1、 敬请参阅最后一页特别声明 -1- 证券研究报告 2022 年 8 月 18 日 行业研究行业研究 共享储能共享储能模式模式有望加速钒电池装机有望加速钒电池装机 钒电池行业报告系列二 钢铁行钢铁行业业 共享储能共享储能模式模式兴起兴起。 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。 政策大力支持共享储能发展政策

2、大力支持共享储能发展。近年来， 从国家到地方均出台了一系列政策支持共享储能模式的探索发展，在补偿考核方面给予共享储能新能源发电项目优先考虑， 鼓励共享储能模式的推广。目前共享储能模式的主要盈利方式有调峰服务补偿、峰谷价差套利（参与电力现货市场交易）、容量租赁、容量补偿等。我们以100MW/200MWh 山东储能电站为例， 预计可实现累计收益为 4831 万元/年 （租赁电量 50%）。共享储能模式有望成为当前独立储能电站盈利的可行方案。 钒电池在独立储能电站中逐步起钒电池在独立储能电站中逐步起量。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

3、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%。 4 4 小时储能电站小时储能电站钒电池钒电池 IRRIRR 与锂与锂电池电池相差不大相差不大。 按现有共享储能电站盈利模式测算，100MW/200MWh 锂电池和钒电池储能电站 IRR 分别为 7.6%和 2.7%（20年， 每天充放电1次） ， 钒电池2小时储能的经济性较差。 若对比100MW/400

4、MWh的储能电站（其他假设不变），锂电池储能 IRR 为 2.5%，而钒电池在 1.5%，钒电池 4 小时储能经济性与锂电池相差不大。 考虑钒电池降本空间仍较大， 后续经济性会逐步增强。 若钒电池储能交付成本降低 20% （4 小时储能单位投资成本由 3.8 元/wh 降至 3 元/Wh），则对应的 4 小时钒电池储能的 IRR 为 2.9%。 钒电池钒电池 20252025 年年市场空间市场空间约约 188188- -404404 亿元亿元。 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

5、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）。 投资建议投资建议：我们认为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。 持续推荐拥有丰富钒资源且布局钒电解液的攀钢钒钛， 建议关注规划及切入钒电池领域的河钢股份、中核钛白。 风险分析：风险分析：共享储能进展不

6、及预期；共享储能进展不及预期；资资源开发不及预期导致钒价大幅上行风险源开发不及预期导致钒价大幅上行风险。 重点公司盈利预测与估值表重点公司盈利预测与估值表 证券代码证券代码 公司名称公司名称 股价（元）股价（元） EPSEPS（元）（元） PEPE（X X） 投资评投资评级级 21A21A 22E22E 23E23E 21A21A 22E22E 23E23E 000629.SZ 攀钢钒钛 6.85 0.15 0.22 0.26 44 31 26 增持 资料来源：Wind，光大证券研究所预测，股价时间为 2022/8/17 增持（维持）增持（维持） 作者作者 分析师：王招华分析师：王招华 执业证

7、书编号：S0930515050001 分析师：方驭涛分析师：方驭涛 执业证书编号：S0930521070003 行业与沪深行业与沪深 300300 指数对比图指数对比图 资料来源：Wind 相关研报相关研报 安全稳定、寿命长，钒电池长时储能空间广阔全钒液流电池行业深度报告（ 2022-07-07） -27%-13%1%15%29%08/2111/2102/2205/22钢铁行业沪深300要点要点 敬请参阅最后一页特别声明 -2- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 目录目录 1、 共享储能模式成为储能盈利可行方案共享储能模式成为储能盈利可行方

8、案 . 4 4 1.1、 共享储能可提高电网和储能资源利用效率 . 4 1.2、 政策鼓励共享储能模式发展 . 4 1.3、 共享储能模式是当前独立储能电站盈利可行方案 . 6 2、 共享储能加速发展，钒电池逐步起量共享储能加速发展，钒电池逐步起量 . 7 7 3、 空间：钒电池空间：钒电池 2025 年新增装机功率约年新增装机功率约 2-4GW . . 1010 3.1、 安全性+储能时长要求提升，钒电池装机加速可期 . 10 3.2、 经济性：2 小时储能钒电池经济性较差，4 小时储能经济性与锂电池相差不大 . 12 3.3、 市场空间：2025 年钒电池市场空间约 2-4GW . 13

9、4、 投资建议：关注拥有资源优势和逐步切入钒电池领域标的投资建议：关注拥有资源优势和逐步切入钒电池领域标的 . 1414 5、 风险分析风险分析 . 1515 MAhYcZkW7UpPmMrO9P9R9PoMrRpNtRfQmMuMjMmNyRbRmNrRvPsPtOuOnOqN 敬请参阅最后一页特别声明 -3- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 图目录图目录 图 1：共享储能模式概览 . 4 图 2：2022H1 不同独立储能项目进度（单位：GW） . 9 图 3：2022H1 各地在建、EPC/设备采购阶段储能项目规模 . 9 图 4：钒电池工作原理图 . 11 表目录表目录 表 1：近年来

10、国家发改委和能源局关于鼓励发展共享储能相关文件及内容 . 5 表 2：近年来各地方政府关于鼓励发展共享储能相关文件及内容 . 5 表 3：各地政府关于调峰服务补偿的文件 . 6 表 4：以山东 100MW/200MWH 储能电站为例测算的共享储能电站收益 . 7 表 5：2022 年 1-5 月中旬全国共享储能拟在建及招投标项目达到 109 个 . 8 表 6：具备共享储能属性的储能电站项目中钒电池容量占比及建设进度 . 10 表 7：已规划的 4 小时共享储能电站项目 . 12 表 8：100MW/200MWh 锂电池/钒电池共享储能电站收益、成本、IRR 测算 . 13 表 9：当前锂电池

11、和钒电池 IRR 及假设钒电池成本下降 20%后的 IRR 对比 . 13 表 10：国内发电侧储能装机量及钒电池装机量市场规模测算 . 14 敬请参阅最后一页特别声明 -4- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 1 1、 共享储能共享储能模式成为模式成为储能盈利可行方案储能盈利可行方案 1.11.1、 共享储能共享储能可可提高提高电网和储能资源利用效率电网和储能资源利用效率 “共享储能”的概念最早是 2018 年青海省提出，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； 即共享储能是以电网为纽带、 为多个新能源电站同时提供储能服务的新模式，

12、打破了原有的 1 家储能站与 1 家发电站传统对应关系，转向了 1 家储能站对应多家新能源发电站的“1 对 N”的关系。 2018 年 7 月 26 日，格尔木美满 16MW/64MWh 储能电站项目举行开工典礼， 该电站作为青海省首例电网侧储能项目， 是对共享储能模式的初步探索， “1对多”的储能模式也标志着共享储能的概念初步形成。 青海省鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程储能电站于 2019 年 1 月22 日正式投运，并于 4 月开始参与共享储能的市场化运行试验，打破了单个电站独享模式，为“共享储能”提供了解决方案。该项目总装机容量 700 兆瓦，其中光伏 200 兆瓦、风电 400

13、 兆瓦、光热 50 兆瓦、储能 50 兆瓦。该项目采用50MW 储能电站采用磷酸铁锂电池储能系统，储能时长 2 小时。 图图 1 1：共享储能模式概览共享储能模式概览 资料来源：张国强等， 集中式共享储能商业模式与政策分析 ，光大证券研究所 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， 把整个储能的资源释放给整个电力系统， 为电网进行调频调峰、平衡输出、缓解电力波动。共享储能通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式参与电力交易，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和稳定性， 也促进了储能形成独立的辅助

14、服务提供商身份。 1）于新能源企业：降低了新能源配套储能的建设成本，减少了日常运维成本，并享受到电网侧储能峰谷电价差的收益，以实现项目收益率的提高，缩短投资收回期。 2）于电网企业：多点位集中式的中大型储能电站将有利于电网的平衡，实现了新能源电量的消纳。 1.21.2、 政策鼓励共享储能模式政策鼓励共享储能模式发展发展 近年来，从国家到地方均出台了一系列政策支持共享储能模式的探索发展，鼓励共享储能模式的推广。 其中， 国家发改委和能源局在 2021 年 7 月发布的 关 敬请参阅最后一页特别声明 -5- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 于加快推动新型储能发展的指导意见和 2022 年 3 月发

15、布的“十四五”新型储能发展实施方案较为明确的提出了探索建设、推广共享储能模式。 （1）2021 年 7 月 15 日，国家发展改革委、国家能源局联合发布关于加快推动新型储能发展的指导意见，明确提出鼓励探索建设共享储能模式探索建设共享储能模式，并在相关方面给予适当倾斜。 （2）2022 年 3 月 21 日，国家发展改革委、国家能源局印发“十四五”新型储能发展实施方案，明确提出探索推广共享储能商业模式的应用发展探索推广共享储能商业模式的应用发展，支持开展各类应用示范， 并在补偿考核方面给予共享储能新能源发电项目优先考虑在补偿考核方面给予共享储能新能源发电项目优先考虑。鼓励新能源电站以自建、 租用

16、或购买等形式配置储能， 发挥储能“一站多用”的共享作用。同时，要求加大“新能源+储能”支持力度。 表表 1 1：近年来国家发改委和能源局关于鼓励发展共享储能相关文件及内容近年来国家发改委和能源局关于鼓励发展共享储能相关文件及内容 时间时间 部门部门 文件及通知文件及通知 主要内容主要内容 2017/11/15 国家能源局 完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案 提出在 2018-2019 年期间探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制。 2021/5/11 国家能源局 关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项通知 对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通

17、过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。 2021/7/15 国家发改委、国家能源局 关于加快推动新型储能发展的指导意见 鼓励探索建设共享储能；对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，可在竞争性配置、项目核准（备案） 、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。 2021/7/29 国家发改委、国家能源局 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知 鼓励可再生能源发电企业与新增抽水蓄能和储能电站等签订新增消纳能力的协议或合同，明确市场化调峰资源的建设、运营等责任义务。 2022/3/21

18、 国家发改委、国家能源局 “十四五”新型储能发展实施方案 探索推广共享储能商业模式应用，支持各类主体开展储能共享应用示范，对共享储能落实新型储能的新能源发电项目可在补偿考核方面给予优先考虑。 资料来源：国家能源局、国家发改委，光大证券研究所整理 从地方层面来看，自 2021 年开始，山东、河南、宁夏、湖南、浙江、内蒙、广西、 辽宁和河北等多地陆续出台了鼓励投资建设共享储能电站的政策， 创造共享储能电站盈利模式，激励以共享储能的模式落地储能项目建设。 表表 2 2：近年来近年来各地方政府各地方政府关于鼓励发展共享储能相关文件及内容关于鼓励发展共享储能相关文件及内容 时间时间 部门部门 文件及通知

19、文件及通知 主要内容主要内容 2021/4/12 山东省发改委、能源局 关于开展储能示范应用的实施意见 支持各类市场主体投资建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施。 2021/6/15 河南省发改委 关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见 要求创新储能合作共享模式。 2021/7/14 宁夏回族自治区发改委 关于加快促进储能健康有序发展的通知 鼓励优先在新能源富集、电网送出断面受限地区，建设电网区域性共享储能设施，创造共享储能电站盈利模式。 2021/10/13 湖南省发改委 关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见 积极推动电网侧储能合理化布局，以建设大规模集中

20、式共享储能为主，解决新能源消纳困难、系统调节能力不足、安全稳定水平不高的问题。 2021/11/9 浙江省发改委 关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见 有序开展电源侧储能建设。支持“微网+储能” “新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设。 2021/12/24 内蒙古自治区人民政府办公厅 关于加快推动新储能发展的实施意见 探索推广独立共享储能模式。在能力较差或电网调峰需求较为集中的地区因地制宜布局建设独立共享式新型储能电站。积极支持各类主体开展独立共享储能应用示范。 2022/1/5 义乌市发改局 关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则 推广储能置换配额交易（共享储能）商

21、业模式，可中断负荷容量可用储能系统容量替代， 替代储能系统可自建或采用储能置换配额交易 （共享储能）模式。 2022/3/8 广西壮族自治区发改委 广西壮族自治区加快推进既有陆上风电、 光伏发电项目及配套设施建设方案 积极开展以集中共享式电化学储能为重点的新型储能示范应用，鼓励电网企业及有实力的新能源投资企业在系统需要的区域建设集中共享储能设施，在新能源送出压力较大的区域开展集中式共享储能站试点建设。 2022/5/13 辽宁省发改委 辽宁省 2022 年光伏发电示范项目建设方案 优先鼓励承诺按照建设光伏功率 15%的挂钩比例（时长 3 小时以上）配套安全高效储能（含储热）设施，并按照共享储能

22、方式建设。 2022/5/20 河北省发改委 全省电网侧独立储能布局指导方案 、全省电源侧共享储能布局指导方案（暂行） 科学布局共享储能项目，规划到“十四五”末在全省 23 个重点县区新建共享储能电站 27 个，建设规模约 500 万千瓦，研究推动共享储能电站体制建设，探索共享储能电价相关政策和市场推广机制，加强对“新能源+共享储能”的指导，加强共享储能项目建设和运行管理。 资料来源：各地方政府网站，光大证券研究所整理 敬请参阅最后一页特别声明 -6- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 1.31.3、 共享储能共享储能模式是当前独立储能电站盈利可行方案模式是当前独立储能电站盈利可行方案 共享储能

23、一般单体规模较大， 对电网的调度可以形成很好的支撑和响应作用。目前共享储能模式的主要盈利方式有调峰服务补偿、 峰谷价差套利 （参与电力现货市场交易）、容量租赁、容量补偿等收费方式。 调峰服务补偿调峰服务补偿 调峰辅助服务补偿是独立储能电站获取收益的方法之一， 青海、 河南、 宁夏、南方电网地区等多个区域都出台了独立储能电站的调峰补偿规则； 但各地调峰补偿价格差异较大。 据“储能与电力市场”统计，如山东在 2021 年示范项目时期，独立储能电站调峰补偿下降至 0.2 元/kWh，保证调用时长 1000 小时/年，全年可获得补偿2000 万元（在山东电力现货市场改革前）；青海调峰补偿下降至 0.5

24、 元/kWh；南方电网各地区调峰补偿在 0.24-0.79 元/kwh；宁夏储能试点项目调峰服务补偿价格为 0.8 元/KWh，调峰补偿价格全国最高。 表表 3 3：各地各地政府政府关于调峰服务补偿的文件关于调峰服务补偿的文件 时间时间 地区地区 文件及通知文件及通知 主要内容主要内容 2020/12 青海 青海省电力辅助服务市场运营规则 （征求意见稿） 调峰补偿下调为 0.5 元/kWh 2021/3 山东 关于开展储能示范应用的实施意见 （征求意见稿） 独立储能电站调峰补偿调降为 0.2 元/kWh，保证调用时长 1000 小时/年，全年可获得补偿 2000 万元，且累计每充电 1 小时给

25、予 1.6 小时的调峰奖励优先发电量计划 2022/4 河南 河南省“十四五”新型储能实施方案 独立共享储能电站参与电网调峰， 报价上限 0.3 元/kWh；保障年度完全充放电小时数不低于 500 小时。 2022/5 宁夏 关于开展 2022 年新型储能项目试点工作的通知 提出将给予宁夏储能试点项目 0.8 元/kWh 调峰服务补偿价格，全生命周期内完全充放电前 600 次在辅助服务市场中不考虑价格排序， 优先调用储能试点项目 2022/6 南方电网地区 南方区域电力并网运行管理实施细则 储能参与调峰辅助服务中，独立储能电站参照煤机深度调峰第二档的补偿标准，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准

26、为 24*R5（元/兆瓦时） ，即补偿标准为广东 0.792 元/kwh， 广西 0.396 元/kwh， 云南 0.6624 元/kwh，贵州 0.2376 元/kwh，云南 0.5952 元/kwh 资料来源：北极星电力网，储能与电力市场，索比光伏网，光大证券研究所整理 峰谷价差套利峰谷价差套利 进入2022年， 随着越来越多的区域进入电力现货市场试运行或连续试运行，给独立储能电站的利用价差套利带来了更大的空间。 2022 年 3 月，山东省 2021 年投运的 5 座独立储能电站陆续进入电力现货市场。按“储能与电力市场”测算，以 100MW/200MWh 储能电站为例，在山东省平均两小时

27、最高电价约 0.7 元/kWh 左右，平均最低电价是约 0.1 元/kWh左右，考虑储能充电时需要承担的容量电价(0.0991 元/kWh)，以及现货交易规则下的附加成本（约 0.02 元/kWh）,一个 2 小时的储能电站实际可获得的充放电电价差约为 0.5 元/kWh 左右。 以 85%的循环效率，全年运行 330 天，每天一次充放电循环测算，全年可获得的现货市场收益约为 2481 万元。 容量补偿容量补偿 部分地区已经开始探索储能电站的容量电价机制。2022 年 2 月，山东印发关于做好 2022 年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知，修订电力现货市场交易规则， 新增独立储能设施

28、可按照有效充放电容量按月获取容量补偿的规定。7 月 22 日，山东省人民政府发布了2022 年“稳中求进”高质量发展政策清单（第四批）的通知，通知强调了支持新型储能发展：坚持新型储能市场化发展方向， 推动独立储能示范项目积极参与电力现货交易， 暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的 2 倍标准执行。 敬请参阅最后一页特别声明 -7- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 据“储能与电力市场”数据，与火电 24 小时持续放电相比，山东省独立储能电站普遍为 2 小时的充电时长， 目前山东省的独立储能电站按照火电补偿标准的 2/24 补偿。火电机组的容量补偿费用约 360 元/kW年左右，因此储能电

29、站的补偿标准为 30 元/kW年， 一个 100MW/200MWh 的储能电站可获得补偿 300万元/年。根据此次通知，100MW/200MWh 独立储能年可获得容量补偿将变为600 万元/年。 容量租赁容量租赁 目前各地的容量租赁费用不等，山东在 350 元/KW年，湖南容量租赁费用在 450-600 元/KW年， 河南容量租赁费用标准为 260 元/kWh年 （补偿单位与前述地区不同）。 综合上述情况考虑，我们以山东的 100MW/200MWh 共享储能电站为例测算共享储能模式的累计收益。 1）容量租赁：按 350 元/KW年租赁标准测算，若租赁电量在全年发电量的 50%，全年容量租赁收益

30、可达 1750 万元。 2）现货市场补偿：山东调峰辅助服务取消，改为从事电力现货市场引导调峰；按照前述测算方式，每年可获取收益约 2481 万元。 3）容量补偿：若按照山东省最新政策执行，100MW/200MWh 独立储能年可获得容量补偿将变为 600 万元/年。 即当前在山东运营的100MW/200MWh共享储能电站的合计收益为4831万元/年（从上述分析可知，影响共享储能收益关键因素仍在租赁电量规模，若全部租赁电量在 0-100%波动，累计收益在 3081-6581 万元）。独立储能电站需要从现货市场套利以及容量租赁中获得更多补偿，以保证其正常盈利。 表表 4 4：以山东以山东 100MW

31、/200MWH100MW/200MWH 储能电站为例储能电站为例测算测算的共享储能电站收益的共享储能电站收益 年收益年收益（万元）（万元） 测算测算方法方法 容量租赁 1750 按租赁标准 350 元/KW年、50%容量完成租赁测算，全年容量租赁约 1750 万元 峰谷套利 2481 按前述山东省峰谷价差套利测算方法，度电收益约 0.38 元/kWh 左右， 以 85%的循环效率， 全年运行 330 天，每天一次充放电循环测算，全年可获得的现货市场收益约为 2481 万元 容量补偿 600 以山东省最新政策测算 总计 4831 资料来源：储能与电力市场，光大证券研究所测算 2 2、 共享储能加

32、速发展，钒电池共享储能加速发展，钒电池逐步起量逐步起量 共享储能装机规模共享储能装机规模加速发展加速发展 据 CNESA 统计， 2022 年 1-5 月中旬全国共享储能拟在建及招投标项目达到109 个，其中陕西 25 个、河南 24 个、宁夏 14 个、山东 11 个，其他省市均在个位数。 敬请参阅最后一页特别声明 -8- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 表表 5 5：20222022 年年 1 1- -5 5 月月中旬全国共享储能拟在建及招投标项目达到中旬全国共享储能拟在建及招投标项目达到 109109 个个 项目名称项目名称 项目名称项目名称 项目名称项目名称 陕西榆林靖边县杨桥畔 40

33、0MW/800MWh 共享储能电站 河南中广核宝丰 100MW/200MWh 共享电储能项目 湖北孝感华能应城 60MW/120MWh 集中式(共享式)储能电站 陕西榆林榆阳区共享储能电站项目 河南龙源新能源发展有限公司共享储能电站 湖北深能万全镇 50WW/100MWh 集中式(共享式)储能项目 陕西榆林绥德郝家沟 300MW/600MWh 共享储能电站 信阳市光山县产业集聚区 100MW/200MWh 共享集中储能示范项目 信义武穴市梅川镇 50MW/100MWh 集中式(共享式)储能电站项目 陕西马合 300MW/600MWh 共享储能电站一期 河南 100MW/200MWh 共享集中储

34、能示范项目 华能荆门东宝美满 50MW/100MWh 集中式(共享式)储能电站 陕西小壕兔 300MW/600MWh 共享储能电站一期 驻马店市高新区 200MW/400MWh 共享集中储能示范项目 华能星泽咸宁黄荆 50MW/100MWh 集中式(共享式)储能项目 陕西营盘山 100MW/200MWh 共享储能电站一期 河南中广核浚县产业集聚区 100MW/200MWh共享电储能项目 林洋湖北仙桃 200MW 光伏/120MWh 储能项目 陕西白泥井 300MW/600MWh 共享楼能电站一期 河南安阳山市叶县龚店 100MW/200MWh 共享集中储能示范项目 仙桃市耀洋 60MW/120

35、MWh 集中式(共享式)储能项目 陕西罗敷 100MW/200MWh 共享储能电 平顶山市汝州市沛阳 100MW/200MWh 共享集中储能示范项目 国华仙桃市郭河镇 50MW/100MWh 集中式(共享式)储能电站项目 安塞共享储能50MW/100MWh示范项目(初期规模) 平顶山市郏县冠上 100MW/200MW 共享集中储能示范项目 河北新乐市500MW/1000MWh新型共享储能示范项目 吴起共享储能60MW/120MWh示范项目(初期规模) 平顶山舞钢市双山 100MW/200MW 共享集中储能示范项目 河北邢台隆尧县500MW/1000MWh新型共享储能示范项目 黄龙共享储能50M

36、W/100MWh示范项目(初期规模) 平顶山市宝丰县宝丰 100M/200MWh 共享集中储能示范项目 河北黄骅市 1GW/2GWh 灵活性共享储能项目 宜川共享储能50MW/100MWh示范项目(初期规模) 河南中广核浚县产业集聚区 100MW/200MWh共享电储能项目 河北丰宁县 300MW/600MWh 集中式(共享式）储能项目 延川共享储能50MW/100MWh示范项目(初期规模) 宁夏中宁县 200MW/800MWh 共享储能项目 蔚县同兴垣集团 100MW/200MWh 共享储能项目 马合共享储能 100MW/200MWh 示范项目(初期规模) 惠农区靖安220千伏变电站电网侧共

37、享储能示范项目 衡水市饶阳县集中式 100MW/200MWh 储能电站项目 锦界共享储能50MW/100MWh示范项目(初期规模) 宁夏候桥 330 变电站电网侧共享储能示范项目 内蒙古天翊达新能源达茂旗共享储能电站项目 白泥井共享储能 100MW/200MWh 示范项目(初期规模) 宁 夏 利 通 区 牛 首 山330kv变 电 站200MW/400MWh 共享储能项目 内蒙古中能建投翁牛特旗共享储能电站项目 营盘山共享储能 50MW/100MWh 示范项目 宁夏特变电工鲁家窑 100MW/200MWh 集中式(共享式)储能电站项目 内蒙古通辽科尔沁区共享储能电站项目 郝滩共享储能50MW/

38、100MWh示范项目(初期规模) 宁夏国家电投集团月牙湖乡 200MW/400MWh新能源共享储能电器项目 甘肃民乐县500MW/1000MWh共享储能电站项目 澄县共享储能50MW/100MWh示范项目(初期规模) 宁夏华电灵武一期 200MW/400MWh 共享储能电站项目 临泽天海 200MW/400MWh 共享储能电站项目 富平共享储能50MW/100MWh示范项目(初期规模) 宁夏华电灵武二期 200MW/400MWh 共享储能电站项目 东海县李埝乡 300MW/600WMh 集中式(共享)储能电站项目 大荔(高明)共京储能 110MW/220MWh 示范项目(初期规模) 宁 夏 疆

39、 能 汇 联 同 心 县 王 团 镇 启 明200MW/400MWh 共享储能项目 广东兴宁市 200MW/400MWh 集中式共享储能电站项目 罗敷共等储能50MW/100MWh示范项目(初期规模) 宁夏电投宁东基地新能源共享储能电站示范项目 辽宁康平县 100MW/200MWh 独立共享储能项目 白水共卓储能50MW/100MWh示范项目(初期规模) 宁 夏 奥 能 瑞 拉100MW/200MWh （ 一 期40MW/80MWh)钠盐共享储能电站示范项目 黑龙江哈尔滨市通河县大型集中式共享储能示范项目 潼关共享储能60MW/120MWh示范项目(初期规模) 中节能宁夏原州区 100MW/2

40、00MWh 共享储能电站项目 江西普慧能源有限公司进贤县独立共享储能电站项目 韩城共享储能50MW/100MWh示范项目(初期规模) 宁夏吴忠利通同利 100MW/200MWh 共享储能电站项目 景能(南昌)零碳产业基地 500MW 共享绿电储能站项目 河南罗山县 200MW/400MWh 电化学储能电站项目 宁夏利通区板桥 100MW/200MWh 共享储能电站项目 华能湖南常德津市 100MW/200MWh 共储能电站项目 河南中核汇能浚县 50MW/100MWh 共享储能项目 山东国网时代兖州共享储能工程项目 湖南茶陵县 100MW/200MWh 共家格能示范项目 河南舞钢 220kV

41、双山变共享储能项目 山东中广核冠县清水 200MW/400MWh 储能电站项目 山西霍州市 200MW/400MWh 共享储能项目 河南封丘县越翎 220 千伏变电站电网侧共享储能示范项目 山东国家能源东昌府区 2*200MWh 共享储能项目 山西朔州平鲁区 200MW/400MWh 共享储能项目 河南杞县 200MW/400MWh 共享储能电站建设项目能 山东淄博高新区卫蓝智慧共享储能电站项目 金 风 润 航 新 能 源 有 限 公 司 朔 州 市150MW/300MWh 共享储能项目 河南开封分布式光伏+共享储能光储充一体化综合能源项目 山东烟台市福山区 200MW/400MWh 集中式(

42、共享)储能电站项目 中国能建山西电建中标右玉县 400MW/800MWh共享储能项目 河南华润电力鹤壁山城区共享储能电站项目 山东泰安市新泰市 200MW/400MWh 集中式(共享)储能电站 玖方古交共享储能示范站项目(一期 50MW) 敬请参阅最后一页特别声明 -9- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 河南华润电力安阳县共享储能电站项目 山东淄博高新区卫蓝智慧共享储能电站项目 东方日升万荣县 300MW/600MWh 共享储能项目 河南中核汇能夏邑县 200MW/400MWh 共享储能项目 山东省临沂市临沭县 200MW/400MWh 集中式共享储能电站项目 广西南宁武鸣共享储能电站项目 河

43、南龙源新能源发展有限公司卢氏共享储能电站项 山东省临沂市临沭县 200MW/400MWh 集中式共享储能电站项目 安徽天长市龙源电力 1GWh 共享储能示范基地项目 河南林州豫能共享储能电站项目 山东烟台市福山区 100MW/200MWh 集中(共享)储能电站项目 河南特变电公源汇区共享储能示范项目 林洋能源潍坊高新区 100MW/200MWh 共享储能电站项目 资料来源：CNESA，光大证券研究所（截至 2022 年 5 月底） 据“储能与电力市场”统计，2022 年上半年，考虑在前期规划、科研设计，启动 EPC/设备采购，在建，投运等阶段的储能项目合计约 180 个，项目总规模约 26.6

44、GW （53.6GWH） 。 其中进入实际投运/建设/启动建设状态的项目约 7.7GW（其中 7.6GW 在建+0.1GW 投运），功率占总规划项目的 29%。上半年已有实质性进展的独立式储能项目大多来自已经启动年度储能示范项目申报的地区， 例如山东、湖北、山西、宁夏、浙江、湖南等地。 图图 2 2：20222022H1H1 不同独立储能项目进度（单位：不同独立储能项目进度（单位：GWGW） 图图 3 3：2022H12022H1 各地在建、各地在建、EPC/EPC/设备采购阶段储能项目规模设备采购阶段储能项目规模 资料来源：储能与电力市场，光大证券研究所（2022 年上半年） 资料来源：储能

45、与电力市场，光大证券研究所（2022 上半年） 钒电池在共享储能装机逐步起量钒电池在共享储能装机逐步起量 目前，全钒液流电池已经开始成为共享储能电站的备选项之一。 1）2 小时储能中钒电池仍是锂电池的配角。山西省的部分共享储能项目已经开始使用一定比例的钒电池，如山西朔州 75MW /150MWh 共享储能项目（第一期） 20MW/40MWh、 金风润航新能源有限公司承接的朔州市 150MW/300MWh共享储能项目都是以 90%磷酸铁锂+10%钒电池储能项目进行配比建设 （古交市100MW/200MWh、右玉县 400MW/800MWh 项目都配有钒电池，但未披露具体比例）。 2）4 小时及以

46、上储能时长的部分项目钒电池已成为主角。中宁县200MW/800MWh 共享储能项目使用了 50%的钒电池，襄阳高新区100MW/500MWh 全钒液流电池储能电站、正在立项备案的甘肃张掖市250MW/1000MWh 共享储能项目则全部采用钒电池。 截至 2022 年上半年，进入在建阶段的以共享储能模式建设的独立储能电站中使用全钒液流电池系统的规模已经达到 302MW/1104MWh（未统计山西古交市、朔州市等未披露具体钒电池规模的项目），占 2022 年上半年在建独立储能电站（7.6GW）的 4%。 敬请参阅最后一页特别声明 -10- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 表表 6 6：具备共享储能

47、属性的储能电站项目中钒电池容量占比及建设进度具备共享储能属性的储能电站项目中钒电池容量占比及建设进度 项目名称项目名称 承接单位承接单位 项目总功率和容量项目总功率和容量 钒电池功率和容量钒电池功率和容量 项目项目 总总投资额投资额 （亿元）（亿元） 备注备注 功率功率 （MWMW） 容量容量 （MWHMWH） 功率功率 （MWMW） 容量容量 （MWHMWH） 张掖市250MW/1000MWh集中式共享全钒液流储能电站 甘肃伟力得绿色能源有限公司 250 1000 250 1000 - 2022 年 7 月 20 日正在立项备案 太原市古交市100MW独立储能电站综合利用示范项目 山西丰源储

48、能科技有限公司 100 200 未披露 未披露 - 2022 年 3 月 28 日，项目顺利完成接入系统方案审查 中宁县 200MW/800MWh 共享储能项目 大唐中宁能源开发有限公司 200 800 100 400 - 2022 年 4 月 29 日发布项目勘察设计招标公告 山西朔州 75MW /150MWh 共享储能项目（第一期） 金风低碳能源设计研究院 20 40 2 4 2.21 2022 年 6 月 7 日中标 金风润航新能源有限公司朔州市150MW/300MWH 共享储能项目 金风润航新能源有限公司 150 300 未披露 未披露 6 2021 年 6 月 29 日一期项目开工；

49、2022 年 4 月 27 日，项目EPC 总承包工程招标公示 朔州市右玉县 400MW/800MWh独立储能项目 朔州市华朔新能右玉技术有限公司 400 800 未披露 未披露 17.42 2021 年 12 月中标 中广核 100MW/200MWh 全钒液流集中式储能电站 中广核新能源襄阳有限公司 100 200 100 200 10 2021 年 12 月计划开工 襄阳高新区 100MW/500MWh 全钒液流电池储能电站 湖北绿动中钒新能源有限公司 100 500 100 500 19 2021 年 8 月 29 日开工， 2022年 3 月 15 日施工单位进场施工 资料来源：北极星

50、储能，光大证券研究所（截至 2022 年 8 月 5 日）注： 山西朔州项目列示的项目功率和容量为一期项目数据 3 3、 空间空间：钒电池钒电池 20252025 年新增装机功率约年新增装机功率约2 2- -4GW4GW 3.13.1、 安全性安全性+ +储能时长要求储能时长要求提升，钒电池装机加速可期提升，钒电池装机加速可期 我们认为随着储能安全性要求升级和储能时长的增加， 钒电池基于高安全性和随储能时长增加边际成本递减的特点，钒电池装机有望进入加速增长阶段。 储能电站安全性要求提升储能电站安全性要求提升 2022 年 6 月 29 日，国家能源局发布关于征求防止电力生产事故的二十五项重点要

51、求（2022 年版）（征求意见稿）意见的函，其中针对防止电化学储能电站火灾事故的具体要求包括， “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；选用梯次利用动力电池时，应进行一致性筛选并结合溯源数据进行安全评估”。 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。 钒电池因含钒电解液作为电池的活性物质的特点， 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。其工作原理决定了钒电池在储能领域应用的高安全性。 敬请参阅最后一页特别声明 -11- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 图图 4 4：钒电池工作原理图：钒电池工作原理图 资料

52、来源：融科储能官网，光大证券研究所 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，起火和爆炸的概率会大幅增加。因此，大规模、长时储能方面全钒液流电池具备天然的安全优势。 4 4 小时储能时长占比逐步提升小时储能时长占比逐步提升 钒电池占比较低的主要原因为 4 小时及以上储能需求短期仍未扩大。目前多数地区在建及已建储能系统主要仍按照 2 小时储能时长进行配置。 国家发改委、能源局于 2021 年 8 月 11 日发布关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知，其中要求“超过电网企业保障性并

53、网以外的新增可再生能源发电项目需配建 4 小时以上的调峰能力”。部分地区已经开始提出 4小时储能时长的要求。 （1）新疆：2022 年 3 月 4 日，新疆自治区发改委发布服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0 版），明确明确建设建设 4 4 小时以上时长储能项小时以上时长储能项目目的企业，允许配建储能规模的企业，允许配建储能规模 4 4 倍的风电光伏发电项目倍的风电光伏发电项目。 近期新疆发改委曾发布两批次市场化并网新能源项目清单，共包含 80 个源网荷储和多能互补一体化项目，新能源总容量达 50.76GW。新疆公布的市场化新能源项目储能规模已超 7937.5MW/34305MW

54、h。在近期发布的市场化并网新能源项目清单中也包括了大量按 4 小时进行配置储能源网荷储一体化项目。 仅 4个项目，储能配置容量就达到了 600MW/2400MWh。 （2）内蒙古：2021 年 12 月，内蒙古自治区人民政府办公厅发布关于加快推动新型储能发展的实施意见，提出“新建保障性并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的 15%，储能时长 2 小时以上；新建新建市场化并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的市场化并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%15%，储能时长，储能时长 4 4 小时以上小时以上。” 2022 年 7

55、 月印发的内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则（2022年版），将源网荷储一体化项目中储能的配置要求也提高到了“原则上不低于新能源规模的 15%（4 小时）”。 敬请参阅最后一页特别声明 -12- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 （3）辽宁：2021 年 12 月 14 日，辽宁省发改委发布关于全省风电建设规模增补方案公开征求意见建议的公告， “鼓励配套建设不少于风电装机规鼓励配套建设不少于风电装机规模模15%15%（时长（时长 4 4 小时以上）的新型储能设施小时以上）的新型储能设施”。 表表 7 7：已已规划的规划的 4 4 小时共享储能电站项目小时共享储能电站项目 项目名称项目名称 开

56、发商开发商 省份省份 新能源装机新能源装机 功率（功率（MWMW） 功率功率 （MWMW） 容量容量 （MWHMWH） 备注备注 突泉县 200MW/800MWh 共享储能电站 中核集团 内蒙古 - 200 800 可研/勘测 华能山丹县东乐北滩 250MW/1000MWH项目 华能甘肃能源开发有限公司 甘肃 200 250 1000 可研/勘测 华能乌什 700MW 光储一体化项目 华能新疆能源开发有限公司 新疆 700 175 700 可研/勘测 新疆立新能源奇台县 75MW/300MWh 储能+300MW 风光同场项目 新疆立新能源股份有限公司 新疆 300 75 300 可研/勘测 华

57、润巴里坤县 1000MW 风电配套250MW/1000MWh 储能系统 华润电力控股有限公司 新疆 1000 250 1000 接入系统设计方案技术服务 华电新疆蜂巢能源 400MW 光伏配套100MW/400MWh 储能项目 新疆华电煤业物资有限公司 新疆 400 100 400 可研/勘测 资料来源：储能与电力市场，光大证券研究所（截至 2022 年 7 月底） 我们预计未来在新能源装机占比较高的地区以及后续新能源大基地的主要建设地区，包括新疆、内蒙、西藏、青海等地将有越来越多的 4 小时储能电站开始规划建设。 同时， 钒电池的输出功率由电堆的大小和数量决定， 储能容量由电解液的体积决定，

58、因此，在功率一定时，要增加储能容量，只需要增大钒电解液的容积即可。储能时长越长，钒电池的单位投资成本越低。 3.23.2、 经济性经济性：2 2 小时储能钒电池经济性较差，小时储能钒电池经济性较差，4 4 小时储小时储能能经济性与锂电池相差不大经济性与锂电池相差不大 我们以相同规模的 100MW/200MWh 的磷酸铁锂电池储能电站和全钒液流电池储能电站测算共享储能电站运行 20 年的收益和成本的对比，得出 2 小时储能系统使用钒电池的经济性较差， 但 4 小时储能系统使用钒电池经济性要高于锂电池（每日充放电 1 次）。 测算依据测算依据： 1）电站基础参数：锂电池储能电站取达储科技利通区 1

59、00MW/200MWh 新型电化学储能电站 EPC 项目（2022 年 8 月 1 日）为例，宁夏电力设计院以总报价 41228 万元，折合单价 2.06 元/Wh（交付成本）；钒电池储能电站 2 小时的项目较少，取中广核湖北 100MW/200MWh 独立电站为例，总投资额 10 亿元，单位投资成本 5 元/Wh（交付成本）。锂电池储能循环寿命一般在 4000-5000次（取 5000 次），钒电池循环寿命取 15000 次以上（取 15000 次）。 2）基础假设：假设电站每天充放电 1 次，一年使用天数 330 天，则锂电池寿命为 15 年，钒电池寿命远大于 20 年。 3）电站收益测算

60、：以前述共享储能模式测算假设，锂电池年储能电站收益为 4831 万元/年，钒电池为 4369 万元/年（锂电池转换效率为 85%，钒电池为75%）。 4）成本假设：依据文军等人于 2021 年发表的储能技术发全生命周期度电成本分析，磷酸铁锂年维护成本假设为 55 万元/年（钒电池基本无需维护，我们假设钒电池维护成本与锂电池相同）；锂电池寿命到期后（约 15 年），锂电池储能电站仅更换电池 （根据前瞻产业研究院数据，储能系统中电池成本占比59%），其他部件不更换。锂电池残值率 5%；钒电池电池系统残值率 5%，电 敬请参阅最后一页特别声明 -13- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 解液（电解液成

61、本占比约 40-50%，4 小时储能取电解液成本占比 50%，剩余50%成本为电池系统成本）可回收 70%。 表表 8 8：100MW/200MWh100MW/200MWh 锂电池锂电池/ /钒电池钒电池共享储能共享储能电站收益、成本、电站收益、成本、IRRIRR 测算测算 电站参数电站参数 电站容量电站容量 投资额（亿元）投资额（亿元） 单位投资成本单位投资成本 （元（元/WH/WH） 循环寿命（次）循环寿命（次） 锂电池 100MW/200MWh 4.12 2.06 5000 钒电池 100MW/200MWh 10 5 15000 基础假设基础假设 每天运行次数每天运行次数 使用天数使用天

62、数 电池寿命电池寿命（年）（年） 转换效率（转换效率（%） 锂电池 1 330 15 85% 钒电池 1 330 20 75% 收益收益测算测算 容量租赁容量租赁 （万元）（万元） 峰谷套利峰谷套利 （万元）（万元） 容量补偿容量补偿 （万元）（万元） 收益合计收益合计 （万元）（万元） 锂电池 1750 2481 600 4831 钒电池 1750 2019 600 4369 成本假设成本假设 维护成本维护成本 （万元（万元/ /年年） 电池更换成本电池更换成本 ( (亿元）亿元） 残值占比（残值占比（%） IRRIRR 锂电池 55 2.47 5% 7.67.6% 钒电池 55 0 38%

63、 1.7%1.7% 资料来源：文军等，储能技术发全生命周期度电成本分析，光大证券研究所测算 按照以上假设测算，20 年运行的 100MW/200MWh 锂电池和钒电池储能电站 IRR 分别为 7.6%和 1.7%， 2 小时储能系统锂电池的 IRR 远高于钒电池。 由于初装成本较高，钒电池在 2 小时储能系统上的经济性较差。 如果其他假设（收益与成本等）不变，电池系统扩充至 4 小时储能，每天充放电 1 次，同为 100MW/400MWh 的储能电站，锂电池 IRR 将下降至 2.5%，而钒电池仍在 1.5%（钒电池 100MW/400MWh 储能系统尚无投建项目，单位投资成本按国家电投湖北1

64、00MW/500MWh的3.8元/Wh， 锂电池仍为2.06元/Wh） 。4 小时储能系统的钒电池和锂电池经济性相差不大， 主要是因为钒电池储能时长越长，单位投资成本增加（仅增加电解液成本）小于锂电池。 考虑钒电池仍处于产业发展的初期， 后续仍有较大降本空间， 在储能领域应用的经济性逐步增强。 在其他假设不变情况下， 假设钒电池储能系统交付成本降低 20%， 即 2 小时储能系统的单位投资成本由当前的 5 元/Wh 降至 4 元/Wh， 4小时储能系统的钒电池单位投资成本由 3.8 元/wh 降至 3 元/Wh， 则对应的钒电池储能系统的 IRR 分别为 3.1%和 2.9%； 钒电池 2 小

65、时经济性仍较差， 4 小时储能经济性优于锂电池。 表表 9 9：当前锂电池和钒电池当前锂电池和钒电池 IRRIRR 及及假设假设钒电池成本下降钒电池成本下降 20%20%后的后的 IRRIRR 对比对比 当前储能系统交付成本当前储能系统交付成本 假设钒电池储能系统交付成本下降假设钒电池储能系统交付成本下降20%20%，锂电池不变，锂电池不变 电站参数电站参数 2 2 小时小时 IRRIRR 4 4 小时小时 IRRIRR 2 2 小时小时 IRRIRR 4 4 小时小时 IRRIRR 锂电池 7.6% 2.5% 7.6% 2.5% 钒电池 1.7% 1.5% 3.1% 2.9% 资料来源：光大

66、证券研究所测算（其他假设均按照上述表 8 一致） 3.33.3、 市场空间：市场空间：20252025 年钒电池市场空间约年钒电池市场空间约 2 2- -4GW4GW 我们认为随着共享储能模式的推广， 将会有更多的发电测配储的项目承担电网侧调峰、调频等电网平衡调节服务，发电侧和电网侧储能的界限将逐步模糊，发电侧的储能仍是中国整个储能市场发展的主导力量。 基于中国电网侧风电、 集中式光伏装机量的预测， 我们测算了中国发电侧储能电站的市场规模和钒电池的市场规模。 测算依据：测算依据： 敬请参阅最后一页特别声明 -14- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 1）根据光大证券金属团队 2022 年 7 月

67、 2 日已外发报告被忽视的光伏新材料，有潜力的电车受益者取向硅钢行业深度报告，中国 2022-2025 年年新增风电装机量预计分别为 56GW、65GW、75GW、85GW（CWEA 风能专委会预测）； 2） 中国光伏行业协会预测中国 2022-2025 年光伏装机量分别为 75-90GW、80-95GW、85-100GW、90-110GW，7 月 21 日中国光伏大会，中国光伏业协会将 2022 年光伏新增装机预测上调至 85-100GW，因此我们将后续预测均上调10GW， 即中国 2022-2025 年光伏装机量分别为 92.5GW、 97.5GW、 102.5GW、110GW。2021

68、年集中式光伏装机占比 45%，我们假设此比例维持不变。 3）假设配储比例从当前的 10%逐步提升至 20%，整个储能时长的平均储能时长从当前的 2 小时逐步提升至 2.6 小时。 按照上述假设，2022-2025 年中国发电侧年新增储能的装机规模分别为19.5GWh/35.9GWh/52.3GWH/69.9GWh。2022 年上半年在建项目中钒电池在独立储能电站装机量占比 4%，我们作出悲观和乐观两种情形假设。 1）悲观假设：2022-2025 年钒电池年新增装机功率占比分别为4%/5%/6%/7%；对应钒电池年新增装机功率分别为 0.4GW、 0.8GW、 1.3GW、1.9GW； 按钒电池

69、装机主要为4 小时储能时长测算， 2025年装机容量为7.5GWh。2025 年钒电池储能系统装机成本由当前的 4 元/Wh 左右下降至 2.5 元/Wh，市场空间为 188 亿元。 2）乐观假设：2022-2025 年钒电池年新增装机功率占比分别为5%/8%/11%/15%； 对应钒电池年新增装机量分别为 0.5GW、 1.3GW、 2.4GW、4.0GW； 按钒电池装机主要为4小时储能时长测算， 2025年装机容量为16.1GWh；2025 年钒电池储能系统装机成本由当前的 4 元/Wh 左右下降至 2.5 元/Wh，市场空间为 404 亿元。 表表 1010：国内国内发电发电侧侧储能储能

70、装机量及钒电池装机量装机量及钒电池装机量市场市场规模规模测算测算 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 风电装机功率（GW） 56 65 75 85 集中式光伏装机功率（GW） 41.6 43.9 46.1 49.5 配储比例（%） 10% 15% 18% 20% 储能装机功率（GW） 9.8 16.3 21.8 26.9 储能市场平均储能时长（小时） 2.0 2.2 2.4 2.6 发电侧年新增储能装机量 19.5 35.9 52.3 69.9 假设 1：钒电池年新增装机功率占比（%） 4% 5% 6% 7% 假设 2：钒电池年新增装机功率占

71、比（%） 5% 8% 11% 15% 假设 1 下钒电池年新增装机功率（GW） 0.4 0.8 1.3 1.9 假设 2 下钒电池年新增装机功率（GW） 0.5 1.3 2.4 4.0 假设 1 下钒电池年新增装机容量（GWh） 1.6 3.3 5.2 7.5 假设 2 下钒电池年新增装机容量（GWh） 2.0 5.2 9.6 16.1 钒电池平均交付成本（元/Wh） 4 3.5 3 2.5 假设 1 下对应钒电池市场规模（亿元） 62.5 114.3 157.0 188.3 假设 2 下对应钒电池市场规模（亿元） 78.1 182.9 287.8 403.5 资料来源：CWEA 风能专委会、

72、中国光伏行业协会，光大证券研究所测算 4 4、 投资建议投资建议：关注：关注拥有资源优势和逐步切拥有资源优势和逐步切入钒电池领域标的入钒电池领域标的 我们认为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， 钒电池基于高安全性和随储能时长增加边际成本递减的特点， 钒电池装机有望进入加速增长阶 敬请参阅最后一页特别声明 -15- 证券研究报告 钢铁行业钢铁行业 段。 持续推荐拥有丰富钒资源且布局钒电解液的攀钢钒钛， 建议关注规划及切入钒电池领域的河钢股份、中核钛白。 5 5、 风险分析风险分析 1 1）共享储能推进进展不及

73、预期共享储能推进进展不及预期 若共享储能相关鼓励和支持的政策效果不及预期， 或各地发展进度共享储能的进度，从而影响储能及钒电池装机的进展。 2 2）资源开发不及预期导致钒价大幅上行风险资源开发不及预期导致钒价大幅上行风险 全钒液流电池项目装机的装机量快速增加会带来钒资源的需求量大增， 若资源开发不及预期， 拥有钒钛磁铁矿的钢铁公司新增产能不足或大幅拉动五氧化二钒价格大幅上行，或对钒电池加速渗透不利。 敬请参阅最后一页特别声明 -16- 证券研究报告 行业及公司评级体系行业及公司评级体系 评级评级 说明说明 行行 业业 及及 公公 司司 评评 级级 买入 未来 6-12 个月的投资收益率领先市场

74、基准指数 15%以上 增持 未来 6-12 个月的投资收益率领先市场基准指数 5%至 15%； 中性 未来 6-12 个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5%至 5%； 减持 未来 6-12 个月的投资收益率落后市场基准指数 5%至 15%； 卖出 未来 6-12 个月的投资收益率落后市场基准指数 15%以上； 无评级 因无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使无法给出明确的投资评级。 基准指数说明：基准指数说明： A 股主板基准为沪深 300 指数；中小盘基准为中小板指；创业板基准为创业板指；新三板基准为新三板指数；港股基准指数为恒生指数。

75、 分析、估值方法的局限性说明分析、估值方法的局限性说明 本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。本报告采用的各种估值方法及模型均有其局限性，估值结果不保证所涉及证券能够在该价格交易。 分析师声明分析师声明 本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。负责准备以及撰写本报告的所有研究人员在此保证，本研究报告中任何关于发行商或证券所发表的观点均如实反映研究人员的个人观点。研究人员获取报酬的评判因素包括研究的质量和准确性、客户

76、反馈、竞争性因素以及光大证券股份有限公司的整体收益。所有研究人员保证他们报酬的任何一部分不曾与，不与，也将不会与本报告中具体的推荐意见或观点有直接或间接的联系。 法律主体声明法律主体声明 本报告由光大证券股份有限公司制作，光大证券股份有限公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格，负责本报告在中华人民共和国境内（仅为本报告目的，不包括港澳台）的分销。本报告署名分析师所持中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格编号已披露在报告上海品茶。 中国光大证券国际有限公司和 Everbright Securities(UK) Company Limited 是光大证券股份有限公司的关联机构。 特别声明特别声

77、明 光大证券股份有限公司（以下简称“本公司”）创建于 1996 年，系由中国光大（集团）总公司投资控股的全国性综合类股份制证券公司，是中国证监会批准的首批三家创新试点公司之一。根据中国证监会核发的经营证券期货业务许可，本公司的经营范围包括证券投资咨询业务。 本公司经营范围：证券经纪；证券投资咨询；与证券交易、证券投资活动有关的财务顾问；证券承销与保荐；证券自营；为期货公司提供中间介绍业务；证券投资基金代销；融资融券业务；中国证监会批准的其他业务。此外，本公司还通过全资或控股子公司开展资产管理、直接投资、期货、基金管理以及香港证券业务。 本报告由光大证券股份有限公司研究所（以下简称“光大证券研究

78、所”）编写，以合法获得的我们相信为可靠、准确、完整的信息为基础，但不保证我们所获得的原始信息以及报告所载信息之准确性和完整性。光大证券研究所可能将不时补充、修订或更新有关信息，但不保证及时发布该等更新。 本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次发布时光大证券研究所的判断，可能需随时进行调整且不予通知。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本报告中的信息或所表述的意见并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对

79、依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及作者均不承担任何法律责任。 不同时期，本公司可能会撰写并发布与本报告所载信息、建议及预测不一致的报告。本公司的销售人员、交易人员和其他专业人员可能会向客户提供与本报告中观点不同的口头或书面评论或交易策略。本公司的资产管理子公司、自营部门以及其他投资业务板块可能会独立做出与本报告的意见或建议不相一致的投资决策。本公司提醒投资者注意并理解投资证券及投资产品存在的风险，在做出投资决策前，建议投资者务必向专业人士咨询并谨慎抉择。 在法律允许的情况下，本公司及其附属机构可能持有报告中提及的公司所发行证券的头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或正在争取提供投资银

80、行、财务顾问或金融产品等相关服务。投资者应当充分考虑本公司及本公司附属机构就报告内容可能存在的利益冲突，勿将本报告作为投资决策的唯一信赖依据。 本报告根据中华人民共和国法律在中华人民共和国境内分发，仅向特定客户传送。本报告的版权仅归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式、任何目的进行翻版、复制、转载、刊登、发表、篡改或引用。如因侵权行为给本公司造成任何直接或间接的损失，本公司保留追究一切法律责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。 光大证券股份有限公司版权所有。保留一切权利。光大证券股份有限公司版权所有。保留一切权利。 光大证券研究所

81、光大证券研究所 上海上海 北京北京 深圳深圳 静安区南京西路 1266 号 恒隆广场 1 期办公楼 48 层 西城区武定侯街 2 号 泰康国际大厦 7 层 福田区深南大道 6011 号 NEO 绿景纪元大厦 A 座 17 楼 光大证券股份有限公司关联机构光大证券股份有限公司关联机构 香港香港 英国英国 中国光大证券国际有限公司中国光大证券国际有限公司 香港铜锣湾希慎道 33 号利园一期 28 楼 Everbright Securities(UK) Company LimitedEverbright Securities(UK) Company Limited 64 Cannon Street，London，United Kingdom EC4N 6AE