解读五矿证券：钒液流储能的机遇和挑战

储能大盘还在扩张，但主角仍是锂电

报告给全球储能画了一条明确的上行曲线：2025年新增装机约336.3GWh，到2035年预计达到1519.0GWh，十年增长约3.5倍，2025—2035年复合增速约16.3%。其中中国2025年新增189.5GWh，占全球约56%，是最重要的增量市场。不过从技术路线看，锂离子电池2025年累计装机272.5GW，占新型储能的97.7%，而液流电池累计装机约1.7GW，占比只有0.3%。这种悬殊的格局意味着钒液流短期不可能在通用储能市场与锂电正面竞争。

钒液流的看家本领：功率与容量解耦

钒液流电池通过V⁴⁺/V⁵⁺和V²⁺/V³⁺两个钒离子电对的可逆氧化还原反应储能。它最独特的结构特征是功率主要由电堆数量、电极面积决定，容量主要由电解液体积和浓度决定，两者相对独立。这意味着在功率不变的情况下，只要增加电解液和储液罐就能延长储能时长。相比之下，锂电增加容量通常要同步增加电芯和管理设备，耦合度更高。此外，水系电解液带来较低燃烧和热失控风险，电解液可循环利用并具有残值，这些特性让它在百MWh乃至GWh级集中式长时储能中具备差异化价值。

挑战一：长时储能还不是刚需

报告引用了一个关键判断：当风光发电量占比超过50%后，长时储能的重要性才会明显提升。2025年中国风光发电量占比仅21.8%，距离这个门槛还有较大差距。2026H1新增新型储能项目平均时长2.69小时，其中2小时≤时长＜4小时的项目数量占比达78%，4小时及以上仅占15%。从全国平均看，中石化预测2045年风光占比约45.7%，2060年达到61.6%，全国性长时储能刚需可能要等到2045年以后才更加突出。

西北地区可能率先跑出需求

全国平均不等于局部。2025年青海风光发电量占比已达约44%，甘肃约34%，内蒙古约30%，新疆约25%，明显高于全国平均。报告认为，这些高比例新能源区域最有条件率先形成4-8小时乃至更长时储能需求。对钒液流来说，西北地区可能成为中国长时储能由示范应用向规模化需求过渡的首批市场；在这些场景下，评价技术路线的核心指标也会从比较初始元/Wh成本转向比较全生命周期经济性。

挑战二：初始投资贵，但全生命周期差距在收窄

当前4小时钒液流储能EPC价格约2.064元/Wh，是同期4小时锂电0.971元/Wh的约2.1倍。但换到LCOS口径，4小时场景下锂电约0.398元/kWh、钒液流约0.504元/kWh，钒液流只高约27%，差距明显小于初始投资差距。报告给出的降本路径有三条：提高电解液利用率（利用率从70%提到80%，单位kWh的V₂O₅需求可从约8kg降至约7kg）、提高电堆电流密度降低单位材料用量、通过标准化规模化生产降低单位成本。在远期成本假设下，8小时钒液流LCOS约0.190元/kWh，锂电约0.186元/kWh，已经十分接近。

挑战三：钒不缺，缺的是低成本供给弹性

若2035年钒液流占全球新型储能5%、10%、20%，对应V₂O₅年需求约53.2万吨、106.3万吨、212.7万吨，而2025年全球钒产量仅约11万吨。但报告强调，钒并非地质稀缺元素，地壳丰度与锂相当，2025年全球V₂O₅储量约2100万吨，资源量超6300万吨。问题在于中国低成本钒主要依赖钢铁副产钒渣，而钒渣供给无法脱离钢铁生产独立扩张；2025年中国螺纹钢产量已明显低于2020年前后的峰值。石煤是具备独立扩产能力的增量来源，但2025年中国石煤提钒产量仅约0.76万吨，绿色提钒技术能否低成本产业化，将决定供给弹性。

未来怎么看：盯住三个指标

报告总结，钒液流商业化取决于“长时需求、成本下降、资源扩容”三项条件能否同步兑现，并预计产业会沿“西北等高比例新能源区域率先突破—技术与规模降本推动放量—长时储能需求向全国扩散”的路径演进。对未来判断，建议重点关注三个可跟踪指标：6小时以上储能项目占比、钒液流LCOS与锂电的差距、绿色石煤提钒规模化进展。这三项指标将共同决定钒液流储能实现更大规模发展的节奏。

这组数据勾勒出储能市场的两条主线。一条是总量的持续扩张：2025年全球新型储能新增装机约336.3GWh，到2035年预计达1519.0GWh，十年约3.5倍，复合增速约16.3%，中国以189.5GWh、约56%的占比成为最重要增量市场。 另一条是结构的极度集中：2025年锂离子电池在新型储能累计装机中占比约97.7%，而液流电池累计装机仅约1.7GW、占比0.3%。体量上的悬殊差距，决定了钒液流讨论的出发点只能是差异化场景，而非主流替代。

这组数据说明钒液流的成本争议需要分口径看。按初始投资，4小时钒液流EPC约2.064元/Wh，是同期锂电0.971元/Wh的约2.1倍，劣势明显。但按全生命周期LCOS，4小时场景钒液流约0.504元/kWh、锂电约0.398元/kWh，钒液流只高约27%，差距大幅收窄。 在远期成本假设下，8小时钒液流LCOS约0.190元/kWh、锂电约0.186元/kWh，已经十分接近。报告还给出降本抓手：电解液利用率从70%提升至80%，单位kWh的V₂O₅需求可从约8kg降至约7kg，直接降低能量端原材料成本。

钒资源的矛盾在于需求可能跳升、供给却难以同步。2025年全球钒产量仅约11万吨，中国以约8.2万吨占比约75%。而若2035年钒液流占全球新型储能5%、10%、20%，对应V₂O₅年需求约53.2万吨、106.3万吨和212.7万吨，5%情景即接近当前全球年产量的5倍。 但报告明确，钒并非地质稀缺：2025年全球V₂O₅储量约2100万吨，资源量超6300万吨，地壳丰度与锂相当。真正受限的是低成本供给弹性——钒渣依赖钢铁生产，2025年中国石煤提钒产量仅约0.76万吨。资源扩容的关键，在于绿色提钒技术能否实现低成本产业化。