在构建以新能源为主体的新型电力系统进程中，长时储能技术正迎来前所未有的发展机遇。作为其重要技术路线的全钒液流电池，其大规模应用的核心命脉在于钒资源的掌控与钒电解液技术的突破。
近期举办的行业大会上，来自科研机构与产业一线的专家们，围绕这一核心议题展开了深度探讨：一面是中国在全球钒资源与技术上的领先地位，另一面则是钒原料需求激增与产能失衡的隐忧，以及电解液成本、纯度与规模化生产的挑战。以下是大会聚焦钒原料及钒电解液领域的关键洞见。
一、钒资源战略地位与需求爆发
中国科学院大连化学物理研究所首席研究员、博士生导师张华民表示，中国在钒资源储量、电堆技术和产业化方面全球领先，钒资源是支撑全钒液流电池发展的核心基础。
四川伟力得能源股份有限公司董事长陈继军表示，钒资源年需求或突破10万吨（现产能仅5万吨），亟须加速高效提钒技术研发。
大力储能技术湖北有限责任公司研发经理夏庆林表示，国内在建/招标钒电池项目约9GWh，对应电解液需求约50万立方米；但规划产能（2025年超200万立方米）远超预期需求（10-18万立方米），警惕产能过剩风险。
二、电解液制备技术突破
1.短流程工艺颠覆成本逻辑
四川发展兴欣钒能源公司总工程师蒲年文表示，公司通过短流程电解液制备技术实现钒电池领域重大突破。该创新采用液相直接转化工艺，绕过传统高纯钒氧化物环节（节省2-3万元/吨成本），使原料成本降低30%，同时钒回收率提升10%并实现铁含量<25ppm。产品中油含量已能稳定控制，部分产品已检测不出油含量。
技术突破性体现在三方面：
原料端可兼容浸出液/火法钒渣等多元钒源，
生产端建成全球最大短流程产线（年产能6万方可扩至8万方）
市场端已实现量产供货，2024年2月向云南禄丰等项目供货，并通过300次循环测试验证稳定性。
核心价值：在于电解液成本降低20%以上（占系统成本过半），推动全钒液流电池初始投资下降。结合股东红格南矿、西昌铁矿的钒资源保障，显著提升全钒液流电池经济性。公司同步推进行业生态建设，通过定制化离子控制服务与电解液租赁模式，为储能市场规模化应用提供关键技术支撑。
2.混合电解液降低钒用量
大连海事大学教授马相坤开发了混合型钒电解液，可降低钒用量20%-30%，打破国外专利壁垒。
三、产业化挑战与创新
1. 核心痛点
大力储能技术湖北有限责任公司研发经理夏庆林指出，钒电池电解液产业化面临重大机遇的同时，也存在挑战：
规划产能（2025年超200万立方米）远超预期需求（10-18万立方米）；
配方需与电堆深度绑定，验证周期长；
企业原料价格波动大；
不同工艺产品性能参差，杂质控制标准待统一；
电解液生产重资产，下游回款周期差（预付款仅30%-60%）。
亟须加快工艺迭代、深化产学研合作、构建全产业链协同，并充分利用金融属性探索新模式，方能推动钒电解液产业健康可持续发展。
2. 商业模式创新
大力储能研发经理夏庆林指出，钒价平稳下行、萃取/离子交换等短流程新工艺（可降本30%以上）助力成本优化；电解液“以租代售”、租赁抵押等创新商业模式正在探索；高浓度、宽温域、高稳定性、低成本的电解液是未来研发重点。
中科院大连化物所研究员张华民也表示，提升电堆电流密度（目标500mA/cm²可降材料成本50%）、电解液利用率（每提10%降电解液成本10%）、推广电解液租赁模式等仍为降本关键。
四、政策驱动与产业链协同
1. 政策驱动
伟力得董事长陈继军指出，全钒液流电池储能正迎来政策与市场的历史性机遇：136号文取消强制配储推动行业从"成本项"转向"价值项"，凸显其全生命周期度电成本优势；394号文加速2026年全国电力现货市场建设，奠定"低充高放"基础；411号文开放辅助服务市场，甘肃试点330元/kW·年容量电价（长时储能倾斜）更释放关键利好。
大连融科储能技术发展有限公司总经理王晓丽指出，在政策层面，国家"双碳"战略明确储能刚性需求，液流电池主攻4小时以上长时储能场景，预计2028年跨天级储能需求将爆发，但136号文取消强制配储政策加剧市场化竞争，液流电池面临锂电池（市占90%）、钠电、氢能等多技术路线挤压。
中科院大连化物所研究员张华民也指出，云南和四川已明确优先发展全钒液流电池共享储能。
2. 产业链协同
融科储能总经理王晓丽表示，降本方面需全链条协同（电堆电流密度需从200mA/cm²提升至500mA/cm²），产业链必须通过"全链条降本+极限质量管控+构网技术深耕"的组合策略把握生存窗口期，度电成本需降至1.5元以下才能突破市场化临界点，任何项目质量缺陷都可能对行业信誉造成重大冲击。
国网电力科学院武汉南瑞有限责任公司张爱芳表示，行业必须跳出单纯比拼成本、迎合强配的“内卷”陷阱，重新定位核心价值，需加速三方面突破：
价值重定位：明确液流储能在新型电力系统中“电网安全有机组成部分”的角色，从设备思维转向系统服务思维；
产业链整合：加强钒资源、材料、制造、金融环节协作，探索电-碳金融属性释放价值；
应用深化：在电网侧支撑、园区减碳、乡村振兴微网等多场景规模化验证技术经济性。液流储能的未来，不在于被动适配旧模式，而在于主动定义其作为“能源系统稳定基石”的终极价值。
五、总结
全钒液流电池产业的规模化进程，正站在资源掌控、技术突破与生态协同的十字路口。短流程电解液工艺已撕开高成本壁垒，而电解液租赁等创新商业模式正激活其金融属性。然而，产能过剩隐忧、电堆-电解液绑定验证周期长、标准缺失等挑战，仍需通过 “政策-资源-技术-金融”四维破局：
政策锚定方向：甘肃容量电价试点、滇川共享储能政策倾斜；
资源保障根基：红格南矿等钒矿支撑供应链自主；
技术攻坚纯度：推动高浓度、宽温域电解液标准化；
金融打通闭环：探索租赁、碳电属性融合的商业模式。
唯有全产业链深度协同，方能在产能狂飙中规避风险，真正释放钒电池“长时安全储能”的终极价值。
以下为部分嘉宾的演讲的内容摘要分享（根据演讲整理，未经审阅。来源：钒钛霞客）
姓名：王晓丽
职务：大连融科储能技术发展有限公司总经理
演讲题目：全钒液流电池储能产业现状与发展前景
液流电池产业正进入规模化攻坚阶段，政策、市场与产业实践呈现以下关键态势：
在政策层面，国家"双碳"战略明确储能刚性需求，液流电池主攻4小时以上长时储能场景，预计2028年跨天级储能需求将爆发，但136号文取消强制配储政策加剧市场化竞争，液流电池面临锂电池（市占90%）、钠电、氢能等多技术路线挤压。
市场表现上，2023年液流电池装机占比0.4%（13万千瓦），2025年4月升至1%（83万千瓦），2024年招标量同比激增6倍达3.7GWh，价格区间2-2.78元/Wh，新疆阿克苏250MW/1GWh混储项目实现钒电/锂电协同构网运行，吉林百兆级项目获电网调度保障，验证商业化可行性。
产业突破方向聚焦三大核心：
降本方面需全链条协同（电堆电流密度需从200mA/cm²提升至500mA/cm²），交付能力经融科175MW等项目验证，零部件一致性缺陷引发的运维问题凸显质量管控紧迫性。结构性机遇在于弃光严重区域（如新疆）的自发配储需求，以及构网型技术（如阿克苏项目）对高比例新能源电网的支撑作用。
行业共识认为，产业链必须通过"全链条降本+极限质量管控+构网技术深耕"的组合策略把握生存窗口期，度电成本需降至1.5元以下才能突破市场化临界点，任何项目质量缺陷都可能对行业信誉造成重大冲击。
姓名：张华民
职务：中国科学院大连化学物理研究所首席研究员、博士生导师
演讲题目：液流电池技术发展现状分析
全钒液流电池是长时储能（国际标准≥8小时）的理想技术，具备安全、超长寿命、环境友好三大核心优势。目前通过实验室验证12400次循环衰减仅5%，住友电工已成功将全钒液流电池寿命提升至30年，功率提高30%。我国在钒资源、电堆技术和产业化方面全球领先，产业发展未来可期。
钒液流电池进入关键的转折之年，喜忧参半。钒电池初始成本较高（4小时系统约2.3元/Wh）、能量效率（68-70%）低于锂电池、产业链成熟度不足等问题仍未解决。
提升电堆电流密度（目标500mA/cm²可降材料成本50%）、电解液利用率（每提10%降电解液成本10%）、推广电解液租赁模式等仍为降本关键。
政策驱动尤为重要。云南和四川已明确优先发展全钒液流电池共享储能，美国加州长时储能招标排除锂电池，液流电池成为国际储能的重点方向。
值得注意的是，做产业需要技术和人才，技术需要积累创新，人才需要培养锤炼，
基础必须扎实坚固。液流电池产业要反对技术虚标，要强调质量优先，要通过材料创新与商业模式突破，加速产业化发展。在建设发展的同时，要谨防项目“烂尾”发生。
姓名：陈继军
职务：四川伟力得能源股份有限公司董事长
演讲题目：电力新政下液流电池的发展形势、机遇和挑战
全钒液流电池储能正迎来政策与市场的历史性机遇：
政策端，136号文取消强制配储推动行业从"成本项"转向"价值项"，凸显其全生命周期度电成本优势；394号文加速2026年全国电力现货市场建设，奠定"低充高放"基础；411号文开放辅助服务市场，甘肃试点330元/kW·年容量电价（长时储能倾斜）更释放关键利好。
经济性层面，吉林松原50MW项目实证日均两充两放实现度电收益1.5元（超可研预期），电解液残值保障（20年后残值率＞50%）；乐山100MW/400MWh构网型项目（年底并网）攻关3000V高压系统集成，突破电堆SOC一致性与绝缘难题。
当前仍需协同破解三大挑战：
中期市场化过渡期（2026-2027年）直面初始成本竞争（系统成本约2元/Wh），亟须全国性容量电价政策；钒资源年需求或破10万吨（现产能5万吨），需加速高效提钒技术研发；技术端需持续提升电堆电流密度（现300mA/cm²）、系统能效（目标＞75%）及智能运维能力。
电力体制改革已为长时储能打开窗口，全钒液流电池凭安全性与度电成本优势，将在高比例新能源电网中扮演关键角色。
从发展策略上看，下一步液流电池要强化产业协同与合作积极争取国家政策支持，持续推进技术进步，拓宽应用场景，以推动产业高质量发展。
姓名：蒲年文
职务：四川发展兴欣钒能源科技有限公司总工程师
演讲题目：钒电解液的产业布局与产能分析及短流程电解液制备技术对钒电池产业发展的意义
四川发展兴欣钒能源公司通过短流程电解液制备技术实现钒电池领域重大突破。该创新采用液相直接转化工艺，绕过传统高纯钒氧化物环节（节省2-3万元/吨成本），使原料成本降低30%，同时钒回收率提升10%并实现铁含量<25ppm。产品中油含量已能稳定控制，部分产品已检测不出油含量。
技术突破性体现在三方面：1）原料端可兼容浸出液/火法钒渣等多元钒源，2）生产端建成全球最大短流程产线（年产能6万方可扩至8万方），3）市场端已实现量产供货，2024年2月向云南禄丰等项目供货，并通过300次循环测试验证稳定性。
核心价值：在于电解液成本降低20%以上（占系统成本过半），推动全钒液流电池初始投资下降。结合股东红格南矿、西昌铁矿的钒资源保障，显著提升全钒液流电池经济性。公司同步推进行业生态建设，通过定制化离子控制服务与电解液租赁模式，为储能市场规模化应用提供关键技术支撑。
姓名：马相坤
职务：大连海事大学教授
演讲题目：电堆制造及其对关键材料的研究与进步
液流电池产业近年虽快速发展，但新入局企业普遍低估技术门槛，导致2024年订单交付困难，部分企业需依赖龙头企业代工。叠加政策（如136号文）影响及百兆瓦级项目暴露的可靠性问题，行业面临订单萎缩挑战。
当前亟须认清液流电池技术尚未完善，需加强基础研发以提升性能、可靠性和可维护性，应对锂电池竞争。关键突破方向包括：
材料创新，开发混合型钒电解液（降低钒用量20%-30%，打破国外专利壁垒）；推出低成本可焊接非氟双极板，解决热压板高价难焊接问题；推动电极碳毡全国产化，优化厚度标准并研发超薄电极降低内阻。
产业化支撑：奥托股份提供EPC整线交付与工艺培训，解决新企业量产瓶颈；华液储能搭建技术服务平台，为材料/电池企业提供检测评价、运维方案及工程放大支持，打通科研转化“最后一公里”。
痛点攻关：聚焦批量化生产良品率、电堆故障监测、电解液价态精准分析（突破SOC局限）及25年长效运维能力。行业需集体投入研发，通过产学研协同解决核心问题，方能推动技术成熟与规模化应用。
姓名：张爱芳
职务：国网电力科学院武汉南瑞有限责任公司
演讲题目：“双碳”目标下的液流储能电池应用研究
在“双碳”目标与电力体制改革的深刻变革中，液流储能产业正面临转型关键期。
行业必须跳出单纯比拼成本、迎合强配的“内卷”陷阱，重新定位核心价值，需加速三方面突破：
1.价值重定位：明确液流储能在新型电力系统中“电网安全有机组成部分”的角色，从设备思维转向系统服务思维；
2.产业链整合：加强钒资源、材料、制造、金融环节协作，探索电-碳金融属性释放价值；
3.应用深化：在电网侧支撑、园区减碳、乡村振兴微网等多场景规模化验证技术经济性。液流储能的未来，不在于被动适配旧模式，而在于主动定义其作为“能源系统稳定基石”的终极价值。
姓名：夏庆林
职务：大力储能技术湖北有限责任公司研发经理
演讲题目：钒电池电解液产业化的机遇与挑战
长时储能是能源转型的核心，液流电池凭借安全、长寿命和灵活设计成为关键技术。钒电解液作为其核心能量载体与成本核心（占系统成本约50%），面临重大机遇：
国内在建/招标钒电池项目约9GWh（对应电解液约50万立方米）；钒价平稳下行、萃取/离子交换等短流程新工艺（可降本30%以上）助力成本优化；
电解液“以租代售”、租赁抵押等创新商业模式正在探索；高浓度、宽温域、高稳定性、低成本的电解液是未来研发重点。
面临挑战：规划产能（2025年超200万立方米）远超预期需求（10-18万立方米）；配方需与电堆深度绑定，验证周期长；企业原料价格波动大；不同工艺产品性能参差，杂质控制标准待统一；电解液生产重资产，下游回款周期差（预付款仅30%-60%）。亟须加快工艺迭代、深化产学研合作、构建全产业链协同，并充分利用金融属性探索新模式，方能推动钒电解液产业健康可持续发展。
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