在储能领域，钒流电池曾因独特优势备受瞩目，但如今却面临成本难题，在长时储能市场的发展充满挑战。钒流电池以钒作为电解质，具有本征安全、维护成本低、残值高、资源丰富等优势，这些特点曾直击锂电池的痛点，使其在三年前成为储能电池领域的“明星”，不少企业在成立初期就获得知名机构大额融资。据统计，2023年融科储能、国润储能、星辰新能等钒流电池企业单轮融资超亿元，其中国润储能、星辰新能均成立于2021年。
然而，随着时间推移，锂电池逐步补齐短板，如在储能柜中增加消防设施、开展智能运维、加大锂矿勘探和开采力度等，而钒流电池仍未实现规模化商业落地。国家能源局数据显示，2025年新增新型储能装机中，锂离子电池储能占主导地位，装机占比达96.1%，压缩空气储能、液流电池储能及飞轮电池储能等装机合计占比仅3.9%。
不过，2026年长时储能为钒流电池带来了新机遇。今年2月，国家发展改革委、国家能源局发布容量电价新政，明确支持长时储能发展。2025年3月发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出，到2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，其中长时储能（4小时以上）占比不低于30%。
从理论上看，钒流电池在长时储能方面具有成本优势。储能时长增加会使锂电池成本线性上升，因其时长翻倍需扩容电芯数量或单体容量，给系统集成带来较大压力；而钒液流电池功率与容量天然解耦，功率取决于电堆，容量取决于电解液，二者相互独立，理论上仅需增加电解液即可延长储能时长，边际扩容成本远低于锂电池，储能时长越长，成本优势越显著。但在产业实践中，生产成本居高不下仍是钒流电池的困扰。
长时储能市场竞争激烈，锂电、压缩储能等技术路线都在积极布局。海辰储能已推出基于磷酸铁锂的4小时长时储能系统，部分产品还能做到8小时以上长时储能。该公司相关负责人表示，容量电价以当地煤电容量电价标准为基础，按顶峰能力进行折算，利好4小时及以上长时储能，各省设定的“高峰时长参数”也持续引导长时储能发展，随着各地细则落地，长时储能价值将进一步凸显，海辰将依托成熟产品与方案加快市场拓展。中储国能以压缩空气储能为主，其总经理纪律称，压缩空气储能属于物理储能，功率设备和能量设备解耦，可做到长时储能，仅需增加储蓄库空间，甚至能做到10小时以上长时储能。
与上述技术路线相比，钒流电池成本差距明显。当前钒流电池成本约1.5元/Wh—1.7元/Wh，磷酸铁锂电池储能系统约0.4元/Wh—0.5元/Wh。星辰新能给出钒流电池降本路线图，通过控制钒原料成本、降低电解液价格、依托规模采购降低系统集成成本、推进电堆材料创新迭代等举措，争取在2027年将钒液流电池储能系统成本降至1.5元/Wh以下，2030年降至1元/Wh以下。星辰新能成立于2021年，专注钒液流电池产业化，当前估值约30亿元，具备2GW/8GWh产能。
钒是钒液流电池的主要成本，约占总成本的40%—60%。中国钒矿资源丰富，是钒产量大国之一，湘西地区已探明矿石量7.93亿吨，折合五氧化二钒约637万吨。据国家钒钛产业联盟统计，2024年国内钒产量约16.5万吨（以五氧化二钒计），2012年以来中国钒产量占全球比重始终保持在50%以上。但全球钒消费规模整体偏小，2012年以来消费量在12万—18万吨区间波动，主要应用于冶金领域。
近年来，国内钢铁与房地产市场下行，钒需求持续萎缩，钒价呈下行趋势。钒钛股份财报显示，2025年钒产品（五氧化二钒）销售均价约7.2万元/吨，2024年约7.8万元/吨，2023年约10.4万元/吨。有业内人士表示，钒价虽有回落，但受成本支撑难以大幅下跌，同时需求偏弱，价格亦难大幅上涨，整体波动性较大，当前钒价最低点或是相关企业的盈亏平衡线，最高点是供给能力不足以满足市场实际需求时。
钒矿开采冶炼成本高也是导致钒价难降的原因之一。钒在元素周期表中靠后，活跃性较差，一般需经历火法、湿法等多段工艺才能提取成功，对温度区间、时间等要求极高。钒矿因赋存状态复杂，无法像铜、金等金属选矿，且自身品位较低，一般都在1%左右，进一步提高了运输成本。因此，钒冶炼厂建厂只能在矿山100公里—200公里的成本半径内，此半径内既要有满足产业配套和环保规制要求的工业园区，又因冶炼后钒渣极多，还需有水泥厂等可协同处理尾渣的大规模建材企业。
业内人士认为，钒矿开采冶炼成本高，市场需求量较小，整体产业规模较小，鲜有人愿意投资钒矿。以1GW钒流电池为例，约需要8500吨钒，以钒价7万元/吨计算，不考虑钒初级品加工到电解液的制造成本，1GWh钒流电池仅钒初级原料一项就需要约6亿元，对应0.6元/Wh的成本，相当于磷酸铁锂储能电池系统整体报价。为降低钒流电池成本，满足市场对长时储能的需求，对页岩钒矿进行高质、低成本的开发十分必要，只有钒矿生产成本有明显下降空间，钒电池才会在成本上具备竞争力。
