近年来，我国新能源发电（884150）装机量快速增长，对新型储能（885921）等调节资源需求亦日益增长，储能（885921）发展赛道上群雄逐鹿，行业总产值将达万亿级别。

在众多新型储能（885921）路线上，锂离子电池储能（885921）占据着超过90%的份额，稳坐第一把交椅；全钒液流电池因其高安全性、长寿命和可扩展性等优势被寄予厚望，在大规模储能（885921）领域具有很好的应用前景。

今年，四川省出台了全国首个支持钒电池（886003）产业发展专项政策，四川攀枝花市提出打造“中国钒电之都”的愿景，全行业首创商业化租赁模式全钒液流储能（885921）电站示范项目在此落地。11月，该项目完成全钒液流电池设备采购招标，这对钒储能（885921）产业和金融服务业融合发展具有标杆意义。

锂电池储能“一家独大”

“新能源（850101）在爆发性的增长，而新能源（850101）增长一定带来储能（885921）的发展；国家能源（850101）结构规划，一定会带来储能（885921）领域的增长。现在储能（885921）发展方向不确定，正处于百花齐放阶段，每个赛道都有各自的发展，都在降低成本、提升技术。”钒钛股份（000629）董事长罗吉春对证券时报记者表示。

业内普遍认为，随着未来可再生能源（850101）占比越大，建设长时储能（885921）的必要性和急迫性就越大，长时储能（885921）可在更长的时间维度上，调节新能源（850101）的储力波动。通常来看，长时储能（885921）技术根据物理特性可以分为三大类：机械储能（885921）、储热和电化学储能（885921）。

目前，长时储能（885921）正处于发展初期，国内外尚未对长时储能（885921）的持续时间进行统一定义。通常认为，持续放电时间不低于4小时、寿命不低于20年的储能（885921）技术为长时储能（885921）。

当前，抽水蓄能（885935）是成熟度最高、效率最高的长时储能（885921）技术，占据全球70%以上份额。不过，抽水蓄能（885935）选址困难，极其依赖地势，受地理条件限制较大，且投资周期（883436）较长。

再看新型储能（885921）领域，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（885886）和飞轮储能（885921）等方式。在众多新型储能（885921）市场中，锂离子电池因其成熟的技术、广泛的应用和较高的能量密度，暂时位居“一家独大”的地位。

国家能源（850101）局数据显示，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能（885921）项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%；已投运锂离子电池储能（885921）占比97%，液流电池储能（885921）占比0.4%。

不过，有业界人士认为，随着长时储能（885921）需求成为主流，基于安全性、扩展成本等问题，目前的锂离子电池储能（885921）技术难以满足未来市场发展，液流电池储能（885921）等路线将更适合长时储能（885921）需求。

从安全性方面来看，锂离子电池储能（885921）电站电池数量众多，一旦发生热失控、短路或电解液泄漏等安全问题，所影响的领域范围较广。据CESA储能（885921）应用分会产业数据库不完全统计，自2009年11月以来在全球范围内共发生117起储能（885921）相关事故。从电池类型来看，应用磷酸铁锂电池（884309）的储能（885921）系统相关事故68起，占比58%；应用三元锂电池（884309）的储能（885921）系统相关事故36起，占比31%。

2022年6月，国家能源（850101）局发布《防止电力（562350）生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》，在防止电化学储能（885921）电站火灾事故一栏中曾明确提到，“中大型电化学储能（885921）电站不得选用三元锂电池（884309）、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池”。

但在2023年3月正式印发的《防止电力（562350）生产事故的二十五项重点要求（2023版）》中，则将上述措辞更改为“中大型储能（885921）电站应选用技术成熟、安全性能高的电池，审慎选用梯次利用动力电池”。

钒电池储能

初始投资成本高

作为一种新型蓄电池，液流电池特点在于将正、负极电解液分开，各自循环，通过正、负极电解质溶液活性物质发生可逆氧化还原反应，实现电能和化学能的相互转化。

根据其电解液中活性物质的不同，液流电池又可以分为全钒液流电池、铁铬液流电池、锌铁液流电池、锌溴液流电池、全铁液流电池等。在液流电池中，全钒液流电池具有能量效率高、循环寿命长的优势，是目前商业化程度最高和技术成熟度最强的液流电池技术。

但在现实层面，全钒液流电池储能（885921）在大规模应用和商业化方面，面临着成本、能量密度、技术成熟度、环境适应性等多方面的挑战。

钒钛股份（000629）总经理马朝辉对证券时报记者坦言，钒电池（886003）储能（885921）一次性投入高，与锂电池（884309）相比，目前优势不明显。成本是制约全钒液流电池发展的核心问题，受较高的初装成本掣肘，其商业化发展较为缓慢。

钒电池（886003）主要缺点体现为能量密度低，因此占地较大。以100兆瓦/400兆瓦时的钒电池（886003）的大型储能（885921）项目来说，若用同样的场地，锂电池（884309）大概可以达到800~1000兆瓦时。

在成本方面，全钒液流电池核心部件可以分为能量单元、功率单元和配套系统，而能量单元的核心是电解液，这将直接影响能量单元的性能与成本。从全钒液流电池成本结构来看，电解液、电堆成本占比分别可达40%、35%，钒电解液的降本则能有效实现钒电池（886003）储能（885921）系统的降本。目前，国内布局电解液的企业有大连融科、钒钛股份（000629）、川威集团等。

目前，钒电池（886003）的系统投资成本约为2300~2500元/kWh，锂离子电池约为1500~2000元/kWh。市场招标价显示，全钒液流电池储能（885921）系统中标价为2.5元/Wh左右；磷酸铁锂电池（884309）储能（885921）的平均单价是1.44元/Wh。

当前，国内全钒液流电池的产业链已经逐步形成，业界希望能与锂电池（884309）形成错位竞争。其中，上游主要涉及钒资源的开采与冶炼，主要企业有钒钛股份（000629）、攀钢集团、河钢集团、安宁股份（002978）等；中游进行全钒液流电池储能（885921）系统的设计与制造，包括功率单元（电堆）与能量单元（电解液）两大部分，主要企业有国网英大（600517）、上海电气、大连融科、中电兴发（002298）等；下游主要为储能（885921）项目的开发和运营，相关企业包括大连融科、伟力得、北京普能等。

钒电池优势

在于长时储能

不过，马朝辉也进一步指出，钒电池（886003）储能（885921）的优势在于储能（885921）时长配置更灵活，同时具备很高的安全性能优势，能量转换率可达到70%以上，尤其适合于大型长时储能（885921）。

目前，液流电池的循环寿命可达1.5万~2万次，而锂离子储能（885921）电池约在5000次左右，液流电池整体使用寿命可以达到20年或更长时间，这将大幅降低储能（885921）系统的维护成本和更换频率。根据中邮证券测算，全钒液流电池储能（885921）时长越长，初始投资成本越低。在4小时储能（885921）项目下，行业平均水准可以做到3000元/kWh的初始投资成本和0.85元/kWh的度电成本，行业头部企业可以做到2650元/kWh的初始投资成本。

马朝辉表示，大连融科在一个项目上钒电池（886003）已经用了10年，钒基本没有损耗。长期来看，两者成本不相上下，看好行业发展。钒储能（885921）项目一年比一年多，现在国家陆续出台的政策就是给行业放出了信号。未来，国内若能将钒储能（885921）产业链和商业模式进一步完善，在钒电池（886003）企业盈利后，就有更多精力和资金去进行技术迭代，产业良性发展就会形成。当前，钒钛股份（000629）关注钒电池（886003）已经10年以上时间，长期从事钒电解液技术路线研究，从技术、可行性、经济性等方面不断进步。

2022年，钒钛股份（000629）与大连融科签署了《合资协议》，共同投资成立合资公司四川钒融储能（885921）科技有限公司（下称“钒融储能（885921）”）。双方将探索研究钒电解液定价机制和创新商业模式，推动钒电池（886003）储能（885921）商业化进程。

马朝辉希望：“储能（885921）市场能健康良性发展，在有些项目上锂电池（884309），也上钒电池（886003）。目前，很多新能源（850101）项目建设要求储能（885921）配套，这是一个利好。当前，钒电池（886003）产业链上企业有100多家，正在群雄逐鹿的阶段。钒钛股份（000629）保障上游资源，促使对方技术迭代，钒电解液成本有望持续下降。”

据钒钛股份（000629）高管透露，钒钛股份（000629）向大连融科提供制备钒电解液的高品质原料累计已超过1.6万吨(折V2O5）。双方共建有一条2000立方米/年的钒电解液生产线，该产线于2023年完成设备安装和热负荷试车调试，并开展试生产，现已实现达产达效。后续，钒钛股份（000629）将与大连融科继续推动共建60000立方米/年钒电解液产线，共同推动钒在储能（885921）领域的应用发展。

钒电储能创新租赁

商业模式启动

今年5月，四川省经济和信息厅等6部门联合印发《促进钒电池（886003）储能（885921）产业高质量发展的实施方案》（下称《实施方案》），着力打造国内领先的钒电池（886003）储能（885921）产业基地，这是全国首个钒电池（886003）产业专项政策。

上述《实施方案》提出，支持钒电池（886003）在光伏、风力等新能源发电（884150）配建储能（885921）、电网调峰调频、通信基站储能（885921）等多方面推广应用。结合实际需求建设一批钒电池（886003）储能（885921）电站，探索技术、商业模式以及体制机制创新，推动钒电池（886003）储能（885921）市场化、规模化应用。

四川具备钒电池（886003）储能（885921）产业发展的基础，省内钒资源储量位居全国第一（攀枝花钒资源储量位居世界第三），已建成全球规模最大、产业链条最完整的钒产品综合生产基地。

据中邮证券研报预计，2025年钒电池（886003）占新型储能（885921）累计装机渗透率将提升至接近20%。

基于良好的预期，攀枝花提出打造“中国钒电之都”的愿景，加快钒电池（886003）产业布局，并于2023年发布四川省首个新型储能（885921）规划。到2025年，攀枝花力争形成800MW以上电堆产能和2GWh钒电池（886003）容量生产能力，储能（885921）产业产值达到500亿元。到2030年，形成1.5g（885556）W电堆产能和4GWh的钒电池（886003）成套装备和系统集成能力，全面建成完整、韧性、全生命周期（883436）的钒电池（886003）储能（885921）产业生态链。

证券时报记者了解到，当前，攀枝花还探索钒电解液租赁新商业模式，即钒电解液费用在运营周期（883436）以租金形式分期支付，降低项目初始投入。同时，做好钒电解液再生和回收保障，确保钒电池（886003）寿命到期后回收再利用。

2023年底，国家电投集团四川攀枝花100MW/500MWh全钒液流储能（885921）电站示范应用项目开工，这是目前全国在建规模最大的钒电池（886003）储能（885921）示范应用项目，项目总投资16亿元，占地5万平方米。据悉，该项目以独立储能（885921）电站形式，单独计量、接受电网调度，项目输出功率可达百兆瓦级，储能（885921）容量达到500兆瓦时，相当于一次能充放50万度电。

钒电池（886003）储能（885921）电站就像一个巨型“充电宝”。据此推算，若遇特殊情况下，攀枝花城市电网失电，该储能（885921）电站可以为当地居民用电提供4小时左右的电力（562350）保障。

今年11月初，攀枝花城建交通（集团）有限公司旗下子公司攀西融资租赁（上海）有限公司与大连融科储能（885921）技术发展有限公司作为项目联合体，成功中标国家电投集团上述攀枝花项目的全钒液流电池设备采购项目，期限20年。

这也让其成为全行业首创商业化租赁模式全钒液流储能（885921）电站示范项目，这对钒储能（885921）产业和金融服务业融合发展具有标杆意义。