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钒电池行业报告系列二:共享储能模式有望加速钒电池装机

来源:光大证券 作者:王招华 2022-08-22 00:00:00
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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)。

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: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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