东海证券电力设备与新能源行业深度报告：长时储能东风起，钒电需求待腾飞
市场定位：钒电池本征安全、扩容高度灵活、边际成本随储能时长递减的特点决定其充分定位于大容量、长时储能市场。1）性能：与其他电化学储能路线相比，钒电池采用水基电解液，安全性能突出；电堆与反应物质相互独立，扩容简便且高度灵活；上游原材料高度自给，对外依存度低，无资源瓶颈。此外，由于钒电池一致性好、安全性高，其在大型储能电站等实际应用领域温控系统较锂电更为简单，占地面积与锂电相当。2）成本：钒电池循环寿命可达20000+次，远高于钠/锂电池，且其上游原材料价格相对稳定，全生命周期成本优势显著，约0.22~0.30元/KWh；钒电池扩容（即增加储能时长）仅需增加电解液端成本，电堆成本则相应摊薄，边际成本随储能时长增加而递减。
长时储能领域：与其他长时储能路线相比，钒电池储能建设周期短，与风光装机高增适配性强，兼具应用场景、时间尺度及经济性等多重优势。1）需求端：碳中和背景下，风光等可再生能源发电渗透率快速提升，2022年我国风光发电在总发电量中占比达14.2%，新型电力系统消纳及调峰调频需求相应增加。2）政策端：国内储能政策密集出台，配储比例普遍为15~20%，配储时长从2小时提升至4小时，储能长时趋势日益明确；海外主要通过政府注资支持长时储能技术研发制造，财政扶持力度渐强。3）钒电池较其他长时储能路线综合优势突出：钒储能建设周期约0.5年，短于抽蓄（7~10年）、压缩空气（1.5年）、熔融盐储热（1.5~2.5年）、氢储能（2年）等路线，与风光装机增速适配性更强。与上述其他储能路线相比，钒电池可灵活应用于源网荷各侧，应用场景更为丰富；时间尺度更广，既可用于平抑电力系统短时波动，又可用于平衡电量的长期供需错配；此外，钒电池经济性优势已逐步显现，初始投资已处下降通道，储能电站LCOE约0.75~0.86元/KWh，仅次于抽蓄及压缩空气储能。
市场空间：截止2023年6月底，我国储能项目累计装机达70.2GW，其中新型储能装机占比达30.0%，液流电池在新型储能中的装机占比约0.8%。随着政策导向重视安全、储能规划趋于长时，钒电池将加速渗透新型储能市场，我们预计2023/2024/2025年钒电池装机需求分别为1.6/5.0/13.1GWh。
钒电池产业链已基本形成，电解液环节的一体化布局、商业模式创新以及电堆环节的国产替代为钒电池降本的主要路径。1）钒资源及电解液环节：国内布局企业众多，当前国内钒产品产能约17.84万吨/年，随着储能领域用钒需求提升，钒供需或将趋紧；该环节降本主要包括一体化布局（上游钒企向下布局电解液或下游电解液企业向上谋求与钒企合作，降本空间约25.8%）、材料优化（通过使用添加剂或改变支撑电解质来提升电解液浓度）、电解液租赁（可降低初始投资成本约34.5%）三大路径。2）电堆环节：电极与双极板国产化进程较快，隔膜环节国产化率仍待提升，大连物化所开发的多孔离子隔膜可降低隔膜总成本约40%。
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