2022年钒电池行业优点及资源产储量分析 钒电池的发展将对钒的需求将有较大拉动

1.、 钒电池——生而不“钒”的储能新贵

全钒液流电池具备安全性高、扩容性强，循环寿命长，全生命周期成本低等 优点，是目前商业化最成熟的液流电池，在储能领域大有可为，尤其是长时储能 领域。

2、全钒液流电池最大优点：安全性强，易扩容

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最高的 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。

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。

3、寿命长、全生命周期成本已经低于锂电池

钒电池循环寿命长 由于钒电池的正、负极活性物质只分别存在于正、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可达 10000 次以上，部分可达 20000 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。我们以国电投湖北的钒电池项目以及伟 力得在新疆的钒电池储能电站项目和锂电池储能的成本进行了对比。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 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。钒电池在长时 间储能上的全生命周期成本和平准化度电成本更具有竞争力。钒电池仍处于产业 化的初期，容易出现技术进步，在规模化和技术进步以后，成本仍有进一步降低 空间。

4、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 产量中国占全球第一，发展钒电池所需的资源可以实现自主可控。

资源储量对比：钒资源中国全球第一，锂资源集中于南美锂：储量集中在南美，中国储量占比 7%。据 USGS 数据统计，截至 2021 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 150 万吨，占全球总资源储量的 6.7%，占比较低。 钒：中国资源储量全球第一。据 USGS 统计，截至 2021 年底，全球钒金属 储量 6300 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 2400 万吨，全球 99%以上的钒矿储量集中在中国、俄罗斯、南非和澳大利亚四 国；其中中国钒矿储量约为 950 万吨，占世界钒资源储量的 39%，位居世界第 一。

产量对比：钒完全自给，锂高度依赖进口 中国锂盐产量占比 65%，资源高度依赖进口。据 USGS，全球 2021 年锂矿 产量折 10.5 万金属吨，其中澳大利亚的年产量占全球的 53%、智利产量占比 25%，中国仅占 13%。据安泰科统计，2021 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 65%。中国以 13%的全球锂资源产量支撑了全 球 65%的锂盐产量，锂资源高度依赖进口。 中国钒产量占 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，2020 年全球钒产量为 10.8 万吨，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%。

5、钒电池更适用于长时储能

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。 根据麦肯锡的预测，到 2040 年，全球范围内的长时储能系统装机量高达 1.5~2.5TW，为目前部署的总存储容量的 8~15 倍，同时储能容量达到 85~140TWh，可储存所有用电量的 10%；在 2022~2040 年期间，预计全球对 长时储能的总投资将需要 1.5 万亿~3 万亿美元。

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，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。 美国能源部 2020 年 12 月发布的《储能大挑战路线图（2020）》报告显示， 2020 年全球液流电池年装机容量仅接近 10Gwh，预计到 2030 年液流电池在全 球的年装机量有望达到 69GWh，有望占全球 150GWh 总量的 46%。

国内市场空间：预 计 2026 年我国新型储 能规 模累 计 装 机 规模达到 48.5-79.5GW。据 CNESA 数据， 2021 年我国新型储能（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、压缩空气储能、液流电池、超级电容和飞轮储能等）累计装机规模为 5.73GW。据 CNESA 的预测，在保守场景下，到 2026 年新型储能累计规模达到 48.5GW，2022-2026 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， 2022-2026 年复合年均增长率为 69.2%。

2021 年为中国储能进入规模化发展的元年，据 CNESA 统计，2021 年规划、 在建、投运 865 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中。 据 CNESA 统计，2021 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 5%、10%、20%的渗透率测算，2026 年钒电 池年装机量的范围是 0.71GW-4.5GW。取中值 10%计算，保守和理想两种情形 下，年装机量分别为 1.42GW 和 2.24GW，按照单 GWh 电池消耗 5500 吨钒（折 五氧化二钒 9821.4 吨）估算，2026 年对五氧化二钒的需求拉动约 5.6 万吨和8.8 万吨（假设 4 小时储能时长）。而据 USGS，2021 年中国金属钒产量折五氧 化二钒产量约 13 万吨，钒电池的发展将对钒的需求将有较大拉动。（报告来源：未来智库）

6、问题：初装成本高，期待政策推动+技术更新发力

钒电池目前也存在着初装成本高，产业链配套还不成熟等问题。

1）钒电池初装成本高，是锂电池的 2-3 倍左右

我们选取了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，是锂电池的 2-3 倍。

2）钒电池需求或将拉动钒价大涨

截至 2022 年 6 月 3 日，五氧化二钒（98%片状，四川）价格为 11.6 万元/ 吨。2012 年以来，五氧化二钒含税均价 10.75 万元/吨，多数时间以 10 万元/ 吨为中枢波动，仅在 2017-2018 年出现了大幅上涨，主要是环保严查、进口钒 渣被禁止以及钢筋指标变化钒需求增加多重利好因素叠加导致。

针对钒电池的上述缺点，我们认为可通过制定钒电池对应补贴，加大钒资源 开发力度（扩大拥有钒钛磁铁矿的钢铁公司产能、放开钒渣进口）以及技术更新 和国产材料降本来推动钒电池发展。

1）政府层面推进，落实钒电池政策补贴

目前钒电池全生命周期成本低于锂电池成本。但由于初始的建设成本过高， 导致从项目经营的经济性来看，企业的投资动力不强，后续或仍需要政府层面进 行推动，制定可有效执行的价格补偿机制和长时储能产业政策。

2）加强资源开发力度：扩大钢铁公司产能，放开钒渣进口

国内钒主要来源于钒钛磁铁矿炼钢生产过程中的钒渣，因此，允许相应钢铁 公司扩大产能也是增加钒资源来源的方式之一；同时，也可以出台支持钒资源开 发的政策，加大对国内钒资源的开发力度。另外，目前国内仍禁止钒渣进口，可 针对钒渣禁止进口政策作出调整，扩大国内钒资源获取能力。

3）技术更新和国产材料替代推动降本

据 IRENA，钒电池成本主要分为电堆、电解液与周边设备成本三大块。电 堆和电解液是主要成本，合计占比达到 75%左右；其中，钒电解液成本约占 40%， 电堆成本约占 35%，其他构件成本占比 25%左右。

技术推进电堆成本持续下降。锂电池成本在商业化应用以后成本下降迅速， 从 1991 年的 7523 美元/KWH 下降至 2018 年的 181 美元/KWH。参考锂电池的 降本途径，可以预见钒电池在大规模量产后成本仍有较大的下行空间。

钒电池目前仍处于商业化初期，技术进步带来的降本空间较大。如大连物化 所在减少膜材料使用面积方面的努力。2020 年 6 月，大连物化所储能技术研究 部李先锋和张华民研究员团队成功开发出新一代 30 kW 级低成本全钒液流电池 电堆。该电堆采用研究团队自主研发的可焊接多孔离子传导膜（成本<100 RMB/m2）。相对于传统的电池组装技术，膜材料实际使用面积减少 30%，电 堆总成本降低了 40%。

国产材料替代带动成本下降。在离子交换膜方面，目前全球全钒液流电池主 要使用美国杜邦公司的 Nafion 全氟磺酸树脂交换膜，Nafion 薄膜以磺酸基团为 交换基团作为全钒氧化还原液流电池的标准隔膜，其在电解液中的稳定性高，但 价格昂贵。据阿里巴巴 1688 网，零售单价近 20000 元/平方米。 目前，国内的科润、东岳、中科院大化所，国外的戈尔等都在通过自主创新 开发更低成本的膜，其中上海神力科技有限公司已经自主开发并可批量生产的高 强度、无钒离子渗透、低成本、稳定可靠的完全国产化的高性能离子交换膜。随 着国产膜的逐步推广，膜等产品仍有较大成本下降空间，预计后续在其他电堆材 料（双极板、碳毡等）也有成本优化空间。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）