液流电池是一种新型的大规模高效电化学储能技术，国际上液流电池的种类主要有全钒液流电池、锌溴电池、铁铬电池、多硫化钠溴电池4种技术路线，其中全钒液流电池目前成熟度最高，商业化进程最快，国内外参与其研究开发的机构与企业较多。
我国在20世纪80年代末开始研究全钒液流电池技术，1995年研制出500W、1kW的样机，拥有电解质溶液制备、导电塑料成型等专利。
此后中国科学院大连化学物理研究所、大连融科储能技术发展有限公司、清华大学、中科院沈阳金属所、中南大学等机构开始从事全钒液流电池的研发工作，攻克多项关键核心技术。
▍安全有保障，长时储能下成本占优
钒电池具有安全性高、循环寿命极长、环境友好、响应速度快、容量规模易调节等优点。
另外，其输出功率和储能容量相互独立，模块化程度高，配置灵活。以融科储能200 MW/800MWh国家示范储能电站的一期工程为例，单体电堆的额定输出功率是31.5kW，有8个这样的单体电堆组成了一套可实现单独充放电控500kW/2MWh储能模块，由50套储能模块构建1套具有就地监控系统的25MW/100MWh储能单元，最后再由4套储能单元构建出100MW/400MWh全钒液流电池储能系统。
钒电池主要缺点体现为能量密度低以及工作环境相对局限，而且成本是制约全钒液流电池发展的核心问题。
钒电池面临的成本困境随着长时储能规模扩张能够得到缓解。
储能时长越长，钒电池储能系统初始投资成本越低。假设电解液价格约为1500元/kWh，储能时长为1h的储能系统价格约为6000元/kWh，随着储能时长变长，储能系统成本被分摊，初始投资成本为3630元/kWh，参考行业内招标信息，头部企业如大连融科2.65元/Wh，平均报价为3.1元/Wh。
▍产业链：关键环节推进国产替代
全钒液流电池系统由电堆、电解质溶液储供子系统、电池管理子系统等组成，系统相对复杂。
电解液和电堆是钒电池的核心环节。从成本占比看，电解液占比约41%，电堆占比约37%，二者是钒电池的主要成本来源。
产业链不成熟，供给配套不完善，关键环节如离子交换膜等依赖进口产品，是钒电池成本较高的原因之一。
国产替代有望推动降本。从近期产业链跟踪来看，国内钒电池产业链建设正在加速推进，产品性能追赶进口产品，随着装机规模不断扩张和政策大力支持，关键环节国产替代将推动钒电池进一步降本。
钒电池产业链已经完整，开始1-10的腾飞。经过20多年的努力，我国全钒液流电池储能技术水平处于国际领先地位，已形成了初步完整的全钒液流电池产业链，从上游的资源开采、冶炼，到电解液、电池堆、双极板、隔膜、电极等的生产，相关领域都有对应企业从事细分产业的产品工作，已满足产业化应用的要求。
▍供需：钒资源自主可控，储能用钒打破平衡
数据显示，2022年全球钒金属储量超过6300万吨，其中钒矿金属钒储量约为2600万吨，当年产量为10万吨，储采比为260:1，储量较为丰富。
我国是钒生产和消费大国，钒资源充分自主可控。2022年我国钒矿储量达950万吨，产量达7万吨，在储量、产量两端占比分别达36.54%/70%，据国际钒技术委员会数据，2021年中国钒消费全球占比达57.6%，为全球最大的钒消费国，因此我国对钒资源具有较强的定价权。
供给端，国内钒产品主要来自钢铁冶炼后的钢渣，与钒钢产量挂钩，供给相对稳定。
需求端，我们假设未来传统需求在地产政策支持下保持稳定增长，全钒液流电池渗透率逐步提升，保守估计到2025年将达到15%，以五氧化二钒单位用量0.8万吨/GW计算，2025年储能领域用钒达到3.29万吨，占比接近20%，供需缺口将在储能需求驱动下达到1.72万吨。
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