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。

头部玩家竞逐产能，液流电池迎来GW时代。中国液流电池产业化自2007年开始，彼时，今天的行业龙头大连融科、北京普能世纪等均先后成立。历经十余年的发展，液流电池终于站在了产业化的窗口前，在长时储能需求不断释放的今天，它们已离产业化不再遥远。

而液流电池崛起的背后，是不断高质量发展的中国新能源市场，是日益深化落实的“碳达峰、碳中和”政策。

储能市场当下的看法，“过去的十余年，中国新能源的主旋律是‘风光无限’，历经‘双反’等坎坷，倒掉了无数行业巨头，中国‘风光’才做到世界第一。而现在，‘风光无限’要升级成‘氢氢储储’，氢能、新型储能正高速发展，所有人都应该期待中国新能源的下一个十年。”

行业的火热，已经吸引了各路资本追逐。投资人挤满储能这个超级赛道！

资本追着液流电池企业跑。有的实在“约不上，根本约不上。”“液流电池现在太火了，想参与项目的投资机构太多，最近我的团队给企业拨出了不下七八十通电话，加了不知道多少个微信，愿意聊一聊的企业屈指可数。”提起同液流电池企业签单的经历，无奈又憋屈，“多少有点卑微。拿到联系方式的加不上；加上了聊天不回复；好不容易回复了，结果是‘上一轮刚融完，下一轮也已经定好了，再联系’。”

但换个角度，储能企业也有自己的“苦衷”。某全钒液流电池制造商称，“最近，我们约见的投资机构就不下二十家，其中不乏大的政府产业基金和知名VC，确实见不过来。”投融资历来是行业发展的风向标。今年以来，液流电池领域的大额融资不断披露。

今年以来，液流电池由于循环寿命长、安全性高、应用场景广等优点，而成为长时储能市场中的一股关键力量，市占率不断攀升。据不完全统计，仅最近十个月内在建、新招标的液流电池规模，便已超过过去十余年装机总和的数倍。

这个走势，比K线图上的强力拉升还要凶猛。

液流电池产业从未有过今天这样的发展速度。人、财、物高速涌入，正推动这个新兴赛道走向产业化窗口。液流电池的多种技术路径，如全钒、锌铁、铁铬，均有代表性企业出现，且各家产能已超越数百兆瓦。液流电池产业已来到GW时代，站到了产业化的窗口前。

然而，液流电池产业距离真正实现产业化，达成大规模生产与落地，还有一定的距离。它们的困难依旧不少：初装成本较高，令投资人望而生畏；技术不够成熟，电解液利用率、电堆效率须提升；产业链还不健全，上游原材料供给不充裕、下游被电网的调用次数不充足....

历经十余年的发展，液流电池终于走到了产业化前夜。面对多种困难，液流电池企业们正在全力破局，各使解数。中国科学院院士赵天寿表示，“今年会是液流电池产业转折的关键一年。”

为理清目前液流电池行业的发展状况，明晰行业面临的困难。近日咨询业内投资人、企业家、研究员，试图记录这一新兴产业的关键转折点，并结合行业难题，呈现头部企业的破局之法。

7月以来一场普通的储能行业招标会，引发了业内的广泛关注，“数得着的液流电池公司基本都有参与”。5月10日，湖北省发改委公示了拟纳入湖北省2023年新型储能电站的试点示范项目清单，清单共包含21个项目，所需采购的试点示范项目规模达1GW（百万KW）。

不同寻常的是，清单里没有任何项目是单独采用锂离子电池配储的，反而大规模配置了液流电池。招标需求中，全钒、铁基、锌基三种技术路径的液流电池加起来，合计规模达到了480MW（1MW=1000KW），占项目总规模的48%。

按照3小时平均储能时长、2.5元/WH平均初装成本计算，这480MW项目仅所涉的建设资金就高达36亿元。

要知道，尽管液流电池当红，但长期以来，其在储能赛道的市占率并不显眼。据中国化学与物理电源行业协会数据，2022年中国新增新型储能装机规模为6.9GW，其中，液流电池占比仅3.5%，规模不过241.5MW。而当下，液流电池正在从储能赛道的“边缘”走向舞台中央，并在许多储能项目中“分庭抗锂”。

今年3月，国家能源局发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）》中，强调了对中大型电化学储能电站的安全性要求，对电站可用的电池技术种类做了基本限定。《要求》明确，锂离子电池不得设置在人员密集场所，并将具有本征安全性的水系液流电池划为重点发展方向。

所谓新型储能，是指除抽水蓄能外的其他储能技术，主要包括锂离子电池、液流电池、铅酸电池、压缩空气储能、重力储能等。过去，锂电池是新型储能领域绝对的龙头，市占率在94%左右。一进一退，变化显现。

与锂离子电池相比，液流电池具有安全性高、循环寿命长、电解液可循环利用、生命周期性价比高、环境友好等诸多优势，被认为是大规模储能技术的首选技术之一。在众多的液流电池种类中，目前商业化进程更快的为全钒液流电池。全钒液流电池是一种以金属钒离子为活性物质的液态氧化还原可再生电池。全钒液流电池是以+4、+5价态的钒离子溶液作为正极的活性物质，以+2、+3价态的钒离子溶液作为负极的活性物质，分别储存在各自的电解液储罐中。

在性能方面，全钒液流电池能够实现毫秒级充放切换响应，可以达到20000次的循环使用寿命。由于全钒液流电池的正负极材料都是液态的水系电解液，通过膜材料将两种液态材料隔开，从而避免了传统电池中因为易燃材料的使用而带来的热失控和安全隐患;具有本征安全性，基本不存在起火爆炸风险。

国内某液流电池企业负责人表示，基于全钒液流电池15年生命周期的条件，目前全钒液流电池的lcoe度电成本(平准化度电成本)在0.4元/kWh左右，略高于锂电的0.35-0.4元/kWh，但如果未来电网调度的容量增加，全钒液流电池的度电成本有望优于锂电池。

2023年是钒液流电池商业化进程的关键时期，众玩家积极布局，相关项目签约、落地、投产等加速推进。7月11日，北京建龙重工集团与承德市人民政府、昆仑万维签署全钒液流储能电池制造项目战略合作框架协议。双方将开展高纯钒、电解液、钒电池系统集成等项目的合作，共同发展全钒液流储能电池产业，拟携手打造“中国钒谷-国家全钒液流电池储能产业基地”。

7月6日，总投资约16亿元、西南地区容量最大的全钒液流储能电站示范应用项目落户攀枝花。项目由攀枝花钒钛高新区与攀枝花中电投新能源有限公司签约，拟投资建设100MW/500MWh全钒液流储能示范电站。该项目是世界级钒钛产业基地、全国重要清洁能源基地建设重点支撑项目。

7月3日，总投资约15亿元、四川省首个100MW/400MWh全钒液流储能示范电站项目落户内江。项目由内江市人民政府与国家电投集团四川电力有限公司签约，预计2024年6月建成并网运行。该项目是国家川渝能源一体化应急调峰基地建设战略支撑项目。

6月27日，永泰能源所属张家港德泰储能装备有限公司举行1000MW全钒液流储能装备制造基地(一期300MW)开工暨德泰储能研究院揭牌仪式。一期工程拟建设产线规模为年产能300MW，工期12个月，预计2024年下半年投产。

更早之前，林源集团于今年4月宣布总投资超 300 亿元，大手笔布局全钒液流电池，陆续与辽宁朝阳、甘肃金昌、内蒙古乌兰察布等地签订开发投资协议，共同拓展全钒液流储能系统全产业链布局。

今年1月，上海电气储能公司与安徽巢湖经开区签约，该项目总投资3亿元，拟建设1GWh储能液流电池生产线;山西省首个全钒液流电池光储充一体化示范项目竣工仪式在朔州举行，该项目是全国首个校园场景的全钒液流电池并网示范项目。

值得注意的是，全钒液流电池项目也受到了各路资本的热捧。6月30日，山西国润储能科技有限公司完成了近2亿元人民币A轮融资，将主要用于全钒液流储能电池和全氟离子膜两大核心产品的研发及落地等。在此之前，该公司于去年8月完成了超5000万元的天使轮融资。

除此之外，今年以来，北京星辰新能科技有限公司宣布完成Pre-A轮融资;艾博特瑞能源科技(苏州)有限公司获得数千万元天使轮融资;大连融科储能集团股份有限公司完成超 10 亿元 B+ 轮融资。

在碳中和的趋势下,电网对于长时储能系统技术的需求会更迫切。中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深指出，短时储能不能满足电力系统跨天、跨月、乃至跨季、跨年的储能需要，难以解决峰谷时期供需匹配的经济性问题。这就需要建设储能时长在4小时以上的长时储能技术。

国际咨询机构麦肯锡预测，到2040年全球长时储能累计装机容量可达1.5~2.5TW，到2050年，长时储能储电量将占全部储电量的95%。中国科学院院士赵天寿认为，在长时储能的场景下，液流电池的潜力非常大，2023年会是液流电池产业转折的关键一年。

特别值得一提的是，不同于锂电池的原材料，高度依赖进口，中国钒资源非常丰富。数据显示，当前全球范围内已经探明的钒矿总金属储量约为2200万吨，其中中国的钒矿总金属储量约为950万吨，大概占到了全世界已探明储量的43%，位居第一。

未来全钒液流电池有望成为一类重要的新型储能技术，预计2025年/2030 年国内全钒液流电池储能装机空间或将超过10GWh/90GWh。而浙商证券预计到 2025 年中国钒液流电池储能将新增 14.2GWh，装机功率 3.5GW，渗透率20%，对应市场规模 297 亿元，2021-2025 年年复合增长率为 92%。

发生这一变化的关键诱因是长时储能需求的进一步爆发，以及电站对安全性、容量可扩展性的要求进一步提升。

对储能来说，在快速响应电网调频需求的同时，进一步解决风电、光电在昼夜、四季等不同时间段发电量波动的问题，配合电网调节用电与发电情况，促进风光电高比例并网，是其存在的根本原因。

当下，我国储能市场以储能时长在2~4小时之间的短时储能系统为主，市占率在92%以上。“短时储能不能满足电力系统跨天、跨月、乃至跨季、跨年的储能需要，难以解决峰谷时期供需匹配的经济性问题。这就需要建设储能时长在4小时以上的长时储能技术。”

研究表明，相比短时储能，长时储能更有利于减少弃风弃光率，且更具性价比。当储能系统持续时长达到4~8小时，电网弃风弃光率便可得到控制。根据测算，到2050年，无长时储能的电力系统与引入长时储能相比每度电的成本将高24%左右。

根据国家“十四五规划”，到2025年，我国新能源发电量占总发电量比重要达到39%左右，新能源消费比重要提高到20%左右。提高风光电消纳水平是刚需，在这一背景之下，长时储能在近期迎来爆发。

这会是一个万亿市场。亿纬储能市场部总监叶婉柔：“从2023年开始，3小时以上的储能需求占比将会从不足8%陆续提升到60%以上，时长会逐步提升”。麦肯锡曾做过预测，到2040年，全球长时储能累计装机容量可达1.5~2.5TW，到2050年，长时储能储电量将占全部储电量的95%。

而长时储能需求爆发下，液流电池正是最具竞争优势的技术之一。

储能时间长，必然要求电池更能“存”，容量要大，扩容要方便。而液流电池电堆和电解液能够分离，也就是功率和容量单元能解耦，可扩展性好，配置灵活，只需通过简单的堆加即可实现扩容。而锂电不行，锂电功率与容量单元一体，想增加容量，要重新上一整套系统，花费的额外成本会更高。

解读：“长时储能领域，锂离子电池因为在高频率、长时间调度时燃爆风险更高，所以缺乏竞争优势。而液流电池因为本征安全，燃爆风险为0，是最适合长时储能的技术之一，所以会获得更多的尝试机会。”

星辰新能市场总监周旋则表示，“对于储能来说，安全性、经济性、可持续性是三大关键指标。安全性是液流相对于锂电的优势，经济性则表现为寿命长，全生命周期成本低、容量扩充成本低、建设选址更方便，这是液流相对于压缩空气储能、铅酸、抽水蓄能等的优势。”

液流电池正“取代”锂电走到聚光灯下，“今年是关键之年，储能需求被锂离子电池一家独占的市场格局已受撼动，巨大的市场空间正在释放，而液流电池也许是第一个享用这块‘蛋糕’的储能技术。但值得注意的是，液流电池和锂电之间，目前还不是互相取代的零和博弈，市场是增量市场，多个技术路线共同建设一个项目的情况会更普遍。”但不管怎么说，机会来了。

市场机遇到来，全国各地正在掀起“液流电池建设热”。

中国液流电池产业发轫于2007年前后。据国家能源司数据，十余年间，全国液流电池已投运装机量之和不过140MW左右。而在最近半年，如中核汇能、国家电投等能源央国企联合新、藏、鄂、冀等地方政府，展开了大规模液流电池项目建设计划，规模均在数百兆瓦左右。不完全统计下，最近10个月内在建、新招标的液流电池规模，便已超过过去十余年投运装机总和的数倍。

液流电池产业从未以今天这样的速度膨胀、大规模招标、大手笔投资，长时储能建设需求下，液流电池赛道似乎已经乘风而起。

既然储能市场亟需建设长时储能系统，那为何长期以来，2小时以内的储能系统始终是市场主体？

“能源是成本敏感型市场，储能不是为了建设而建设，新能源发展的初衷是全方位降低社会用能成本，经济账必须算明白。而眼下，液流电池因为成本较高，经济账并不亮眼。”

全生命周期成本是计算项目收益率的重要指标。据行业数据，2021年时，液流电池在使用寿命比锂电池长2.5倍的情况下，其每度电的全生命周期成本依旧比锂电池高了11%，内部收益率不足锂电池的七分之一。

等待更长的时间，赚更少的钱，经济账算不明白，市场对液流电池的需求自然有限。

而随着技术进步与产量扩展，液流电池的全生命周期成本在过去两年中不断下探。上海电气集团中央研究院储能液流电池产品部部长杨霖霖：“按25年使用寿命、储能4小时计算，钒液流电池在结束生命周期后仍有至少30%以上的残值可以回收，度电成本已降至0.2元/KWh。”

目前锂电池的全生命周期度电成本约为0.5元/KWh，抽水蓄能的成本则为0.21元/KWh。经过两年发展，液流电池的全生命周期经济账已经优于锂电和抽蓄。

但仅仅是全生命周期成本更低依旧不够，国内大部分的投资机构，常规投资回收期一般在5~7年左右，而在储能领域，动态投资回收期也只能达到10年，“目前液流电池要想计算出成本优势，要花的时间在20年以上，投资机构可能会等不起。液流电池想发展，进一步降低初装成本是必须的。”

尤其是液流电池赛道路径颇多，群雄逐鹿下，高成本容易让投资者望而生畏。哪个技术路线能跑出来，不确定性太大，VC只能大胆假设、小心求证，探索产业化的可能性。

初装成本是项目在安装和建设阶段的成本，是项目的启动门槛。

液流储能科技总经理郑晓昊表示，当前，一个百兆瓦级的液流电池项目，初装成本基本在2.5元/Wh左右。对比之下，锂电池的初装成本约为1.2~2.4元/Wh不等，而两小时储能系统的平均投标价格为1.61元/Wh，且还有下降趋势。今年储能项目整体报价环比明显下降，2小时储能系统加权平均报价环比最高下降了近10%。

“眼下，锂矿价格不断下跌，从去年的60万元/吨跌到今年4月份将近15万元/吨，锂电储能的成本因此持续下探。对比之下，液流电池初装成本高的劣势愈发明显。由于产品性质不同，液流电池的初装成本注定高于锂电，但至少要降到能让投资机构容易接受的程度。”

眼下，启动门槛高，已成为限制液流电池产业化发展的关键。

一套完整的液流电池，其构成主要包括电堆和电解液两部分，电堆是功率单元，主要负责电力的输入与输出，电解液是容量单元，主要负责存储电力。此外，液流电池还需要加装控制系统。

大连融科的全钒液流电池构成

据国际可再生能源组织（IRENA）统计，钒液流电池成本主要分为电堆、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，其他构件成本占比 25%左右；其中，钒电解液成本约占40%，电堆成本约占 35%；电堆中，隔膜又是核心，成本约占电堆的40%。

许多液流电池企业想方设法降低电池初装成本已成为企业发展的核心目标之一。而电解液和电堆这对“双电”系统的成本，正成为企业们“鏖战”初装成本的主要战场。

长时储能：非锂技术路线更适配

技术迭代及成本下降使得锂离子电池在移动设备、电动汽车(EV)以及固定式储能领域占据主导地位。

锂电池非常适合电动汽车的瞬时高能电源，但不太适合四个小时以上的长时储能。根据配置，100MWh的锂电池存储装置可以在两个小时内提供50MW的电力，或者在30分钟内提供200MW的电力，这在紧急情况或电力系统故障时非常有用。

因此，锂电池可以被归类为以功率为导向的短时间储能电池应用的领导者。然而，锂电池技术并不是电网日益需要的日间储能的解决方案。其存在的安全性问题，例如热失控倾向和随使用时间增长而降低的存储容量，也会降低锂电池作为长时储能解决方案的适用性。

锂电池可被视为电化学储能领域的短跑运动员，而液流电池则被视为马拉松运动员。

液流电池电堆和电解液能够分离，也就是功率和容量单元能解耦，可扩展性好，配置灵活，只需通过简单的堆加即可实现扩容。而锂电不行，锂电功率与容量单元一体，想增加容量，要重新上一整套系统，花费的额外成本会更高。

另外，液流电池将能量存储在水溶液中，本征安全，燃爆风险为0，是最适合长时储能的技术之一。有多种液流电池正在开发中，包括全钒液流电池、锌溴液流电池、铁铬液流电池等。

除此之外，还有其他一些处于开发早期阶段且尚未完全商业化部署长时储能技术，比如氢燃料电池、压缩空气储能、重力储能等。

解决方案之一，是通过技术进步降本增效，其中两个关键指标是电解液能量密度和电堆能量效率。电解液能量密度越高，意味着存储每度电所需的电解液更少；能量效率高，则意味着对电的损耗比较小。

除了能量密度，提高电解液利用率同样重要。南方科技大学讲席教授、中国科学院院士赵天寿表示，“即使是目前最成熟的全钒液流电池，其电解液利用率也只有60%，也就是说，剩下的40%的钒都没有利用好。”赵天寿开出的药方是提高系统内电流的强度，“提高电流密度，也就是功率密度，从而提高电解液利用率，降低成本，这应该是行业的共同目标。”

此外，提升电堆能量效率是优化电堆成本的有效手段，也是液流电池能否算清经济账的关键。优化能量效率指标已成为液流电池企业发展的关键。

液流储能科技的全钒液流电池电堆能量效率在78%上下；而铁基液流电池代表企业巨安科技的CEO孟锦涛表示，该公司的全铁液流电池电堆效率和系统效率均在80%以上。锌溴液流电池电堆能量效率能达到82%。

“能量效率也是一样，要分为电堆效率和系统效率两种。电堆效率高不代表电池充放电转换率高，因为还需要计算系统其他部分造成的损耗。但许多企业披露的数据都是电堆的。此外，相当数量的企业都会把实验室效率放出来，这种数据的可靠性还需要经过量产检验。”

这种现象出现的原因也很简单，“许多液流电池初创企业刚刚走过中试阶段（产品在大规模量产前的较小规模试验），量产还只是规划和在建，批量交付尚未实现。行业处在这样的阶段，哪怕较为领先、有量产数据的企业也会希望再观察一下同行表现。”

进一步指出，“更何况有些技术，如锌铁液流电池，在效率指标上确实稍逊一筹，所以在缺乏商业化成果、只能比技术数据的当下，有些企业其实不愿意公开披露相关信息。”产业处在发展早期，对待技术进步要有耐心，“同样需要看到，技术指标不是衡量企业能力的唯一标准，商业模式、电站运维能力、量产与工程能力同样重要。”据了解，眼下，液流电池企业量产后的电池系统效率能达到75%以上，便已算不错。

而关于电堆降本，除了优化能量效率，还有一个重要方向是降低隔膜成本。液流电池隔膜的主要作用是，在导电的同时阻止正负极电解液混合。其性能高低，主要体现在使用寿命与质子传导率两方面，前者考验耐久度，后者则决定电流传输效率。

这一零部件的优化方向主要是国产化替代。现在国内已攻破技术。据大连所介绍，厚度为50.8μm的Nafion212隔膜，每平米制备成本为2100~2800元，折合每百兆瓦造价为1.8~2.3亿元。

行业内较为领先的优化方法由大连化物所提出。大连化物所研究员张华民表示，团队自主研发的可焊接多孔离子传导膜，可将膜材料的使用面积减少30%，并令隔膜每平米制备成本下探到百元以下，电堆总成本将由此降低40%。

眼下，液流电池赛道路径多元，百家争鸣。技术还未成熟、生产还未起量，哪怕无时无刻不在进步，不确定性依然明显。“创业是一场冒险，企业家对社会的价值就是消除这种不确定性。”多元路径对应着多位赛手，产业正在这些赛手手中一步步走向完备。

而当下，通过持续的迭代升级，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，系统效率也有一定保障，只是在规模上，GW级储能系统还尚未诞生。随着企业技术能力的不断优化与产业链的不断完善，液流电池的成本存在明显下降空间，距离真正实现产业化发展，只有一步之遥。

储能装机量需求弹性巨大，国内储能的未来将是多技术路线并存的市场化竞争。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，从产业史上来看和光伏产业更为相似。研究储能的技术路线的选择和投资机会，必须以“长时储能需求和经济性”作为研究的出发点，储能时长才真正意义上代表了储能的市场空间。

海外借鉴：德国户用光伏与储能的发展依赖经济性。德国光伏发电景气度与政策导向高度同频，对补贴依赖度较高，新增装机以经济性驱动的户用为主；相应地，随储能系统成本的下降，用电侧储能装机占比持续提升，单户规模约8.5kWh，与非光伏发电时段的单户用电量基本匹配。经测算（俄乌冲突之前），德国500€/kWh系统成本下的户用储能系统静态投资回收期4.28年，具备良好经济效益。

国内展望：发电侧的政策性配储规模的核心是合理的IRR。目前，各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10%、2h（0.2wh）。长期来看，配储规模的增长弹性取决于光伏和储能装置成本的持续下价，理论上是维持光储一体化资产的合理IRR。我们按照2030年光伏和储能的成本测算，配储0.6wh的IRR可以达到6%。

国内展望：用户侧的经济性体现在峰谷电价差和充放电次数。国内用户侧的峰谷电价差套利，我们认为主要体现在小工业和商业。按照地区分布，主要是长三角和珠三角。储能装置的经济性体现在两峰两谷（平），每天可以有效充放电两次的区域，比如广东、浙江、江苏等，按照我们的测算，广东、浙江、江苏三省储能系统投资回报期仅3-5年。

国内储能的未来：市场化竞争、多技术路线并存。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，更像是光伏产业。

钠电：产业化的进程快于市场的预期，主要基于高锂价带来的理论上的成本优势，以及锂电产业链的复用。从电池到正极、负极、隔膜等产能大部分可以通用，这个跟光伏领域的单晶多晶之争、异质结不同，成熟产业链的阻力非常小。钠电不会颠覆锂电龙头的竞争格局，更多地是行业β的机会，我们更需要寻找钠电和锂电在材料端的差异，比如石墨负极和硬碳/软碳的工艺和成本差异，几条不同路线正极前驱体性能和成本差异、集流体材料的差异等等。

氢能：产业链庞杂，包括制氢、储运、加氢、电堆等，最像三大化石能源中的天然气，虽然最清洁，但基于其运输瓶颈未来在能源领域大概率是补充，而不是主角；氢能的应用参考巴拉德的年报可以分为公交、重卡、船用、备用电源，在时长和功率层面要求高的领域最为适用，高功率才是氢能的核心竞争力。更简便的办法是去找柴油和燃料油的替代领域，单看商用车市场可能没多少，但看柴油和汽油的消费量，前者更大，氢能估值的天花板是否可以用柴油的需求来衡量？更长周期，氢能在能源领域的应用之外，是大量的工业领域（尤其是化工）的减排需求。

液流体系（钒电）：安全性、长寿命以及易回收等优势，长期来看是储能最优的解决方案，但产业化受制于钒资源的稀缺性和钒的提纯工艺。另外，由于液流体系和氢燃料电池在结构上的相似性，氢能产业的发展速度、燃料电池的产业链能力也同样影响了液流体系的产业化进程。燃料电池产业链尤其是材料环节和龙头竞争力将大部分传承给液流体系，我们更关注在电堆中，氢燃料电池和液流电池的共用组件部分，比如双极板、质子交换膜、气体扩散层等，单一技术路线的应用空间不应该是上游材料的估值天花板。

钠锂求异，氢钒求同，寻找上游材料的投资机会。我们以钠电和锂电的负极为例，寻找在原材料端的差异，酚醛树脂、生物质均是钠电不同于锂电的负极原料；我们以氢能电堆和液流电池的双极板为例，对于共用组件石墨双极板来讲，长期来看在液流电池中的应用很可能远远大于氢能电堆。

国内目前具备全球竞争力的新能源赛道，可以类比1970-2000年电子产业在日本的地位。强大的政策扶持、技术推动的变革和成本下降，是一个全新的、技术驱动、在全球没有竞争对手的行业，光伏和锂电的崛起就是典型的案例，因为新能源市场的机会和增速被市场认可，资本投入下一代技术导致的变革也最为迅猛，比如电池环节的锂电-钠电-钒电甚至氢能，比如光伏领域的PERC-TOPCon-HJT-钙钛矿。

对于储能行业来说，所谓产业化，就是储能产品产能上得去，产品有人买，电站能并网。而要实现这一步，风光电产业选择上哪类储能产品，电网对哪类电站进行调度，非常关键。