光大证券发布研究报告称，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。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。
光大证券主要观点如下：
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。
政策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%。
4小时储能电站钒电池IRR与锂电池相差不大
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/400MWh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2025年市场空间约188-404亿元
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)。
风险提示：共享储能进展不及预期;资源开发不及预期导致钒价大幅上行风险。
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