有氢燃料电池的电堆产业链，产业化进度有望超预期。
（3）技术革新路径清晰，规模化助力成本下降
值此储能需求迅速扩张的历史节点，我们认为当前钒电池技术已经趋于成熟，同时高安全性、循环寿命长的特点对中大型储能项目的适配度好，叠加政策端支持，在多个大型示范性项目建设和投运的催化下，产业规模化发展将显著加快。
在钒电池储能成本结构中，电解液和电堆成本是主要来源，各自占电池成本的 41%和37%，按总成本 4 元/Wh 计算，分别约 1.64 和 1.48 元/Wh。目前二者的降本路径已经有较为清晰的思路。
1）电解液降本：技术迭代和回收利用兼顾
钒电池电解液的主要成分为含钒离子的硫酸水溶液，其中钒元素占成本比重较高。1Wh 钒元素成本约 1.15 元，约占总成本 4 元/Wh 的 28.75%，占电解液成本 1.64 元/Wh 的 70%左右。
电解液降本可借助于钒离子浓度的提高。目前相关研究也有实例验证，如潍坊钒电池项目的初始投资成本已经降至 2.13 元/Wh，较当前初始成本大幅下降 47%。此外，由于钒电池的电解液标准虽有差异但影响不大，基本可以完全回收利用，叠加电解液租赁的模式，预计规模化之后电解液成本将显著降低。
2）电堆材料降本：国产替代以及关键材料的技术突破
电堆是钒电池成本的第二大来源，关键性材料包括隔膜和双极板。后续电堆降本以隔膜技术的突破最为关键。目前全氟烃膜的国产替代已经开始，同时非氟膜的研发也在高速展开。预计隔膜技术的突破不仅可以有效降低单位面积膜材料成本，还可以降低膜材料面积，对于钒电池电堆降本起到明显促进作用。
故综合来看，随着钒电产业链不断发展，预计电解液和电堆成本将持续下行。因此，远期钒电池的初始投资成本有望下降至 2 元/Wh 以内，降幅达 50%以上。即便考虑到锂电池的降本，未来钒电池的初始成本也能够下降至锂电池成本 2 倍以内，届时经济性将大幅提升。
3.下游
在现代工业中，钒铁和金属钒主要应用于钢铁冶金和航空航天行业；含钒化合物应用于化工和电池行业；钒元素作为材料添加剂，可用于硬质合金、磁性、超导及核反应堆材料等；钒的氧化物及其化合物充当着色剂可有效应用在玻璃和陶瓷工业；最后，作为新型领域，钒还用于生产钒电池、稀土钒、钒纳米和钒薄膜材料等高科技材料。
（1）钢铁行业是钒主要下游应用
据国际钒技术委员会统计，全球钒需求量2021年约12.04万吨，大约90%的钒以钒合金的形式消费于钢铁行业中，大约5%以钒铝中间合金的形式用于钛合金，其余大约5%应用于化工及其他行业。国内95%以上的钒产品应用在钢铁领域，约3%应用在钛合金及化工行业，其余约2%应用在钒储能和其他领域。
（2）钒电池对钒的需求将快速提升
我们按照1kwh钒电池电解液预计将消耗9千克五氧化二钒测算，2021年国内钒液流电池新增装机规模约为0.13GW，消耗的五氧化二钒约有0.12万吨。根据前文对钒电池的规模预测，预计2026年钒电池新增装机量将达到4.93GW，消耗的五氧化二钒将达到4.44万吨。
（3）钒电池快速发展将带动钒产品供需趋紧
以V2O5计，2021年国内产能达17.14万吨，产量13.6万吨，表观消费量13.5万吨。随着钒电池的快速推广，预计2025年国内表观消费量将达17.4万吨，产能利用率将逐步提升，呈现供需趋紧态势。
（4）分时电价机制不断完善，充分利好储能收益
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》，部署各地进一步完善分时电价机制，明确各地要在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，主要基于系统最高负荷情况合理确定尖峰时段，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。
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。
在中大型储能领域，钒电池储能项目的用途主要为发电侧配储和电网调峰。且随着后续钒电池成本的加速下行，预计钒电池储能项目的长期经济价值有望进一步凸显。
4.产业链壁垒
钒电池产业链的壁垒主要包括技术壁垒和资源壁垒。技术壁垒方面，由于目前钒电池产业链发展成熟度较低，且下游主要的钒电池企业大连融科和北京普能均未上市，受益标的相对较少；而资源壁垒方面，由于上游钒矿的地域集中度较高，导致仅少数公司具有钒矿资源。
因此，在钒电加速扩张背景下，预计钒矿的高资源壁垒将令上游公司充分受益，且掌握电解液技术的企业也将在产业链中具有一定优势。
5.钒电池相关公司
全 球 范 围 内 的 全 钒 液 流 电 池 企 业 主 要 有 日 本 住 友 电 工 公 司 、 美 国UniEnergy Technologies 公司和奥地利 Gildemeister 公司。国内从事钒电池相关业务（合计数、生产、服务等）的企业主要包括大连融科、北京普能、中广核、国网英大旗下的武汉南瑞等；而钒资源企业包括攀钢钒钛、河钢股份、安宁股份、西部矿业、金钼集团、海亮集团等。
04 钒电池市场空间与预期
1.储能需求大幅增长，钒价中枢预期上行
预计储能需求高速发展下，具有先发优势的钒电池储能技术将抢占先机；同时，商业化加速又将驱动成本逐渐下降，进而推动钒电池渗透率持续提高，预计到 2025 年钒电池在新增电化学储能中的占比有望达到 15%。
因此，后续储能领域用钒需求有望快速提升，假设后续 1GW 功率钒电池储能项目对应4GWh 的装机量，且 1GWh 项目大约消耗 0.96 万吨五氧化二钒当量，预计 2025 年储能领域钒需求量将达到 8.17 万吨。
同时，钢铁等传统领域的钒需求预计保持稳定。钢铁行业是钒最大的传统消费领域，一般用于合金添加剂，在我国的钒消费结构中约占 90%，未来虽然预计粗钢产量承压，但钢铁消费结构的转型升级正在加快，下游对于钢材性能的更高要求将显著提升平均吨钢用钒量。
故综合来看，预计未来钢铁行业消费结构的升级将使钒需求维持稳定；同时随着钒电池技术的不断突破，储能领域钒需求将大幅增长，同时两年内供给相对刚性，预计后续钒价将持续上行。
历史钒价弹性较高，2018 年期间曾出现大幅上涨。其原因一是供给端受环保督察和钒渣进口禁令的影响，同时需求端预期被螺纹新标大幅强化，最终使得 2018 年 12 月钒价一度触及高点 49 万元/吨。此后因价格过高，铌铁替代作用显现，钒价开始持续回落，最终回归于 10-12 万元/吨区间。
不过，由于钒铁在钢铁成本中占比较小，我们认为钢铁行业对钒价较不敏感，未来制约钒价上涨的主要因素是钒电池储能的成本。假设当钒电池的单次循环成本与磷酸铁锂电池接近时，价格中枢将达到合理位置，由此估算可得，当锂价处于 20 万元/吨以上时，钒价合理中枢约为 18 万元/吨以上水平。
因此，综上所述，我们认为 2022-2024 年期间钒供给增量有限但需求增长较快，供需失衡将推动钒价持续上涨；而 2025 年开始新增产能将陆续兑现，供需矛盾有望缓解，但由于石煤提钒的成本较高，也将对钒价形成一定支撑，预计远期价格中枢在 14-18 万元/吨区间。
2.市场空间：2025 年钒电池市场空间约 2-4GW
（1）共享储能模式兴起
共享储能模式是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务。共享储能的模式将分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，并交由电网进行统一协调，降低了新能源电站的弃电量，并参与电力辅助服务市场，提高了储能资源利用率和电网系统的调节能力，也促进了储能形成独立的辅助服务提供商的身份。
（2）钒电池在独立储能电站中逐步起量
钒电池安全性高、投资成本随储能时长边际递减，适合大规模长时储能，在部分独立储能电站中已经开始配备。从储能招投标来看，部分 2 小时储能的项目已配备 10%的钒电池，部分 4 小时及以上储能的项目配备了 50%或 100%的钒电池。2022 年上半年，在建独立储能电站中钒电池的规模已达 302MW/1104MWh，功率装机占 2022 年上半年在建独立储能电站（7.6GW）的 4%。
（3）钒电池 2025 年市场空间约 188-404 亿元
钒电池作为商业化较为成熟的液流电池，在储能领域大有可为，尤其是长时储能领域。随着储能安全性要求升级和储能时长的增加，基于钒电池的高安全性和随储能时长增加边际成本增加较小的特点，钒电池装机有望进入加速增长阶段。
基于中国发电侧（风电、集中式光伏）装机量的预测，保守预计 2025 年中国发电侧年新增储能装机规模为 26.9GW。2025 年钒电池年新增装机功率在悲观和乐观情形下分别为 1.9GW/4.0GW，功率占比分别为 7%和 15%（2022 年约 0.4GW），对应市场空间分别为 188/404 亿元（假设 2025 年钒电池储能交付成本下降至 2.5 元/Wh）。
$钒钛股份(SZ000629)$ $西部矿业(SH601168)$ $中国广核(SZ003816)$
标签： 钒电池市场前景
