新型储能具有选址灵活、响应快速等优势。按照存储介质的不同，储能技术可划分为电储能、热储能、化学储能等。新型储能则是指除抽水蓄能以外的储能技术，最重要的包含锂电池储能、压缩空气储能、飞轮储能、液流电池、氢（氨）储能等。相对于抽水蓄能，新型储能具有建设周期短、选址灵活、响应快速、调节能力强等优势，能够为电力系统提供多时间尺度、全过程的调控能力。
全球新型储能市场规模持续增长。新型储能近年来呈现高速发展形态趋势，根据CNESA数据，2022 年全球新型储能累计装机量达到 45.8GW，同比增长超80%；新增新型储能装机量为 20.4GW，同比增长超 99%。截止 2022 年末，全球新型储能项目中94%为锂离子电池储能项目、0.6%为液流电池储能项目。根据应用场景不同，储能可大致分为电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能等。根据 CESA 数据，2021 年全球电化学储能中电源侧/电源侧辅助服务/电网侧/分布式及微网/用户侧等场景装机规模占比分别为 30.9/32.1/26.6/4.2/6.2%。
表前储能（电源侧储能（含辅助服务）+电网侧储能）：政策引领行业快速发展
中国：强制配储政策刺激表前储能市场发展，商业模式演变优化储能经济性。根据 CNESA 数据，2022 年国内电化学储能新增装机规模为7.3GW/15.9GWh，同比+200%/+280%；其中新增表前储能装机占比超 92%。储能配置优化新能源发电灵活性，强制配储政策加快国内表前储能发展。从电源侧来看，配置储能能够有实际效果的减少废光废风率、平滑输出功率曲线，提高新能源项目经济效益；从电网侧来看，储能产品能够有效参与电力市场辅助服务（包括调频调峰、无功调节等）。 2021 年以来，国家在储能政策上持续加码。2021 年8 月发改委、能源局发布《关于鼓励可再次生产的能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率 15%的挂钩比例（时长 4 小时之后）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，国家强制配储政策正式推出。随后各地方政府分别推出相应配储政策，国内表前储能市场进入加快速度进行发展期。
商业模式优化，增益储能项目经济性。在强配政策背景下，各地方政府纷纷提出政策补贴优化储能项目经济性。同时，共享储能等商业模式的提出，通过服务多个发电项目的模式，减少新能源项目初始建设资本开支、提高资源利用效率，优化配储经济性。 美国：补贴激励行业发展。根据 CNESA 数据，2022 年美国新型储能新增装机规模达到近 4.9GW，同比+39%；其中表前储能装机占比超90%。联邦政策和地方政策对行业发展具有积极影响。2022 年 8 月，美国正式对外发布IRA 法案，针对储能提出延长 ITC 税收抵免有效时间且放宽抵免要求：1）抵免有效期延长：此前版本2022年抵免比例开始滑坡，现行版本 2033 年之后再滑坡。2）抵免力度增加：税收抵免由基础抵免+额外抵免构成，其中基础抵免额度由过去最高的26%提升至30%、结合额外抵免后最高可抵免税收的 70%。3）独立储能纳入ITC 补贴范围。
国内峰谷价差拉动工商业储能发展。据中关村储能产业技术联盟统计，2023年7月全国各地代理电价峰谷价差均值为 0.76 元/KWh，高于2022 全年价差0.70/kWh，与 2023 年 6 月价差相比略有上涨；已有 18 个地区峰谷价差达到工商业储能实现经济性的门槛价差 0.70 元/kWh。随着部分区域的尖峰电价机制建立，给工商业储能带来了更大应用空间。
户储市场快速地增长，美国&欧洲引领发展。根据 EV Tank 数据，2022 年全球户用储能新增装机量为 15.6GWh，同比+136%；其中欧洲占比高达36%以上。
电价偏高+用电稳定性推动户储市场发展：1）灾害频发下用电稳定性需求推动户储发展。美国的电力设施相对老旧且各州电网相对独立，相互之间难以调度协同，在飓风、暴风雪等自然灾害频发影响下，居民会遇到用电中断等问题。户储能够有效保障居民用电的稳定性。2）居民用电偏高，户储经济性明显。近年来通货膨胀影响下能源价格持续居高不下，海外居民电价高、上网电价低，政策给予税收优惠及资金补贴下户储具有较高经济性。
我们预计 2023 年全球新型储能装机有望达到 133GWh，2026 年全球新型储能新增装机量有望达到 810GWh，2023-2026 年均复合增速达到82%。分地区来看，2026 年美国/欧洲/中国新增装机量分别为197/185/310GWh；分应用场 景 来 看 ， 表 前 储 能 / 工 商 业 储 能 / 户 用 储能2026 年新增装机分别为548/75/187GWh。
全钒液流电池（简称钒电池）是以钒为活性物质呈循环流动液态的电池。钒电池工作原理为使用外接泵把电解液压入电堆体内，在机械动力作用下电解液在不同的储液罐和半电池的闭合回路中循环流动、流过电极表面并发生电化学反应，随后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。
钒电池最早由 A.Pellegri 等人于 1978 年提出，1988 年开启工程化发展，目前日本、中国、澳大利亚、加拿大、美国等处于全球技术第一梯队。当前下游需求未打开，钒电池装机规模较小，截至2022 年底全球液流电池（以钒液流电池为主）累计装机规模为 274.2MW，在全球新型储能中占比0.6%。其中中国液流电池累计装机为 157.2MW，在国内新型储能中占比1.2%。
钒电池系统主要由功率单元、能量单元、电解液输送系统、电池管理系统、储能逆变器等组成，其中功率单元和能量单元是核心构件。功率单元-电堆主要由离子膜、电极、密封垫、电极框、双极板等构成。电堆是系统的重要部件，是发生电化学反应的主要场所，其数量和大小影响了钒电池功率。能量单元-电解液是不同价态的钒离子水溶液（正极为+4/+5 价，负极为+2/+3价），其分别存储在正负极储液罐中。电解液的体积和浓度决定了钒电池的储能容量。
钒电池中电解液与电堆的成本占比较高。电解液一次成本占总成本的35%，其中五氧化二钒占电解液成本 60%左右（V2O5按 13 万元/吨计算）。电堆成本占总成本的 35%，而电堆成本中 55%来自于离子传导膜。其他装置（如管路与控制管理系统、循环泵等）占总成本的 30%。
钒电池安全稳定，契合储能电站对安全性的高要求。据CNESA 不完全统计，2022年全球共发生了 18 起储能安全事故，百兆瓦级的事故项目数明显多于往年。2022年，国家能源局在《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)》中提出中大型电化学储能电站禁用三元锂电池和钠硫电池，对储能电站安全来进行更加高的要求。 锂离子电池里面短路、热失控进而导致有机电解液分解、气化、燃烧，是锂电电站起火爆炸的根本原因。而钒电池的电解液是水溶液，具有本征安全性；同时循环流动的工作方式还能帮助电池系统快速散热，安全性高。
钒电池安装灵活、建设周期短、寿命长，有望成为有效的长时储能方式。长时储能一般是指能持续充放电 4 小时之后的储能技术，包括抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能、液流电池储能等。长时储能侧重于解决峰谷时期供需匹配等经济性问题，能够提升新能源消纳能力。 与抽水蓄能、压缩空气储能等长时储能技术相比，钒电池不受地理和地质条件约束、选址灵活，且项目建设周期短、对环境影响较小，在长时储能领域前景广阔。
钒电池功率与容量单元相互独立，成本能伴随储能时长而有效摊销，与长时储能具有较高契合度。钒电池输出功率由电堆决定，储能容量由电解液决定，两者互相独立；功率能够最终靠增加电堆数量来提升、容量能通过提升电解液浓度与体积来实现。同时，在功率不变的情况下，增加储能时长能够摊销功率单元成本，从而使得单 Wh 明显下降。
当前钒电池商业化应用面临一些障碍：1）电池合适的工作温区在5-40℃，相对较窄；2）能量密度低，体积较大；3）初始投资额高，根据融科储能数据，钒电池系统初始投资成本在 2.1-7.5 元/Wh，显著高于磷酸铁锂电池（1.0-1.5元/Wh）。未来伴随优化电解液配方、改进电堆材料等方式出现，钒电池电化学性能有望进一步优化；同时伴随储能时长的增加和规模效应的增益，钒电池的经济性有望改善。
各国政府积极推出政策，支持钒电池行业发展。钒电池凭借灵活性、安全性等优势，在长时储能领域有望成为重要的储能方式，故而获得各国政府政策的积极支持。中国从总体规划、实施细节、安全规范等多方面积极推出细则，加快钒电池产业化进程。
国内厂商钒电池积极布局，项目招标量逐步提升。中国的液流电池研究起步较早，已经涌现出大连融科、北京普能等主攻钒液流电池的企业。据不完全统计，2023年初至 7 月中旬，国内已签约钒液流储能项目 15 个，合计装机功率达3.6GW；国内已招标钒液流电池系统项目 8 个，合计招标功率超过109MW。
随着全球能源转型，可再生能源的渗透率提升带动新型储能的发展，特别是可再生能源大基地的建设带动长时储能的应用，我们预计2023 年全球液流电池行业进入规模化发展的元年，2023 年全球新增装机有望达到1.7GWh，2026 年全球液流电池新增装机量有望达到 19.6GWh，2023-2026 年均复合增速达到125%。
中国钒资源储量丰富，可实现自给自足。根据美国地质调查局数据，2022年中国钒资源（折金属钒）储量约 950 万吨，占全球钒总储量的36.5%，位列全球第一。2022 年中国金属钒产量约为 7 万吨，同比-0.4%；占全球总产量的70%，位列全球第一。国内具有丰富的钒资源储量和生产能力，能够支撑下游各种应用场景的持续发展。
金属钒的主要生产方式包括：1）钒钛磁铁矿经钢铁冶金加工得到钒渣提钒，其是目前最主要的生产方式，约贡献了国内 85-90%左右的钒产量；2）含钒副产品及含钒石煤生产；3）直接来自于钒钛磁铁矿。 国内钒生产行业市场集中度相对较高。2021 年国内五氧化二钒产能约17.14万吨（折合金属钒产能为 9.6 万吨），其中钒钛股份、河钢股份、成渝钒钛分别以4.0/2.2/2.0 万吨的年产能排名前三，CR3 为 47.8%。
钒目前主要应用在钢铁领域，钒电池的持续放量有望带来钒需求的可观增量。钒的主要应用领域包括钢铁、化工、钛合金及钒电池储能等，其中钢铁领域用钒占比超过 80%。 2022 年在国内钒电池蓬勃发展，其在国内消耗约 9000 吨五氧化二钒，同比+80%以上，在国内钒资源消费比例达到 8.2%，同比+4pct。我们假设2026 年全球钒液流电池装机达到 19.6GWh，对应五氧化二钒需求约为15.7 万吨（折金属钒8.8万吨），为钒需求带来可观增量。
五氧化二钒价格对于钒电池电解液成本影响显著。根据大连融科数据，1GWh钒电池对应电解液需要 8000 吨的五氧化二钒。如果五氧化二钒价格增加1 万元/吨，那么电解液成本将增加 0.08 元/Wh。
离子膜是电堆的核心部件，其性能影响了钒电池的容量稳定性与寿命。钒电池中离子膜主要起着阻止正负极活性物质互混、传导氢离子的作用。离子膜需要具备：1）良好的导电性，2）较优的机械性能，3）高离子选择性，4）良好化学稳定性等。离子膜的性能将会直接影响钒电池的稳定性、寿命等。
离子膜根据原理差异通常可以分为离子交换膜和多孔离子传导膜。离子交换膜是通过离子交换基团的选择性传导氢离子，而多孔离子传导膜是利用膜孔径实现氢离子的筛分和传导。
全氟磺酸膜是目前钒电池中最常用的离子膜，但目前主要依赖进口。PSVE单体（全氟磺酰基乙烯基醚）与四氟乙烯共聚制成全氟磺酸树脂，树脂熔融挤出或流延之后即可得到全氟磺酸膜。全氟磺酸膜凭借其良好的导电性以及出色的稳定性，成为目前在钒电池产业化应用最广泛的离子膜。 全氟磺酸膜行业的核心壁垒在于：1）PSVE 单体（全氟磺酰基乙烯基醚）制备反应条件苛刻（需无水、惰性气体保护等条件）且专利保护完全；2）四氟乙烯易爆炸、运输难度大，生产全氟磺酸树脂的企业多需要具有四氟乙烯自供能力；3）聚合复杂度高，全氟磺酸树脂需要 PSVE 单体、四氟乙烯、六氟丙烯等进行多元聚合，反应条件控制难度大；4）成膜技术要求高、工序繁琐，部分环节专利被海外企业把控。 据高工氢电统计，2021 年中国液流电池国产膜占比为23.1%，进口膜占比为76.9%。而科慕（原杜邦）的 Nafion 膜在国内市场份额高达75%。
国内企业加速全氟磺酸膜国产化，并且积极进行其他离子膜探索。国内企业全氟磺酸膜的性能持续提升，有望凭借性价比优势加速进口替代。目前，苏州科润、东岳未来氢能等在国产化方面进展领先，亿华通旗下上海神力、国润储能等均积极加快产品研发与布局。 而中国科学院大连化物所等也持续加快在多孔离子传导膜等领域研究，现已完成电池系统可靠性验证。
电极主要为活性物质提供反应场所，是电堆的重要组成部分。与锂离子电池不同，钒电池的电极不含活性物质，只为活性物质提供电化学反应场所，其自身也并不参与反应。电极通常具备电导率高、机械性能好、耐强酸腐蚀、化学稳定性好等性能，主要电极材料包括金属类电极、碳素类电极等。碳素类电极碳毡/石墨毡是目前钒电池电极主流方案。金属电极虽然导电性好、机械性能好，但是部分金属电极电化学可逆性差、且整体成本较高，故而并未实现大规模应用。碳素类电极，特别是碳毡/石墨毡，凭借制备工艺成熟、导电性能优、化学稳定性强以及成本低，成为目前钒电池主要电极材料。碳纸较碳毡/石墨毡厚度更薄，可使得电堆各部件更加紧凑，更利于实现小型化、从而提升电池功率密度；其有望成为下一代电极材料。
电极主要依托国内企业生产。碳毡/石墨毡均为碳纤维材料，二者是烧制温度不同的产品，石墨毡烧制温度更高、含碳量更高。国内主要的碳毡/石墨毡生产企业包括江油润生、辽宁金谷、江苏普向等。而碳纸由于制备工艺复杂，生产企业多以日本东丽、加拿大 Ballard、德国 SGL、美国 AvCarb 等国外企业为主。
双极板是钒电池电堆的重要结构件，主要功能为隔离正负极电解液、汇集电流和支撑电极等。双极板通常需具备高导电性、高机械强度、耐腐蚀等性能，目前主要包含石墨双极板、金属双极板、碳塑复合双极板等技术路线。
小型电堆多使用改性石墨双极板，大功率电堆多使用碳塑复合双极板。改性石墨双极板导电性好、耐腐蚀、价格低廉且技术成熟，但是装配时易碎，只适合用于小型电堆。碳塑双极板电导率高、强度高，主要用于大功率电堆中。石墨双极板的主要生产企业包括华熔科技、上海弘枫、开封时代等；碳塑双极板主要生产企业为嘉兴纳科等。此外，中国科学院大连化物所也开发出新一代高导电、高韧性、可焊接的碳塑复合双极板，并实现批量化生产。
电堆的数量与大小决定了钒电池的功率水平。单电池主要由离子膜、电极、密封垫、电极框、双极板等组成。电堆则是将多个单电池采用压滤机的方式叠合紧固，而后通过焊接等工序制备而成。大功率的钒电池能够最终靠增加电堆数量或者增大电堆电极的面积来实现功率提升。 电堆制造企业往往需要将各类耗材、电子元器件等装配到一起，特别是大功率电堆，对于叠合装配的技术和工艺经验要求更高，行业具有较高的壁垒。
电堆降本的主要手段：1）通过优化电极材料性能等方式，提升电堆功率密度；2）优化电堆组装工艺，如依托激光焊接技术将离子膜与电极框直接密封、减少密封垫使用来降低成本。 目前钒电池系统企业多进行电堆自产。钒电池系统主要由电堆、电解液、储液罐、电池管理系统、逆变器等组成；电解液和电堆是核心构件。电池管理系统、逆变器等产品多由锂电储能产业链中相关企业直接提供。因此，国内目前多数钒液流电池企业在产业化初期，多采用电堆自产的方式来控制成本和优化功率性能。目前国内领先的电堆生产企业包括融科储能、北京普能、上海电气等。
电解液钒离子浓度决定了钒电池系统的单位体积内的包含的能量。电解液是不同价态的钒离子水溶液（正极为+4/+5 价，负极为+2/+3 价），其分别存储在正负极储液罐中。电解液常见支撑电解质包括：盐酸、硫酸、盐酸-硫酸混酸。理论上1kWh 钒电池需要5.6kg 的 V2O5，但由于电解液实际利用率仅在 70%左右，故而实际生产中1kWh钒电池往往需要 8kg 的 V2O5。 电解液的制备方式包括：1）物理法：将高纯 VOSO4直接溶解于硫酸溶液，该方法操作简单，但是 VOSO4成本高、且电解液钒离子浓度较低，使得电池能量密度较差。2）化学还原法：使用还原剂将 V2O5还原成易溶于水的VOSO4或混合价态的钒离子，再溶解于酸中。该方法操作及设备简单，但是操作较复杂且容易引入杂质元素。3）电解法：将 VOSO4或 V2O5在酸溶液中进行电解还原得到低价的钒离子溶液，该方法工艺简单、且具有产业化可行性，但是设备复杂。目前电解法与化学还原法是主流的电解液制备方式。 电解液发展趋势：1）高浓度电解液能够提升能量密度。2）高稳定性电解液能够避免电池使用中较快产生沉淀，提高电池效率；同时减少系统的热管理负荷，降低成本。3）高活性的电解液能够提高传质速度，提高电解液利用率。电解液性能改善方式主要包括：1）优化支撑电解质组分，通过添加盐酸等方式提高钒离子溶解度；2）增加添加剂，优化电解液稳定性或提升电解液电化学活性。
电解液残值高，可回收利用。钒电池电解液反应过程中无明显损耗，电解液的残值可以做到原有的 70%。我们假设储能时长为 4h 的钒电池系统初始建设成本为3元/Wh，其中电解液成本为 1.5 元/Wh、其他零部件成本为1.5 元/Wh（折合6元/W）；那么使用后回收电解液残值为 1.05 元/Wh，其他金属假设残值为0.075 元/Wh（折合 0.3 元/W）的线h 的钒电池系统实际投资所需成本为1.875 元/Wh，名义初始投资成本下降 38%。同时更高储能时长的系统实际单Wh 投资成本下降幅度更大。由此企业可以通过电解液租赁等商业模式降低初始投资成本，以此降低电池系统投资成本。
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