共享储能模式兴起。共享储能模式龙头股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，并交由电网龙头股进行统一协调，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）、容量租赁概念股、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概念股盈利模式测算，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，尤其是长时储能概念股领域。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；资源开发概念股不及预期导致钒价大幅上行风险。
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