（报告出品方/作者：光大证券，王招华、方驭涛）
1、钒电池优点：安全性高、全生命周期成本低、资源自主可控
1.1、安全性高、易扩容是最大优点
全钒液流电池，是一种以金属钒离子为活性物质的液态氧化还原可再生电池。全钒液流电池是以+4、+5价态的钒离子溶液作为正极的活性物质，以+2、+3价态的钒离子溶液作为负极的活性物质，分别储存在各自的电解液储罐中。在对电池进行充、放电时，正负极电解液在离子交换膜两侧进行氧化还原反应。同时，通过电堆外泵的作用，储液罐中的电解液不断送入正极室和负极室内，以维持离子的浓度，实现对电池的充放电。
液流电池的工作原理决定了其是目前电化学储能技术路线中安全性较高的技术路线。与锂电池不同的是，液流电池的电解液与电堆是相分离的，由于全钒液流电池电解质离子存在于水溶液中，不会发生热失控、过热、燃烧和爆炸。同时，钒电池支持频繁充放电，每天可实现充放电数百次，液态的电解液使得过充过放也不会造成爆炸和电池容量下降。
锂电池储能安全问题频发
由于锂离子电池的能量密度占优以及成本的不断下降，近几年锂电池在储能领域迅速推广，但与此同时，锂电池储能爆炸的事故也在增加。根据我们的统计，-年4月全球共计发生34起储能电站爆炸事件，其中，日本1起、比利时1起、中国3起、美国4起、韩国25起。从爆炸的电池类型来看，仍以锂电池为主，合计32起，占比94%，剩余为美国1起铅酸电池，日本1起钠硫电池；而年以来的储能爆炸事件均为锂电池爆炸。
锂电池储能爆炸的主要原因是储能对电池的容量较电动车的需求明显增大，而锂离子电池很容易发生电池内部的短路而导致自燃，且电池本身的设计以及外界的电、热干扰都会影响到储能系统的安全性。随着锂电池数量的增加，起火概率增加。
相较于锂电池，全钒液流电池本身的水基电解质特性使得其不会发生燃烧和爆炸。钒电池在水溶液中使用化学反应可逆的钒离子，其功能与电极结构无关，所以即使在大电流下也非常灵活，过充也没有安全问题。另一方面，全钒液流电池的功率和容量相互独立，功率由电堆的规格和数量决定，容量由电解液的浓度和梯级决定。通过增加钒电解液的容量即可以做到容量的扩充，因此可以做到在大容量装机规模上依然是安全的。
功率和容量相互独立，扩容性强
钒电池的电堆作为发生反应的场所与存放电解液的储罐分开，从根本上克服了传统电池的自放电现象。功率只取决于电堆大小，容量只取决于电解液储量和浓度，设计灵活。当功率一定时，要增加储能容量,只需要增大电解液储罐容积或提高电解液体积或浓度即可，而不需改变电堆大小。同时，可通过增大电堆功率和增加电堆数量来提高功率，通过增加电解液来提高储电量，便于实现电池规模的扩展，可用于建造千瓦级到百兆瓦级储能电站，适应性很强。
1.2、循环寿命长、基本全回收，全生命周期成本低
钒电池循环寿命长
钒电池的正、负极活性物质分别存在于正、负极电解液中，充放电时无其他电池常有的物相变化，可深度放电而不损伤电池；在充放电过程中，作为活性物质的钒离子仅在电解液中发生价态变化，不与电极材料发生反应，不会产生其他物质，经长时间使用后，仍然保持较好的活性。因此，钒电池电池使用寿命长。全钒液流电池充放电循环次数在次以上，部分可达次以上。
钒电池全生命周期成本已经低于锂电池
目前钒电池储能的初装成本高，但由于钒电池循环寿命长，从全生命周期来看，钒电池储能的成本低于锂电池成本。我们对具备完整投资数据的钒电池项目和锂电池储能项目的成本进行了对比。若按全生命周期计算，钒电池的成本在0.3-0.4元/Wh，已经低于锂电池的成本（0.5元/Wh左右）。
同时，在电池寿命到期后，钒电解质溶液可以回收再次利用。电解质溶液的成本占储能系统总成本的40%，储能系统报废后，残值较高。钒电池在长时间储能上的全生命周期成本已经具备竞争力。而且，钒电池仍处于产业化的初期，技术进步和规模化应用以后成本仍有进一步降低空间。
1.3、中国钒资源产储量全球第一，自主可控
从资源的角度来看，不同于锂电池，中国锂原料对外依赖度较高，钒储量及产量中国处全球第一，发展钒电池所需的资源可以实现自主可控。
资源储量对比：钒资源中国居全球第一，锂资源集中于南美和澳洲
锂：储量集中在南美和澳洲，中国储量占比7%。据USGS数据统计，截至年底，智利、澳大利亚、阿根廷三国锂资源储量占比合计超过76%，中国锂资源储量约为万吨，占全球比重为6.7%，占比较低。钒：储量集中在中国、澳洲、俄罗斯和南非，中国资源储量全球第一。据USGS统计，截至年底，全球钒金属储量万吨，其中已认定符合当前采掘和生产要求的钒矿金属钒储量超过万吨，全球99%以上的钒矿储量集中在中国、澳大利亚、俄罗斯和南非四国；其中，中国钒矿储量约为万吨，占世界钒资源储量的39%，位居世界第一；澳大利亚、俄罗斯、南非占比分别为25%、21%和15%。
钒锂产量对比：钒完全自给，锂高度依赖进口
中国锂盐产量全球占比67%，资源高度依赖进口。据USGS，全球年锂矿产量折10.5万金属吨，其中澳大利亚的产量占全球的53%、智利产量占比25%，中国仅占13%。据安泰科统计，年中国锂盐产量合计约35.5万吨碳酸锂当量，占全球锂盐产量的67%，锂资源高度依赖进口。中国钒产量全球占比68%，资源可完全自给。全球生产钒的国家主要有中国、俄罗斯、南非和巴西。据USGS数据，年全球钒产量为10.7万金属吨，其中中国产量7.3万吨，占比68%；俄罗斯、南非和巴西钒产量分别为1.9万吨、0.9万吨和0.7万吨，占比分别为18%、8%和6%。
钒、锂静态可开采年限相当
据USGS统计，以年全球钒产量约10.7万金属吨（折19.1万吨五氧化二钒），全球钒资源静态可开采年限约年；以年全球锂矿产量10.5万金属吨（55万吨碳酸锂当量）折算，全球锂矿资源静态可开采年限约年，二者基本相当。但考虑锂需求的高速增长，锂资源实际可开采年限或逐步降低。
2、钒电池缺点：初装成本为最大制约
2.1、钒电池初装成本为锂电池2倍以上
钒电池目前最大的缺点是初装成本较高，是锂离子电池的2倍以上。我们根据已披露具体投资金额的钒电池项目进行了成本测算，项目总投资成本集中在3.8-6.0元/Wh；其中，四小时储能系统成本集中在3.8-4.8元/Wh，2-3小时储能系统成本略高，在4.65-6元/Wh，整体仍较锂电池高。
年锂价格的持续飙升导致锂储能项目初始投资额不断上升，储能锂电池单位投资成本已接近2元/Wh。如年1月底，英利智慧发布的保障性项目配套储能中标结果显示，中标最高单价为1.77元/Wh。据中关村储能产业技术联盟，储能系统的平均价格从年约1.5元/Wh上升到年初的接近1.8元/Wh，上涨了20%，与上述英利智慧项目的中标价格基本相符合。
2.2、钒电池快速发展或拉动钒价上涨
新型储能迅速增长，钒电池市场规模有望迅速提升
根据CNESA于年4月发布的《年储能产业应用研究报告》，截至年底，已投运的全球储能项目累计装机规模为.4GW，同比增长9%。其中，规模最大的是抽水储能，累计装机规模约.5GW，占比86.2%，较年底下降4.1个百分点。新型储能（除抽水蓄能和熔融盐储热储能以外的储能方式，包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池、压缩空气、液流电池、超级电容和飞轮储能等）累计装机规模为25.4GW，同比增长67.7%，占比12.2%。新型储能中，锂离子电池仍占据主导地位，累计装机规模占比达90.9%；压缩空气储能占比2.3%，铅蓄电池占比2.2%；钠硫电池占比2.0%；液流电池占比为0.6%。
年底，中国累计装机功率46.1GW，位居全球第一。其中，抽水蓄能装机规模39.8GW，占比86.3%；新型储能累计装机规模达.7MW，占比12.5%，熔融盐储热累计占比1.2%。新型储能装机中，锂离子电池累计装机规模占比89.6%，铅蓄电池累计装机规模占比5.9%，压缩空气储能占比3.2%，液流电池占比0.9%，其他其他电化学储能（超级电容、飞轮储能）合计占比0.4%。
政策助力储能市场发展。国家发改委、国家能源局年7月发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，在向碳达峰、碳中和目标前进的道路上，需要构筑安全高效、清洁低碳的能源体系。该指导意见指出，到年完成新型储能从商业化初期到规模化发展的转变，装机规模达到30GW以上，到年实现新型储能全面市场化发展。
预计年我国新型储能累计装机规模达到48.5GW和79.5GW（分别为保守和理想情况）。据CNESA数据，年我国新型储能累计装机规模为5.73GW。据CNESA的预测，在保守场景下，到年新型储能累计规模达到48.5GW，-年的复合年均增长率为53.3%；理想场景下，累计装机将达到79.5GW，-年的复合年均增长率为69.2%。（报告来源：未来智库）
钒电池规模快速增长或拉动钒需求
年为中国储能进入规模化发展的元年，据CNESA统计，年规划、在建、投运个、26.3GW储能项目中，投运的百兆瓦级别项目仅7个，但规划在建的百兆瓦项目超过70多个，首个百兆瓦压缩空气储能项目已经实现并网调试运行，百兆瓦级别的全钒液流电池项目也在建设当中。据CNESA统计，年国内液流电池（基本为钒电池）在国内新型储能领域的渗透率达0.9%，受益于资源、安全性、环保性和政策端的多重优势，随着多个大型钒电池项目的逐步落地，全钒液流电池的装机规模将实现跨越式增长。
按照保守、理想两种场景和钒电池在新型储能中10%、20%、30%的渗透率测算，年钒电池年装机量的范围是1.48GW-7.06GW。取中值20%计算，保守和理想两种情形下，年装机量分别为2.96GW和4.71GW，按照单GWh电池消耗吨钒（折五氧化二钒.4吨）估算，年对五氧化二钒的需求拉动约11.61万吨和18.49万吨（假设4小时储能时长）。而据USGS，年中国金属钒产量折五氧化二钒产量约13.1万吨。若钒资源后续开发力度不及预期，或对钒价有明显的拉动，进而影响钒电池电解液成本。
2.3、能量密度、转换效率低于锂电池，耗材维护要求高
1）能量密度和转换效率偏低。全钒液流电池在运行过程中对环境温度要求较高，同时还需要用泵来维持电解液的流动，因此其损耗较大，能量转化效率低于锂电池，为70-75%。受钒离子溶解度和电堆设计的限制，与其他电池相比，全钒液流电池能量密度较低，仅为12-40Wh/kg。2）耗材需适时维护。石墨极板要被正极液刻蚀，如果用户操作得当，石墨板能使用两年，如果用户操作不当，一次充电就能让石墨板完全刻蚀，电堆只能报废。在正常使用情况下，每隔两个月就要由专业人士进行一次维护，这种高频次的维护费钱、费力。
3、潜力：长时储能是极佳用武之地
3.1、长时储能是实现“双碳”目标的关键之一
随着可再生能源的渗透率不断提升，储能时长需求也越来越长。长时储能（Longdurationenergystorage，LDES）目前没有明确的定义，美国能源部将长时储能定义为“至少连续运行10小时，使用寿命15-20年的储能系统”；而国内一般将大于4小时的储能即可称之为长时储能。长时储能委员会给出的长时储能定义为：任何可以进行竞争性部署以长期存储能源的技术，并且可以经济可能地扩大规模以维持数小时、数天甚至数周的电力供应。存储能连的方式可以多种多样包括机械储能、热储能、化学储能或电化学储能。本文讨论以长时储能委员会与麦肯锡发布的《Net-zeropower:Longdurationenergystorageforarenewablegrid》报告中的8小时以上时长储能系统为长时储能的定义。
我们认为在全球持续推进碳中和背景下，长时储能系统是实现“双碳”目标的关键之一。长时储能在可再生能源大力发展背景下，在增强储电能力、保障电力系统调峰和稳定运行以及极端情况电力补充方面发挥着重要作用。1）增强储电能力：在双碳目标背景下，火力发电等传统化石燃料来源的能源占比将逐步降低，可再生能源（光伏、风能等）将逐步替代火电成为主力发电来源，长时储能作为可再生能源的配套建设意义重大。可再生能源的占比提升，使得发电的间歇性对电网的负面影响将逐步增大，电力储存的需求加大，建设长时储能系统的必要性增加。
2）保障电力系统调峰和安全稳定：长时储能可凭借长周期、大容量特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动，在清洁能源过剩时储存避免电网拥堵，负荷高峰时释放增加电力供应。即在电力供应过剩时储存电能，在需要时释放，以此来缓解供需矛盾，调节供需波动。3）极端情况电力补充：不可抗力因素（山火、暴雨、洪水、严寒等自然灾害、能源供应大国的冲突等）造成的电力供给暂停、能源供给紧张会造成全社会用电成本的增加。长时储能可保障在极端情况下的电力供应，保障全社会电力系统稳定运行和降低用电成本。长时储能的主要优势在于其存储电力的边际成本较低，它可使存储的电量与充放电的速度相脱钩。与输配电电网的升级相比，它的交付周期相对较短，在经济效益方面优于耗资巨大且费时费力的电网升级。
长时储能年累计装机量将达1.5-2.5TW，累计投资规模达1.5-3万亿美元
长时储能委员会与麦肯锡合作发布《Net-zeropower:Longdurationenergystorageforarenewablegrid》（年11月）显示，已投入运营或已宣布部署的长时储能系统超过5GW和65GWh，全球已公示超过个处于不同商业阶段的长时储能项目（不包括抽水蓄能）。麦肯锡预计，长时储能的潜在市场空间将从年开始大规模增长。随着可再生能源占比提升，年长时储能全球累计装机量将达到30-40GW（对应储能容量约1TWh），累计投资额约亿美元。年起全球可再生能源渗透率将升至约60%-70%，长时储能累计装机量将达到-GW（对应储能容量5-10TWh），累计投资规模将达到-0亿美元。到年，长时储能累计装机量将加速达到1.5-2.5TW（对应储能容量85-TWh），是目前全球储能系统装机量的8-15倍，累计投资额将达到1.5-3万亿美元。
麦肯锡预计24小时以上储能容量占比将在年以后迅速提升。到年，8-24小时的储能装机量可能占长时储能装机量的80%和总储能容量的60%。但超过24小时灵活性的长时储能技术可能会在年后出现显著增长，这主要是由于可再生能源的增加。到年，持续时间更长（24小时以上）的长时储能技术可能占总储能容量的大约80%。
3.2、液流电池在长时储能领域应用空间巨大
长时储能目前仍处于初期的研发示范阶段，多种解决方案中，抽水蓄能的建设规模较大。抽水蓄能电站具有技术成熟、效率高和成本低等优势，成为全球储能容量最大的解决方案。麦肯锡《Net-zeropower:Longdurationenergystorageforarenewablegrid》统计，截至年11月，全球已经安装了约GW的抽水蓄能电站，另有GW计划在建或在建中，未来的部署主要在亚洲，中国占全球已宣布、计划或在建产能的60%左右。大型抽水蓄能电站可以提供低成本、可调度的电力，并且由于其快速响应时间而作为电网稳定性的主要解决方案。但抽水蓄能最大的限制是场地限制、建设时间长以及环境问题。从长期来看，电化学储能由于动力电池产业推动，不受地理环境的制约，处于比较有利的竞争地位。在电化学储能方面，目前锂离子电池、钠硫电池、钠离子电池、液流电池等均具备较大应用潜力；而全钒液流电池因寿命长、易扩容等特点，在长时储能系统领域应用大有可为。
（1）锂离子电池：锂电池能量密度高、转换效率高等优点，目前在储能应用领域应用较广，但也存在循环寿命和易燃易爆的安全隐患等缺点。（2）钠基电池：钠硫电池方面已有装机先例，钠和硫原材料来源广泛，但对工艺要求极高，且运行温度约-度，且熔融状态下的钠和硫活性极大，存在一定安全隐患；而钠离子电池则具备安全，资源丰富，成本较低的优点，也有循环次数较低、电极材料副反应等影响电池寿命的缺点，目前尚未在储能产业大规模推广，其优势仍有待验证。（3）液流电池具备高安全稳定性、循环寿命长、扩容性强、可回收环保等优势，但目前也存在着初装成本较高等劣势。
A.安全性最高：液流电池的工作原理是通过不同电解液离子相互转化实现电能的储存和释放。其电极反应过程无相变发生，电堆只提供电化学反应的场所，自身不发生氧化还原反应；活性物质溶于电解液，电极枝晶生长刺破隔膜的危险在液流电池中大大降低；同时，可以进行深度充放电，能耐受大电流充放，在目前的电化学储能方面安全性最高。
B.循环寿命长：与其他电化学储能技术相比，液流电池最突出特点就是循环寿命长，最低可以做到次，部分技术路线甚至可以达到次以上，整体使用寿命可以达到20年或者更长时间。
C.易扩容：液流电池的储能活性物质与电极完全分开，功率和容量设计互相独立，便于模块组合设计和电池结构放置，以及容量便于扩展。
D.可回收、环保：液流电池的电解液可以实现回收再利用，相比铅蓄和锂离子电池，不会对环境造成污染。
基于液流电池具备高安全稳定性、循环寿命长、扩容性强、可回收环保等优势，我们预计其在长时储能领域应用空间巨大，将与抽水蓄能/氢储能、压缩空气储能展开竞争。
GuidehouseInsights于年二季度发布的《VanadiumRedoxFlowBatteries：IdentifytingMarketOpportunitiesandEnablers》报告显示，-年钒电池年装机量有望保持41%的复合增长率，预计年全球钒电池年装机量将达到32.8GWh；其中，年亚太地区（主要为中国）年装机量将达到约14.5GWh，北美地区将达到5.8GWh，西欧地区将达到9.3GWh。
3.3、钒电池在液流电池中商业化速度更快
目前液流电池路线主要包括全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池、锌铁液流电池等20多种技术路线，目前前三种技术路线讨论较多。
钒电池是目前商业化较为成熟的液流电池路线，具备示范项目运行多年、产业链逐步成型、全生命周期成本低等优势，预计在长时储能系统的应用空间广泛。1）多个示范项目安全运营：全钒液流电池在全球已经具有多个多年的示范项目在运行，产业化效果和可靠性验证明显高于铁铬液流电池、锌溴液流电池。据大连化物所