一、商业化进程正在加速
 
目前，市场上液流电池的技术路径选择众多，其中商业化程度、技术成熟度最高的是全钒液流电池。
 
2019年，我国全钒液流电池储能装机规模为20兆瓦，2020年装机规模达100兆瓦，可见全钒电池装机量增长迅速。2022年，我国全钒液流电池储能项目建成5个、在建14个。
 
今年1-7月，国内签约的钒液流电池项目共15个，合计装机3.6吉瓦。有预测数据显示，今年，我国全钒液流电池市场规模将达28.2亿元，2025年将增至81.7亿元，2027年将突破百亿元。在业内人士看来，我国全钒液流电池储能产业发展前景向好。特别是拥有钒资源优势的河北、辽宁、湖南、四川、甘肃等地，全钒液流电池储能产业政策密集出台，从政府引导产业的角度支持全钒液流电池技术和产业发展。

二、成本偏高制约产业发展
 
既然全钒液流电池储能市场发展空间广阔，那么缘何市场份额连锂电池储能的零头都赶不上？业内人士普遍认为，产品体积大、产业化不够、经济性不足等问题限制了全钒液流电池的发展，尤其是成本偏高，直接导致市场活力不足。
 
在业内人士看来，全钒液流电池应用最大的劣势就是初装建设成本高，全钒液流电池储能系统的投资成本约为3000元/kWh -4000元/kWh，而锂离子电池约为1500元/kWh -2000元/kWh。虽然今年全钒液流电池储能系统成本有所下降，但基本还在3000元/kWh左右。
 
据了解，全钒液流电池储能产业分为上游、中游、下游。上游包括钒电解液、钒矿等，中游涉及电极、膜、结构的设计，下游以典型的电堆及BMS管理控制技术、系统集成以及用来生产的装备制造技术为主。
 
“全钒液流电池储能要进一步发展和提升，很大程度上依赖材料端技术突破，而中游技术复杂，是技术壁垒较高的环节。”王晓丽表示。“如今，90%以上液流电池企业是全钒液流电池企业，其成本主要集中在电堆和电解液，占比80%以上。
 
以电堆为例，密度较低导致成本优势不明显。”大连海事大学交通运输工程学院教授马相坤表示，“如果全钒液流电池企业没有电解液工艺，每瓦时的成本高出0.5元，每千瓦时要高出500元。”

三、技术创新仍大有可为
 
如何解决全钒液流电池成本偏高的问题？业内人士普遍认为，提升电解液利用率是降低系统成本，推动全钒液流电池储能产业化的关键。
 
专家认为，降低成本的关键是提升液流电池电流密度，因为电流密度的提高可以提升电解液的利用率，也就是钒的利用率。
 
目前，全钒液流电池示范项目中的利用率一般在60%左右。未来主要技术趋势是高浓度、高稳定性和高活性电解液，可从提高电解液的导电性和提高钒离子的活性等途径降低成本。此外，通过材料、结构的创新，可使全钒液流电池的电堆成本每瓦时降低0.3-0.35元。
 
专家表示，降低成本，提高转化效率，一是要进一步升级从上游材料到电堆的技术，形成高功率密度、高工作电流密度的电堆，以及通过系统集成的设计提升效率。二是从产业规模角度来看，目前整个产业链初步建立，规模效应尚未显现，规模端降本的潜力巨大。

四、谁在赚钱？何时到商业化节点？
 
从2007年大连化物所落地首个液流电池至今，钒电池的格局已经有质的变化，尤其是在2023年。
据不完全统计，液流电池只用了十个月的时间完成并超过了行业过去十余年累积完成的规模。各招投标新建项目纷纷给出超100 MW规模。10月7日，国电投更是放出采购信息，拟招标1GWh 4h液流电池储能系统，开启了液流电池的GWh时代。
 
一位储能投资人表示，“液流电池行业已经形成了高度的专业壁垒，2023年是液流电池创业最后的好机会，这个阶段还可以用产业背景创业拿到钱，明年开始大家就要刀兵相见，赛道上也会涌现出新的并购机会。”
 
所幸的是，国内公司在液流电池主要的材料端和设备端都占有主导权，所以降本的速度足够快。国外的全钒液流电池大多规模较小，主要分布在日本、北美和欧洲，产业链复杂程度不足以支撑其快速发展。
 
国内钒电池赛道上的企业主要分为两派，一派是科研院所自研孵化或者知名教授带出来的初创企业，以大连融科为代表；另一派是吸收收购国外技术的的创业企业，以北京普能为代表。
2006年，中科院大连化物所建成首个10kW全钒液流电池试验电堆，其他大学院校纷纷跟进。2008年， 大连融科成立，由大连化物所和大连博融控股集团共同建立。今年4月，大连融科获得10亿元B+轮融资，跃升为百亿独角兽。
 
2009年，北京普能世纪以215万美元低价收购加拿大VRB，获得其各项技术、专利、商标、设备及核心技术团队。VRB手中有从澳大利亚新威尔士大学购得的钒电池原始专利。
 
这两家公司代表着液流电池的老牌玩家，研发时间超过十年。
 
钒液流新势力有天府储能、国润储能、星辰储能等，一经成立就拿到了巨额融资。成立两三年时间的新势力，试图通过资本助力和单点技术突破降本，来直面竞争。