长时储能系统是可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统，以满足电力系统的长期稳定。可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。随渗透率上升，平衡电力系统的负荷要求增加。相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。现有长时储能技术路线中，钒液流电池为最成熟的长时储能技术，中国在钒液流电池领域走在前列，拥有资源、技术和产业链自主可控的领先优势。
一、发展长时储能技术是解决电力稳定供应、构建新型电力体系的根本性关键技术
储能技术根据其充放电时长长短，一般分为短时储能和长时储能两大类。长时储能，是在普通储能系统的基础上，可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统。长时储能具备为电力系统提供稳定的电力支持，同时提高系统的可靠性和灵活性的能力。
目前，国内外对于长时储能的充放电时长暂未达成统一标准。2021年美国桑迪亚国家实验室发布《长时储能简报》，把长时储能定义为持续放电时间不低于4小时的储能技术。同年美国能源部发布相关报告，将其定义为额定功率下至少持续运行（放电）10小时的储能系统。我国为区分大规模建设的2小时储能系统，一般把长时储能定义为4小时以上的储能技术。
相比短时储能，长时储能具有以下三个方面的优势：
一是可在更长时间维度上调节新能源发电的波动，保障多元负荷用电需求、提升新能源消纳能力。可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。在火电等支撑性保障电源占比不断降低的情况下，电力系统将面临新能源持续长时间的低出力、不出力、大出力等多种可预见情景。在此情景下，短时储能不具备多小时、数天的消纳保障能力，通过“新能源+长时储能”，可以保障更多场景下多元负荷用电需求、提升新能源消纳能力。美国加州独立系统运营商（CAISO）评估加州的电力生产和需求时发现，随着光伏装机容量的逐年上升，一日净负荷曲线的弯曲程度越来越明显，净负荷的大幅波动会损害电网基础设施。因此随着可再生能源的渗透率逐年上升，对平衡电力系统的负荷要求增加，而长时储能可在更长时间维度上调节新能源发电波动，避免电网拥堵，增加清洁能源消纳能力。根据Strategen《Long-Duration Electricity Storage Applications, Economics, andTechnologies》研究报告，当风光发电占比达到50%-80%时，储能时长需要达到10h以上。
二是可为电力系统提供长周期的灵活性调节，提供更长时间的电力安全保障储备。长时储能有具备调频优势。随着新能源比例的逐步提升，用户负荷、光伏和风力发电等的不确定性使得电力系统净负荷波动加剧。传统火电机组因爬坡约束和机组启停限制难以快速并长期跟踪负荷需求，而长时储能兼顾储能系统快速响应特点及长期输出能力有望成为调频主力。长时储能系统所具有的这种灵活性，在时间尺度上与电力系统安全性和容量充裕度存在耦合关系。针对不同的功能，所需的储能系统持续时长存在显著差异，因此一般需要在分钟级、小时级、日级、季度级乃至年度级等多时间尺度上规划电力系统结构。
短时储能侧重于保证电力系统在瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题；长时储能则侧重于实现峰谷时期供需匹配等经济性问题。随着高比例新能源并网，长时储能可以应对电力系统的瞬时功率变化。尤其在季节性气候或极端气象条件下，系统灵活性出现短期无法满足供需平衡，长时储能可以提供更长时期的电力安全保障储备。近年来国内外极端天气频发，自然灾害多发，导致电力安全问题受到高度重视。长时储能可在极端天气下为系统提供持续、安全、可靠的电力供应，发挥应急保供作用；还能有效应对季节性保供需求，提升系统事故后快速恢复和应急处置能力。因此，大力发展长时储能技术，对进一步降低电力系统对煤电等化石能源的依赖，促进我国碳达峰、碳中和目标实现，具有十分重大的意义。
三是长时储能经济性更高。峰谷套利是工商业储能的一大盈利模式。在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电；在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。根据现行各省区峰谷电价机制，峰时持续时间基本超过4小时，如上海大工业两部制夏季（7-9月）高峰时段为8：00-15：00及18：00-21：00，其中7-8月的12：00-14：00为尖峰时段。相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。美国电力研究院（EPRI）最近进行的一项研究显示，根据加州独立系统运营商（CAISO）在2019年的日前综合能源价格，持续放电时间为4小时的电池储能系统所获得的利润，仅是持续放电时间20小时的长时储能系统的76％。也就是说，长时储能的收益会更高。
据有关分析，新能源电量占比超过20%以后，长时储能将成为刚需。预计长时储能将从2025年后大规模增长，全球规模可达30-40GW；2030年起全球新能源占比将超过60%，长时储能容量将达到200-300GW，长时储能需求约占新能源发电的10-20%，将成为维持系统平衡的重要条件手段。在2021年全球气候峰会上，国际长时储能理事会与麦肯锡发布报告称，当再生能源发电量达到电力系统的60%-70%的市场份额时，长时储能系统将成为“成本最低的灵活性解决方案”。
二、美欧等多个国家持续加码长时储能政策支持，全球长时储能市场火热
2021年11月，在苏格兰格拉斯哥举行的联合国气候变化峰会上，来自包括英国石油公司、西门子能源公司、Highview Power公司、Form Energy公司等25家能源和科技公司的高管，成立了“长时储能理事会”。该理事会旨在就长时储能技术对企业、政府和公用事业公司进行宣传和教育，并制定激励政策支持大规模部署长时储能系统。
美国能源部从2018年起就不断地投入资金，支持长时储能的技术研发，其目标是在2030年把储能成本降低到5美分/KWh以内。加州由于较高的可再生能源发电比例，是最早大量部署持续放电时间4小时储能系统的地区之一。从2019年开始，加州地区就已经开始陆续部署4小时的储能系统。据Strategen的研究报告，到2045年，太阳能将成为加州最主要的可再生能源，占比达 75%。为平衡太阳能发电，需要在白天存储8到12个小时的电能，晚间存储调度量也将增加，最多时需连续放电12小时， 长时储能发展不可或缺。据Strategen预测，加州到2030年将部署2-11GW的长时储能设备，到2045年将实现45-55GW的长时储能配置。
英国政府为24个不同技术类型的长时储能技术提供了6800万英镑的竞争性融资资金支持，并于2021年初启动了总投资1亿美元的长时储能示范竞赛。
欧洲投资银行管理的欧盟创新基金项目发展援助(PDA)从15个被定义为大规模清洁能源项目中选择了重力储能和热储两个长时储能项目进行支持，每个项目投资超过750万欧元。
目前，以美国加州、德国、澳大利亚南部为代表的欧美地区，风光发电量占比已经很高，对于长时储能的需求也愈发迫切。去v年澳大利亚政府宣布，只对4小时以上的长时储能设施给予政府补贴，鼓励在澳洲本土更多应用长时储能技术。
三、我国已出台多项政策和法规以促进长时储能技术的发展
国家发改委、能源局2022年3月印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，要推动多时间尺度新型储能技术试点示范，重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等长时储能技术。2023年6月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》指出，2030至2045年，规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。以机械储能、热储能、氢能等为代表的10小时以上长时储能技术攻关取得突破，实现日以上时间尺度的平衡调节，推动局部系统平衡模式向动态平衡过渡。科技部发布的《“十四五”国家重点研发计划》，提出为代表各种长时间储能多种储能技术提供研发资金支持。重点包括超长时间尺度储能技术3项：100MW级先进压缩空气储能技术、新一代液流电池储能技术、宽液体温域高温熔盐储热技术；中长时间尺度储能技术4项：低成本长寿命锰基储能锂离子电池、有机储能电池、水系金属离子储能电池、百兆瓦时级钠离子电池储能技术。
地方政策层面，各地出台的新能源配储政策对储能的装机占比和时长要求在逐步提高，对4小时以上且低成本的长时储能的需求在迅速增加。2023年7月，山东省出台《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，提出对于压缩空气、液流电池等的长时储能加大容量租赁和容量补偿支持力度的支持措施，并支持参与现货市场。是我国首个就长时储能出台的专项支持政策。
据国家能源局数据，截至2023年10月底，我国可再生能源装机已突破14亿千瓦（1400GW,1.4TW），进入TW时代，达14.04亿千瓦，已在上半年历史性超过煤电，占我国能源总装机达到49.9%。在发电量方面，1-10月全国可再生能源发电量达2.33万亿千瓦时，占全国总发电量的31.8%；其中风电6968亿千瓦时，光伏发电4898亿千瓦时，风光新能源发电占比超过水电，占可再生能源发电总量的50.9%。风光新能源在全部电力发电中的占比，已提高到约为16.2%。新能源渗透率的快速提升，叠加其出力的不稳定性，对长时储能的需求进一步提升。以光伏为例，集中式大规模光伏发电平均时长为每天达到5h，如果用电需求全部以光伏电力满足，则至少需要配置释能时长19h以上的储能，才能覆盖光伏不出力时段，完成光伏电力的日循环供应。
我国目前电化学储能装机容量90%为锂离子电池技术，但目前的锂离子电池储能技术难以满足“新能源+储能”的新型储能系统对长时储能的需求。2030年后，在我国新型电力系统中可再生能源的比例将会大幅度提高，火力发电的比例将会大幅度降低，电网调峰的作用将由火电调峰电站移交给储能电站，长时段阴雨天时，太阳能电池的发电量将大幅度降低，要保证电力系统的安全、稳定供电，需要大功率、长时储能系统发挥作用。因此，继续部署和支持高安全性、使用寿命大于15年、环境友好的长时技术的研究开发和工程应用，是能源结构变革的必然需求。
国际知名咨询公司伍德麦肯兹研究显示，全球范围内，在建或已投运的长时储能项目价值已超过300亿美元。近三年，全球长时储能项目已经吸引了580亿美元的投资。这些项目如果全部投建完成，全球长时储能装机总量预计将达到57GW，相当于2022年全球储能新增总装机20.4GW的近3倍。国家能源局数据显示，2022年全国新增新型储能装机技术占比来看，新增压缩空气储能、液流电池储能技术占比分别达3.4%、2.3%，占比增速明显加快。
四、对比其他长时储能，液流电池和压缩空气储能技术相对成熟
长时储能技术可分为机械储能、化学储能、热储能以及氢储能四大主线。机械储能包括压缩空气、抽水储能、重力储能；电化学储能根据材料不同分为锂离子电池、钠电池、铅蓄（碳）电池和液流电池储能；热储能主要为熔盐储能。从目前主要推进的长时储能的技术路线来看，包括压缩空气储能、液流电池、二氧化碳储能、重力储能、熔盐储能等，各技术路线优劣各异，且未来还将会出现更多的新型技术。
抽水蓄能仍为目前最主要长时储能模式。但一是建设周期长（6-8年），二是受地理条件限制较大。近年来以磷酸铁锂为主体的电化学储能快速崛起，抽水蓄能在储能技术应用中的占比已呈逐年下降的趋势。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）数据，2022年全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，其中，抽水蓄能累计装机同比下滑6.8%，占总装机规模下降至79.3%。中国已投运电力储能项目累计装机规模59.4GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%，抽水蓄能累计装机占比77.1%。
压缩空气储能储能装机规模迅速扩张，产业化速度开始加快。压缩空气储能具有规模大、寿命长、建设周期短、站址布局相对灵活等优点，有望成为抽水蓄能在大规模储能电站领域的重要补充。2021年全国累计装机规模182.5MW，据不完全统计2022年全国已有20个压缩空气储能示范项目签约，已公开的储能规模可达7.98GW。压缩空气储能当前在储能市场中的渗透率较低，仍在1%以下，行业规模也将受益于储能市场整体规模的扩张而水涨船高。
重力储能资本与技术壁垒高，尚未进入全面商用阶段。中游储能系统集成商未来是产业链主角。产业链上游以建设原材料（水泥、金属、钢铁等）和装备为主，中游为储能系统集成商，下游应用分布在发电侧、电网侧以及用户侧。重力储能行业尚未进入全面商业化阶段，资本壁垒与技术壁垒较高。
熔盐储热安全持久，但经济性与能量转换效率受限。熔盐储热属于热储能，装机规模较大，且安全环保，使用寿命通常在25年以上；作为储热介质的熔融盐使用温度范围广，传热性能好、饱和蒸汽压低、化学性质稳定，适用于光热电站中。但与电化学储能相比，熔盐储能能量转化效率较低，且初始投资成本高。
对比各类长时储能技术，统筹考虑技术成熟度、能量效率、调节尺度、响应时间和建设条件五个维度，液流电池和压缩空气储能技术相对成熟，基本具备大规模开发技术条件。
五、钒液流电池具有循环次数高、寿命长、高安全性和深度充放电等优势，适合大规模、大容量储能，正逐步走向商业化成熟
（一）液流电池以其本征安全、超8h长时储能的优越性，开始与锂电池的“并跑”竞赛
当前赛道火热、竞争激烈的磷酸铁锂电池储能，主要应用于2h左右的短时（较短时）储能。而且由于锂本身是一种活跃金属，锂电池天然存在易燃隐患属于本征不安全，并在近年来爆发了近十起安全事故，国内以2021年的北京大红门事故影响深远。液流电池一直被认为是具有前途的长时储能技术。液流电池不燃烧、不爆炸，本征安全优势突出。其储能时长大于8h，使用寿命超过20年，循环次数超过15000次等优势，更适合未来大量使用新能源的电网，也被视为最适合长时储能的电池技术之一。并且随着储能时长的增加，液流电池的投资成本边际递减。因此，作为新型储能路径代表，液流电池因其本征安全、技术成熟与长时储能等优势，正加速进入储能领域。
钒液流电池是目前最为成熟的液流电池技术。相比铁铬液流电池、全铁液流电池、锌基液流电池，钒液流电池具有以下突出优势：一是其功率和容量可独立设计，尤其适合大规模、大容量储能。钒液流电池的电池系统和电解液是分开的，想要增加储能时间，只需增加电解液，电池的均匀性好，储能容量大，从1000sKWh到100sMWh；输出功率也大，从10sKW到100sMW。二是能量效率高、充放电性能好、循环寿命长。其衰减或可通过电化学的方法来恢复，整个系统的充放电循环次数高达15000次以上，电池的寿命可达20年以上。三是启动和效应速度快。充放电切换只需0.02秒，并且其系统是在常温封闭环境下运行，电解液可以半永久使用，性价比高。四是本征安全性高。钒液流电池电解液是水溶液，不会着火和爆炸，是一种本征安全的大规模储能技术。五是经济性较高。钒液流电池在使用过程中，钒仅仅是价态变化，可循环使用节约资源。
除电力储能领域外，液流电池至少在三个方面也高度契合工商业储能的需求：一是基于长时、长循环等特性，可以更好帮助客户实现峰谷价差套利；二是基于本质安全的优势，液流电池储能可以让工商业客户免于安全后顾之忧；第三是基于长时大容量等优势，液流电池储能可以应对极端环境，比如风光波动性极大地区或者天气状况恶劣地区等。在众多工商业用户场景中，数据中心的核心考量就是安全，数据中心或将成为液流电池布局工商业储能赛道的最佳选择。目前多家液流电池储能技术公司已将数据中心作为其布局工商业储能的切入口。
（三）与锂电相比，钒液流电池亦具有较强的经济性
安全性高、易扩容是最大优点。目前锂电储能时间一长，积累的热能不容易被散发出去。同时储能规模做大以后，对电池的均匀性要求也会更高。有专家指出，随着风能、太阳能发电在电网中的占比增加，更多的单位配备4h以上的储能系统时，随着储能时长的增长，电池的安全性问题会更加凸显。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。
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，可用于建造千瓦级到百兆瓦级储能电站，适应性很强。
钒电池全生命周期成本已出现优于锂电池之势。有专家指出，目前钒液流电池价格更高，但主要是跟锂电池1h、2h储能对比得出的。但随着储能时间越长，钒液流电池的成本就越低。据有关测算，按全生命周期计算，钒电池全生命周期成本在0.3-0.4元/Wh，已经低于锂电池的成本（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，电解质溶液的成本占储能系统总成本的40%，储能系统报废后残值较高。当前钒电池仍处于产业化的初期，技术进步进一步提升电解液等材料、电堆及系统集成性能和规模化应用以后，成本仍有进一步降低空间。
能量转换效率虽较锂电池低，但其不与电极材料发生反应保持了超长使用寿命。锂电的优势就是能量转化效率高，但其弱点是第一年可能衰减6%，此后逐年衰减2%-3%，所以锂电寿命一般是5-8年的时间；而钒电池寿命周期可达20-25年，超过锂电池若干倍。钒电池的正、负极活性物质分别存在于正、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会保持较好的活性。
在长时储能方面是极佳用武之地。锂电池能量密度高、转换效率高等优点，目前在储能应用领域应用较广，但也存在循环寿命和易燃易爆的安全隐患等缺点。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，其在长时储能领域应用空间巨大。Guidehouse Insights于2022年二季度发布的《Vanadium Redox Flow Batteries ：Identifyting Market Opportunities and Enablers》报告显示，2022-2031年钒电池年装机量有望保持41%的年复合增长率，预计2031年全球钒电池年装机量将达到32.8GWh；其中，2031年亚太地区（主要为中国）年装机量将达到约14.5GWh，北美地区达到5.8GWh，西欧地区达到9.3GWh。
六、我国具有发展钒液流电池的优势条件，技术走在国际前列
（一）我国发展钒液流电池具备技术、资源和产业链自主可控的优势条件
从产业角度，我国发展钒液流电池具备一定优势。一是技术自主可控，目前已经形成完整自主知识产权体系，并主导制定国际和国内标准，技术水平达到国际领先水平；二是资源自主可控，全国查明钒资源储量约7000万吨，中国钒储量占全球39%、钒产量占全球48%，均为世界第一，完全可实现自给；三是产业链自主可控，关键材料已实现国产化，装备制造产能全球最大。
而过往开展的钒液流电池应用项目不多，主要是因为过去很长时间都是短时储能需求，钒液流电池的能量转化效率比锂电池低，市场认知度较低，产业链规模较小。其初装成本为最大制约，是锂离子电池的 2 倍以上。据有关测算，钒液流电池项目总投资成本集中在3.8-6.0元/Wh。其中4h储能系统成本集中在3.8-4.8 元/Wh，2-3 小时储能系统在 4.65-6元/Wh，整体仍较锂电池高。
目前，国内从事液流电池的机构主要有中国科学院大连化学物理研究所、大连融科、北京普能、上海电气、纬景储能、清华大学、中科院沈阳金属所、中南大学、星辰新能等科研院所和企业，还吸引了钛白粉龙头中核钛白等公司跨界布局。对钒液流电池降成本，中科院大连化学物理研究所首席研究员张华民教授分析，整个全钒液流电池成本下降其实不仅是靠核心原材料去降本，还要围绕降低电池电堆里的电阻提高电流密度来开展。提高电流密度要确保能量转换效率能达到80%，需要从电堆设计和材料创新这两个方向发力。如果电堆的成本下降以后，整个系统成本都降下来；再加上电解液作为金融租赁产品的商业模式，用户的初装成本会有很大下降。
（二）我国钒液流电池规模化量产在即，液流电池厂商全速突围
2023年以来，我国钒液流储能进入产能、技术全速发展期。据不完全统计，仅今年3-6月，国内在建及规划液流电池产线便超过9条，产能规划合计超过8.2GW，潜在年产值超过700亿元。纬景储能、上海电气、星辰新能、和瑞电投、永泰能源等多个长时储能企业密集宣布规划和建设生产线。
在产业上，我国钒液流电池全产业链逐步成型：全钒液流电池的电解液、隔膜、膜电极等原材料供应链已经初步成型，国产化进程不断加快，已能够支撑起开展百兆瓦级的项目设计与开发，其产业配套更加成熟。2022年，已有林源集团甘肃金昌全钒液流储能系统、中力控股安徽望江全钒液流电池产线及装备制造项目、液流储能内蒙古通辽液流电池产线及储能集成项目、融科储能鄂尔多斯液流电池储能产业化基地等项目宣布开建。今年以来，纬景储能江苏盐城百兆瓦级“液流电池智能产线”宣布开建；上海电气宣布建设1GWh液流电池生产线，其合肥基地新增上马1GWh钒液流电池产能；星辰新能宣布其全钒液流GW级工厂落地常州；永泰能源所属张家港德泰储能装备公司1000MW全钒液流储能装备制造基地（一期300MW）正式开工建设。
在应用上，据有关统计，截至2023年10月底，国内规划、在建和已建成项目共计82个，储能规模共计3.23GW/12.83GWh，其中钒夜流电池占比为79.3%。今年5月湖北省公布的2023年新型储能电站试点示范项目清单，总规模1GW的试点示范项目采购中，大规模配置了液流电池，全钒、铁基、锌基三种技术路径的液流电池合计规模达到了480MW，占项目总规模的48%。其他如四川攀枝花、内江、德阳，山西、内蒙古、西藏、新疆等地，也在今年涌现出大量以长时储能为主的建设项目；能源央国企如中国能建、华能集团、大唐电力、国电投、中广核等，也发布了大批针对长时储能的项目招标。
在技术上，以苏州科润新材料为代表的国内厂商崛起，打破了质子交换膜技术壁垒高，市场长期被海外龙头占据，制约液流电池产业化发展的局面，加速了质子交换膜的国产化替代。去年8月天府储能召开新品发布会，推出新一代超高功率128kW钒电池电堆产品，有效提升生产效率，简化系统集成，推动了钒电池系统的降本之路。通过持续的迭代升级，目前国内液流电池的头部玩家基本已能做到电池循环使用2.5万次性能无衰减，使用寿命普遍达到25年，可与光伏电站实现“光储同寿”。
（三）钒液流电池发展仍需政策支持和技术降本
当前钒电池商业化应用面临三个方面的障碍：一是钒电池适合的工作温区在5-40°，其应用相对较窄；二是由于其能量密度较低、设施设备建设因体积较大占地相对较大，尤其对工商储能等用户侧的应用具有较大的局限；三是尽管其使用寿命大大超过锂电储能，全生命周期成本理论上会优于锂电储能，但因其初始投资额较高，目前钒电池系统初始投资额大致在2.1-7.5元/Wh，显著高于目前锂电储能系统的价格，包括电力储能在内下游用户自主投建钒电池储能系统的意愿不高。相比锂电池应用场景灵活、投资较省且能量转换效率高等优势，现阶段钒电池的应用受到较大的限制。对比两种储能技术，钒夜流电池以其大规模和跨天、跨月乃至跨季度长时储能，以及超长使用寿命的全生命周期成本的优势，更适合集中式大规模新能源发电场景应对风发电季节性、极端气候条件下储能及替代火电应急备用电源保障电网负荷平衡稳定场景需要。因此，其下游应用更多属于平衡区域电力系统稳定运行、季节性应急保供等场景项目，与目前主流的锂电池等电化学储能属于互相补充而非彼此替代的关系，以满足国家、区域多样化储能技术应用的需要。这类储能设施一般调用频次可能不会很高，在缺乏足够政策支持的情况下，其运行经济性也可能会缺乏足够的保障。
技术进步有望继续降低成本。钒电池最主要的核心部件是电堆和电解液，其中电解液的成分一般为五氧化二钒，也是整个钒电池系统中钒产品的主要用途。据IRENA研究，钒电池成本：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。为降低钒夜流电池储能的初始投资成本、增加业主安装应用钒夜流电池储能系统的积极性，目前有部分系统集成商在探索通过租赁电解液的商业模式。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。如大连物化所通过减少膜材料使用面积而降低电池成本；2020年6月，大连物化所储能技术研究部李先锋和张华民团队成功开发出新一代30 KW级低成本全钒液流电池电堆。该电堆采用自主研发的可焊接多孔离子传导膜。在离子交换膜方面，目前全球钒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，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，国外的戈尔等都在自主创新开发了更低成本的膜。随着国产离子交换膜的逐步推广，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。
钒夜流电池未来技术进步重点集中在三个方面：一是开发新一代高性能、低成本的全钒夜流电池关键材料，如高稳定性、高浓度电解质溶液；高离子选择性、高导电性、高化学稳定性、低成本的离子交换膜；高导电性、高韧性双极板；高反应活性、高稳定性、高厚度均匀性、低成本电极材料。二是提高电堆性能和可靠性，优化电堆结构设计，提高电解质溶液活性物质钒离子在电堆内时空分布均匀性，降低离子传导膜、电极、双极板之间的接触电阻，提高电堆的电压效率和能量效率。三是提高系统集成技术，即开发高可靠性、高稳定性、低成本的大功率夜流电池模块的设计集成技术和百兆瓦级全钒夜流电池储能系统的集成及智能控制管理策略和综合能量管理技术。
（四）上游钒资源供给虽无卡脖子之虞，但因钒的价值占比大易受价格波动影响
我国钒产品储量和产量占比均居全球第一。目前，我国钒矿储量占全球比重为39%；产量占全球 68%。主要集中于四川攀枝花地区和河北承德地区。其中攀枝花地区的钒资源最为丰富，储量居国内第一、世界第三。另外湖南、广西、甘肃，湖北等省份也都有钒资源的分布。
世界钒产品原料的绝大部分均来自于钒钛磁铁矿，全球约74.8%的钒来自于钒钛磁铁矿经钢铁冶炼后得到的富钒钢渣。我国利用钒渣作为原料生产钒的占比更高，达 86.9%，其中攀钢钒钛产能40000吨/年，位居全球第一。石煤提钒占比10.7%，废催化剂原料占比2.1%，直接采用钒钛磁铁矿原料的占比仅0.3%。石煤中钒的品位很低，五氧化二钒含量多在0.8%以下，且生产过程中产生氯气、氨气、废酸、废渣，对生态环境破坏严重。
钒作为钢铁冶金行业的副产物，生产的钒占了85%，其中钢铁消费95%以上的钒，在钢铁行业里形成了一个闭环。但钒在钢铁中添加0.2%（最多不超过0.5%），其价值在钢铁最终产品中所占的比例极小，价格的波动的影响很微弱。但在钒电池中，钒的价值至少要占到50%以上，价格波动对钒电池制造的影响很大。另外一个是产能限制，钒的生产是钢铁冶金副产物，产量受钢铁产能的限制，能拿出来做储能的比例有限。目前我国基建规模趋于饱和，钢铁的消费渐趋萎缩，其对钒的用量在减小，可以使得钒的量每年能释放出数万吨，同时还可以把可用的钒钛磁铁矿更多的用于提钒。此外还可从石煤中提取钒，当前仅有1万多吨/年，在两年内可以再增加4—5万吨/年。还有钒钛磁铁矿以及其它的资源直接提钒都有一定的可行性，以及其它的二次资源的利用，都是很好的解决途径。
从格林美、华友钴业、天奇股份、光华科技、赛恩斯等专业回收企业布局锂电回收业务看，这类原专业资源回收企业具备较强技术实力、已建立的回收渠道网络优势，在锂电回收行业极具先发优势。而且有其他成熟回收业务支撑，综合利用其原有生产设备，在锂电回收业务规模不大的情况下，仍能保持盈利，更有利于其在锂电回收领域扩大布局。
从未来的发展来看，随着欧盟新电池法的颁布与实施，对出口欧盟电池碳足迹追踪和电池回收相关条款的执行，将倒逼我国企业加快建立完善碳足迹追踪管理体系和电池回收管理体系，并通过电池回收体系的建立，加大电池生产制造中对电池回收材料的资源化再利用。国家发改委已出台《关于加快建立产品碳足迹管理体系的意见》，工业和信息化部会同有关部门积极推动动力电池回收利用工作，陆续出台《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》《新能源汽车动力蓄电池回收服务网点建设和运营指南》等政策文件，发布了动力电池产品规格尺寸、编码规则、拆解规范、余能检测等国家标准。推动动力电池全国统一编码，并建立国家溯源管理平台和全生命周期的溯源监测机制。去年12月6日，工信部发布《锂离子电池综合标准化体系建设指南（2023版）》（征求意见稿），明确规范废弃电池回收的余能检测、拆卸要求、材料回收处理、放电规范、再生材料利用等相关要求和方法，将对废弃电池的回收利用给予更大的政策保障。下一步，国家将进一步完善有关的行业标准，规范动力电池回收利用产业市场准入要求，完善动力电池回收生产者责任延伸制度，加大对同时对电池回收利用行业的监管和行业秩序的整顿，将对我国电池回收产业的发展营造更加良好的环境。
