敬请参阅最后一页特别声明-1-证券研究报告2022年8月18日行业研究共享储能模式有望加速钒电池装机——钒电池行业报告系列二钢铁行业共享储能模式兴起。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。重点公司盈利预测与估值表证券代码公司名称股价（元）EPS（元）PE（X）投资评级21A22E23E21A22E23E000629.SZ攀钢钒钛6.850.150.220.26443126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）作者分析师：王招华执业证书编号：S0930515050001021-52523811wangzhh@ebscn.com分析师：方驭涛执业证书编号：S0930521070003021-52523823fangyutao@ebscn.com行业与沪深300指数对比图资料来源：Wind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要点敬请参阅最后一页特别声明-2-证券研究报告钢铁行业目录1、共享储能模式成为储能盈利可行方案................................................................................41.1、共享储能可提高电网和储能资源利用效率.............................................................................................41.2、政策鼓励共享储能模式发展...................................................................................................................41.3、共享储能模式是当前独立储能电站盈利可行方案..................................................................................62、共享储能加速发展，钒电池逐步起量................................................................................73、空间：钒电池2025年新增装机功率约2-4GW..................................................................103.1、安全性+储能时长要求提升，钒电池装机加速可期..............................................................................103.2、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...................................123.3、市场空间：2025年钒电池市场空间约2-4GW......................................................................................134、投资建议：关注拥有资源优势和逐步切入钒电池领域标的................................................145、风险分析.........................................................................................................................15敬请参阅最后一页特别声明-3-证券研究报告钢铁行业图目录图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........................................................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1、共享储能模式成为储能盈利可行方案1.1、共享储能可提高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，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1：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。1.2、政策鼓励共享储能模式发展近年来，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于加快推动新型储能发展的指导意见》和2022年3月发布的《“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，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，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。鼓励新能源电站以自建、租用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时间部门文件及通知主要内容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时间部门文件及通知主要内容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1.3、共享储能模式是当前独立储能电站盈利可行方案共享储能一般单体规模较大，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3：各地政府关于调峰服务补偿的文件时间地区文件及通知主要内容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/kWh2021/3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，具体补偿标准为24R5（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4：以山东100MW/200MWH储能电站为例测算的共享储能电站收益年收益（万元）测算方法容量租赁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、共享储能加速发展，钒电池逐步起量共享储能装机规模加速发展据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个项目名称项目名称项目名称陕西榆林靖边县杨桥畔400MW/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/120MWh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50MW/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/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/200MWh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2200MWh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(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26.6GW（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2：2022H1不同独立储能项目进度（单位：GW）图3：2022H1各地在建、EPC/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项目名称承接单位项目总功率和容量钒电池功率和容量项目总投资额（亿元）备注功率（MW）容量（MWH）功率（MW）容量（MWH）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25010002501000-2022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能科技有限公司100200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200800100400-2022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2040242.212022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150300未披露未披露62021年6月29日一期项目开工；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400800未披露未披露17.422021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100200100200102021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100500100500192021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、空间：钒电池2025年新增装机功率约2-4GW3.1、安全性+储能时长要求提升，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图4：钒电池工作原理图资料来源：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）》，明确建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4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/34305MWh。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%，储能时长4小时以上。”2022年7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（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模15%（时长4小时以上）的新型储能设施”。表7：已规划的4小时共享储能电站项目项目名称开发商省份新能源装机功率（MW）功率（MW）容量（MWH）备注突泉县200MW/800MWh共享储能电站中核集团内蒙古-200800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2002501000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700175700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30075300可研/勘测华润巴里坤县1000MW风电配套250MW/1000MWh储能系统华润电力控股有限公司新疆10002501000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400100400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，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。3.2、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：1）电站基础参数：锂电池储能电站取达储科技利通区100MW/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：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解液（电解液成本占比约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8：100MW/200MWh锂电池/钒电池共享储能电站收益、成本、IRR测算电站参数电站容量投资额（亿元）单位投资成本（元/WH）循环寿命（次）锂电池100MW/200MWh4.122.065000钒电池100MW/200MWh10515000基础假设每天运行次数使用天数电池寿命（年）转换效率（%）锂电池13301585%钒电池1330>2075%收益测算容量租赁（万元）峰谷套利（万元）容量补偿（万元）收益合计（万元）锂电池175024816004831钒电池175020196004369成本假设维护成本（万元/年）电池更换成本(亿元）残值占比（%）IRR锂电池552.475%7.6%钒电池55038%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100MW/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小时经济性仍较差，4小时储能经济性优于锂电池。表9：当前锂电池和钒电池IRR及假设钒电池成本下降20%后的IRR对比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20%，锂电池不变电站参数2小时IRR4小时IRR2小时IRR4小时IRR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：光大证券研究所测算（其他假设均按照上述表8一致）3.3、市场空间：2025年钒电池市场空间约2-4GW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：敬请参阅最后一页特别声明-14-证券研究报告钢铁行业1）根据光大证券金属团队2022年7月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10：国内发电侧储能装机量及钒电池装机量市场规模测算2022E2023E2024E2025E风电装机功率（GW）56657585集中式光伏装机功率（GW）41.643.946.149.5配储比例（%）10%15%18%20%储能装机功率（GW）9.816.321.826.9储能市场平均储能时长（小时）2.02.22.42.6发电侧年新增储能装机量19.535.952.369.9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比（%）5%8%11%15%假设1下钒电池年新增装机功率（GW）0.40.81.31.9假设2下钒电池年新增装机功率（GW）0.51.32.44.0假设1下钒电池年新增装机容量（GWh）1.63.35.27.5假设2下钒电池年新增装机容量（GWh）2.05.29.616.1钒电池平均交付成本（元/Wh）43.532.5假设1下对应钒电池市场规模（亿元）62.5114.3157.0188.3假设2下对应钒电池市场规模（亿元）78.1182.9287.8403.5资料来源：CWEA风能专委会、中国光伏行业协会，光大证券研究所测算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、风险分析1）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）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评级说明行业及公司评级买入未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数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：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。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首页。中国光大证券国际有限公司和EverbrightSecurities(UK)CompanyLimited是光大证券股份有限公司的关联机构。特别声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。光大证券研究所上海北京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香港英国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EverbrightSecurities(UK)CompanyLimited64CannonStreet，London，UnitedKingdomEC4N6AE