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液流电池是一种新的蓄电池，液流电池是一种利用某些元素(通常是金属)氧化状态下的能量差异来储存或释放能量的电化学转换装置。不同类别的液流电池具有不同的化学成分，包括最常用的钒以及不常用的锌-溴、多硫化物-溴、铁-铬和铁-铁。
液流电池分为三类：最常见的氧化还原液流电池、混合液流电池和无膜液流电池。液流电池具有容量高、使用领域(环境)广、循环使用寿命长的特点，是一种新能源电池产品。
定义
液流储能电池是一种电化学储能装置。电解质溶液（储能介质）存储在电池外部的电解液储罐中，电池内部正负极之间由离子交换膜分隔成彼此相互独立的两室（正极侧与负极侧），电池工作时正负极电解液由各自的送液泵强制通过各自反应室循环流动，参与电化学反应。
充电时电池外接电源，将电能转化为化学能，储存在电解质溶液中；放电时电池外接负载，将储存在电解质溶液中的化学能转化为电能，供负载使用。 发展史
液流电池技术的起源非常悠久，跨越一个多世纪。最早可追溯到 1884 年，法国工程师 Charles Renard 发明的锌-氯液态电池，被用作军用飞艇螺旋桨的动力源，续航时间 23 分钟，往返飞行里程 8 公里，电池整体重 435kg，以三氧化铬和浓盐酸为氯源。该电池与今天的锌-溴液流电池相似（但没有附加的流体驱动系统），在当时作为一次电池使用，没有明显竞争力，随后销声匿迹。
半个多世纪后的 1949 年，德国科学家 Walter Kango 发明了“液态储存电池”，并申请了正式专利，该电池以硫酸铬-氯化亚铁为工作物质且存放在独立容器中，以硫酸为基质，石墨为惰性电极，该专利被视为历史上液流电池的首个专利。这种液态储存电池的装置结构已初具现代液 流电池的雏形，但设计简陋，且循环性能较差，主要是由于正负极金属离子交叉污染引起的自放电很严重，导致电压失稳和容量快速衰减，且 所用原物料的腐蚀性往往很强或具有高毒性，在成本上也不具备显著优势，因此基本不具有商业化价值。
1950 年左右，膜技术取得突破，人们获得了具有选择透性的离子交换膜，为现代版液流电池技术的发展奠定了基础。1955 年，通用电器公司将聚苯乙烯磺化修饰后得到了第一个质子交换膜（Proton Exchange Membrane， PEM），并将其作为燃料电池的电堆隔膜。PEM 只允许质子通过，阻断其他离子透过，因此该技术很快被移植到液流电池中，作为正负极隔膜以抑制内部自放电。到了 80 年代，通用公司与杜邦公司合作，依托后者的全氟磺酸树脂专利技术，开发出了 Nafion 质子交换膜，并被加拿大 Ballard 公司应用到燃料电池中，使得其性能大大改善。由于全氟磺酸膜的质子传导性能优异，还具有极强的抗氧化和酸腐蚀性，很快被引入液流电池中，至今仍然是液流电池的主流隔膜材料。
随着 20 世纪 70 年代美国航天事业的迅猛发展，迫切需要一种具有长时高效的新型电力储存技术。在此背景下，具有现代意义的液流电池首次登上了历史舞台，并得到了人们的高度重视和大力发展，其演化历程大致分为三个阶段：1971-1986 年为技术萌芽期，1986-2001 年为研发示范期，2001 年至今为商业化初期。值得注意的是，现代液流电池的诞生略早于锂离子电池，目前锂离子电池产业已经进入高速成长阶段，而液流电池则尚处在大规模商用的前夜。
技术萌芽期（1971-1985 年）
：1971 年，日本科学家 Ashimura 和 Miyake 首次提出了现代意义的液流电池概念，通过将正负极活性物质溶解在电解液中，在惰性电极上发生可逆氧化还原反应，以实现电能与化学能的互相转化。自 1973 年起， 美国航空航天局（NASA）开始对液流电池进行研究，用于月球基地的太阳能储电系统，首要考虑电池的安全性、效率和运行寿命，而成本则为次要因素。一年后，NASA 的科学家 L. H. Thaller 首次提出具有实际意义的液流电池详细模型，以 FeCl2 和 CrCl3 作为正负极活性物质并存放在两个外部储罐中，以盐酸作为基质，以阴离子交换膜为隔膜，以循环泵作为液流驱动力，构成了第一款 Fe-Cr 双液流电池。此后，Fe-Cr 液流电池在世界范围内掀起了一波研究热潮，其中美国和日本成功研发了 kW 量级、容量 10 kWh 以上的 Fe-Cr 液流电池样机，作为光伏阵列配套设施。然而，由于 Cr3+/Cr2+半反应的可逆性较差，以及部分 Fe、Cr 离子穿过隔膜引起交叉污染，导致工作电压不稳和容量衰减，大大降低电池的实际使用寿命。这些问题涉及 Fe-Cr 体系的物理化学本性，当时离子交换膜技术有限，难以妥善解决，因而 Fe-Cr 体系被逐渐淘汰。目前国外 Fe-Cr 液流电池研发几乎停滞，仅有的美国 EnerVault 公司示范实验项目也于 2015 年 6 月停运；国内主要是国家电投集团仍在持续研发，其 31.25kW 级 Fe-Cr 液流电堆“容和一号”已经开始量产。
为避免正负极活性物质交叉污染，直观办法是改进隔膜，但当时对电池隔膜的研究大都集中在燃料电池上，并没有对液流电池的隔膜进行针对性研究，隔膜的高选择透性和低电阻率二者难以兼得。除此之外，另一种更直接的方法就是将正负极活性物质全部用同一种元素的不同价态离子的化合物来构建。显然，活性物质的核心工作元素首先必须有丰富的氧化价态，而这只能在元素周期表的 d 区或 f 区寻找，人们随即沿着这条思路展开了多种探索和尝试，包括铬系、钒系、镎系和铀系化合物等。其中，钒系化合物因具有丰富的价态、较高的安全性以及较合适的 电化学窗口，故而尤为引人注目。1978 年，意大利科学家 A. Pellegri 等 人在专利中首次提及全钒液流电池的概念，但由于钒化合物的价态变化的复杂性和高价态的钒阳离子盐溶解度低等因素，该领域在初期的研究进展较缓慢。
研发示范期（1986-2000 年）
：经过十余年的探索，绝大多数的液流电池候选材料体系由于各种难以克服的缺陷而被先后淘汰，最终进入实用化示范阶段的主要是锌-溴液流电池和全钒液流电池。其中，锌-溴液流电池是一种单侧沉积型液流电池， 优点是能量密度较高且原料成本较低，但液溴的挥发性、高毒性、强腐蚀性和易渗透性以及锌枝晶析出使电池的实际容量、循环寿命和安全性大打折扣。相比之下，全钒液流电池虽在能量密度上不及锌-溴液流电池， 但其他方面的表现更具有快速商业化的潜力。自 1984 年起，澳大利亚新南威尔士大学（UNSW）的 Maria Skyllas-Kazacos 等人开始对全钒液流电池进行系统性研究，具体涉及电极过程动力学机理、电极材料的制 作与改性、离子交换膜的优化、电解液的配方等。他们设计的全钒液流电池活性材料为不同价态钒离子的硫酸盐，基质采用硫酸溶液。该团队于 1986 年首次申请了全钒液流电池的专利，1988 年正式授权，并开始建造 1kW 级的试验电堆，能量效率达 72~88%。随后，UNSW 将该技术转售澳大利亚墨尔本的尖峰矿业公司（Pinnacle）。1993 年，UNSW 与泰国石膏制品公司（Thai Gypsum Products）合作，尝试将钒电池应用于太阳能屋。1994 年，全钒液流电池被应用于高尔夫车和潜艇上的备用电源。UNSW 的研究成果是全钒液流电池史上的一个里程碑，这标志着该技术开始从实验室走向产业化。到了 90 年代，日本也开始参与全钒液流电池研发。由于日本在 80 年代中期已经开始了 Fe-Cr 液流电池的研发，并累积了丰富的技术经验，故而能很快进行转向新的全钒液流电池领域。其中以住友电工公司（SEI） 和关西电力公司为代表的的日本工业企业研发出了 450kW 的全钒液流电池储能示范系统，达到了当时全球的最大规模。1999 年，Pinnacle 公 司将在日本和非洲大陆的全钒液流电池专利许可分别授予了日本的 SEI 公司和加拿大的万泰克公司（Vanteck）。此后，SEI 在美国成立了 Reliable Power 公司，用以开拓北美市场。这一阶段，全钒液流电池经过多年探索和积淀，其技术可行性已不存在问题。
商业化初期（2001 年至今）
：进入 21 世纪后，全钒液流电池开始真正走向商业化，前期主要以美国和日本企业为代表。2001 年，Vanteck 公司收购了 Pinnacle 公司 59%的股份，获得核心专利权，次年更名为钒电池储能系统技术开发公司（VRB Power System），该公司在 2004 年进一步收购 Reliable Power 公司，从而控制整个北美地区的全钒液流电池市场，主要从事钒电池的技术开发与授权转让，成为当时全球最大的全钒液流电池公司。同时，在 2000 年 至 2002 年间，日本 SEI 公司建成了多个全钒液流电池储能系统并将其用于办公楼、工厂供电，以及风力发电场和高尔夫球场光伏阵列的配套设施。2005 年，SEI 公司在北海道苫前町建立了 4MW/6MWh 全钒液流电池储能系统，作为 36MW 风电站的调频调幅配套设施，这是当时全球最大的全钒液流储能电池工程示范系统。此后，2008 年金融危机爆发， 对全钒液流电池产业也造成了一定程度的冲击。SEI 公司一度暂停了液流电池项目的开发，直到 2011 才恢复商业化运作。
中国的全钒液流电池
基础研究起步较早，开始于 20 世纪 80 年代末期， 但商业化探索则相对较晚。其中，中国工程物理研究院（绵阳九院）的电子工程研究所首先在 1995 年建成了 500W、1kW 全钒液流电池样机， 取得了碳塑电极制造、正极电解液及添加剂等相关专利。2006 年，中国科学院大连化学物理研究所建成 10kW 全钒液流电池试验电堆。此外， 国内众多高校和科研机构也开展了广泛研究。其中，中国地质大学以及北京大学建立了实验室运行装置，测试了充放电性能；广西大学研究了钒电解液的电化学可逆性及快充快放能力；东北大学研究了电解液添加剂，提高电解液活性物质浓度和稳定性。客观上，中国早期的全钒液流电池技术探索缺乏持续性和系统性，但为该产业日后的自主发展打下了 良好的基础。2007 年 1 月，北京普能世纪科技有限公司（简称北京普能） 在北京市通州区成立，在 2009 年以低价收购 VRB Power System，获得其各项技术、专利、商标、设备及核心技术团队。同时，大连融科储能技术发展有限公司（简称大连融科）于 2008 年 10 月在大连市高新技术产业园区成立，由中国科学院大连化学物理研究所与大连博融控股集团共建。得益于前期经验积累和外部技术，中国的全钒液流电池技术研发和产业化进程大大加快，目前已成为该领域的全球主力。
分类一：按电解质形态 水系液流电池
在水系液流电池中，氧化还原活性物质溶解在水溶液里。因此，水系液流电池工作电位窗口一般很窄（小于2V）。水系液流电池最早被广泛研究，世界范围内有许多大型示范性电池系统。其中包括铁/铬液流电池、全钒液流电池、溴/多硫化物液流电池以及溴/醌液流电池等。大多数水系液流电池由于电压的限制，其单个储液罐的能量密度一般低于 50 W·h/L。以钒电池为代表的水系液流电池还面临着成本高和工作温度区间窄的缺点。
非水系液流电池
水系液流电池由于水分解的影响，其电压很难达到2 V。因此，非水系液流电池在最近几年得到了广泛研究。由于H+在非水体系中无法使用，在充放电时碱金属离子（如Li+）常被用作电荷平衡离子，以保持两个半电池室间的电平衡。因此，这类电池需要一个既有高的锂离子电导率，又可以阻挡其它电解质成分透过的膜材料。虽然电池电压一般高于2V，但由于活性物质的溶解度较低，并且缺乏合适的离子导电膜，短期内还看不到应用前景。
混合液流电池
用高容量、低电位的金属材料代替低浓度的负极电解液，用作负极的储能介质，虽然牺牲了部分液流电池的工作特点，但可以极大地提高液流电池的能量密度。这种在正极半电池保持液流电池的工作模式，而负极半电池使用传统电池的工作模式的液流电池结构叫做混合液流电池。现在研究最多的混合液流体系是基于金属锌和金属锂的混合液流电池。锌基液流电池的负极是金属锌板和辅助电解液，正极是流动的活性电解液。在充放电时，金属锌在负极上可逆地沉积、溶解。锌/溴液流电池是研究最多、最成熟的一种混合液流电池体系。锂基混合液流电池是近来的一个研究热点。此外，Li+导电膜的发展是锂基混合液流电池研究的另一个驱动力。
半固态流体电池
半固态流体电池（semi-solid flow battery）把固体活性物质、导电添加剂与电解液的混合物做成可以流动的浆料，在循环泵的驱动下流过正负极半电池室，电极上的电子通过导电添加剂形成的导电网络完成电能在固体活性物质中的储存和释放。与氧化还原液流电池相比，由于半固态浆料的交叉污染风险较低，半固态流体电池不需要昂贵的离子交换膜，一定厚度的微孔膜即可以阻挡活性物质的透过。其正极活性浆料使用锂离子电池常用的正极材料，这些活性材料中可以脱出的Li+浓度都远远高于液流电池中氧化还原对的浓度。另外，由于电池电压与锂离子电池接近，半固态流体锂电池能够展现出远高于传统液流电池的能量密度。由于浆料的流动性差，有很多工程上的问题需要解决。
分类二：按电解质活性物质
液流电池由电堆单元、电解液、电解液存储供给单元以及管理控制单元等部分构成。根据电化学反应中活性物质的不同，水系/混合液流电池又分为全钒液流电池、锌基液流电池、铁铬液流电池等。
铁铬液流电池
铁铬液流技术路线是第一代液流电池技术路线，其采取非贵金属原材料，其材料价格廉价、供应稳定，避免液流电池出现锂离子电池原材料暴涨、金属供应不足的风险，适合作为大容量、长时间储能电池的大规模产业化应用。但铁铬液流电池在材料体系上存在明显的缺点：铁铬液流电池负极侧析氢反应严重，铬离子的电解活性差，需要配合催化剂使用，导致其整体效率和功率密度难以提升至合理水平。目前铁铬液流电池装机量较小，处于工程化示范阶段。
全钒液流电池
全钒液流电池是技术成熟最高的液流电池技术路线，经过多年示范考核，其大规模储能的工程效果已得到充分的验证，其他路线由于示范时间短，仍需要经历较长的验证周期。相比铁铬等技术路线，全钒液流电池的电解液、隔膜、膜电极等原材料供应链已经初步成型，国产化进程不断加快，已能够支撑起开展百兆瓦级的项目设计与开发。国内最先进的产品已经能达到3.3元/Wh的成本水平，预计2022年可以下降到2.2元/Wh的水平（按照4小时储能系统计算）。
锌溴/锌铁液流电池
锌溴/锌铁液流电池在国内的商业化进展稍稍落后于国外。在技术层面，锌溴液流电池作为国内外长时间研发的电池体系，其技术和产品的成熟度较高，后续商业化推广一方面依赖相关技术的持续创新突破，降本增效，另一方面还需要更精准的场景应用与推广。锌铁液流电池在技术和产业链上还不够成熟，但其具有较高的能量效率，较长的循环寿命以及较低的材料成本，后续商业化前景广阔。
锌空液流电池和全铁液流电池
在国外都进入了相应的商业化应用阶段，证明其产品在技术路线上已得到一定的市场证明和检验，然而，其在国内均还处于技术研发阶段，没有进行商业化推进和产品开发，2 种技术的经济性、适用性以及进一步的商业化进展需要紧密跟踪。
商业化阶段（2021年） 国家发改委和国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，百兆瓦级液流电池技术被纳入“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。
百KWh技术示范（ZINC8）百MWh商业示范（EOS）
未来中短期，全钒液流电池将是液流电池的主流产品路线。全钒液流电池在全球已经具有多个多年的示范项目在运行，产业化效果和可靠性验证明显高于铁铬液流电池、锌溴液流电池。2022 年 2 月，全球最大的 100MW 级全钒液流电池储能调峰电站已经在大连进入了单体模块调试阶段。钒电池全生命周期成本已经低于锂电池，具备大规模商业化应用的条件。
从长远看，全钒液流电池也面临着钒资源不足、运行温度和系统效率受限等风险。铁铬电池路线能很好地应对全钒液流电池以上风险。
首先全球锂资源的储量约合1600万吨，钒资源的储量为2200万吨，但铬资源是5.1亿吨，具备大规模应用推广的潜力。
其次铁铬液流电池温度适应范围更广，在没有保温的措施下，管道内温度适应范围可以从零下20℃到70℃。
第三，铁铬等关键原材料在20元/kg，远低于全钒液流电池的253.9元/kg，当量价格为1.4元/mol，低于全钒液流电池的23.1元/mol。
2020年以来国内铁铬液流电池的产示范项目规划快速增加。但铬离子活性不足、析氢反应、电解液互混问题的解决仍有待进一步的理论突破。 布局企业 全钒液流电池的电解液、隔膜、膜电极等原材料供应链已经初步成型，国产化进程不断加快，已能够支撑起开展百兆瓦级的项目设计与开发，其产业配套更加成熟。
日本软银集团旗下的美国可再生能源公司SB能源公司（SB Energy Corp.）购买ESS公司（ESS Inc.）生产的采用铁盐和水作为电解液的全铁液流电池（all iron flew battery）。
用于电网存储的锂离子电池成本高达350美元/KWh。到2025年，ESS的案例，成本可低至20美元/KWh。尽管如此，全铁液流电池在充电过程中，电池会产生少量的氢，如果不加以控制，会缩短电池的寿命。ESS的主要创新是将产生的氢气保存在系统内，从而可以在不降低性能的情况下持续使用20年以上。ESS已经商用部署了8 GWh的全铁液流电池。
学术干货|液流电池原理、优点及应用 – 材料牛 (cailiaoniu.com) 2022.07.13 全钒液流电池专题报告：沿流溯源，超“钒”脱俗 - 国泰君安
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全钒液流电池，全称为全钒氧化还原液流电池(Vanadium Redox Battery，VRB)，又称为钒电池，为液流电池的一种，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。在对电池进行充、放电时，正负极电解液在离子交换膜两侧进行氧化还原反应。同时，通过电堆外泵的作用，储液罐中的电解液不断送入正极室和负极室内，以维持离子的浓度，实现对电池的充放电。
关键组成
电解液
全钒液流电池的正负极电解液是其真正的储能介质，是能量单元的核心， 一般由活性物质、基质、添加剂三部分组成。电解液中活性物质的浓度以及溶液总量（体积）从根本上决定了整个电池系统的能量密度、储能容量上限；电解液的热稳定性决定了电池的工作温区和可靠性。
全钒液流电池的电解液活性物质为钒硫酸盐，其中钒元素是活性元素。 之所以选择钒作为核心工作元素，是因为钒的基态电子组态为[Ar]3d24S2， 具有丰富多变的氧化价态，+2、+3、+4、+5 价都能在酸性水溶液环境中稳定存在，并且正负极的还原电位恰好与水的电化学窗口适配。此外，不同价态的水合钒离子特征光谱迥异，易于辨识：二价钒为紫色、三价钒为深绿色、四价钒为蓝色、五价钒为黄色，可以用 UV-Vis 光谱进行浓度定量分析，从而对电解液的荷电状态（SOC）进行实时监测。不同价态钒的硫酸盐作为活性物质 ， 正负极氧化还原电对： VO2 + /VO2+ -V3+/V2+，正极反应：VO2 + + e ⇌ VO2+，负极反应：V2+ ⇌ V3+ + e，全电池反应：VO2 + + V2+ ⇌ VO2+ + V3+。在理想情况下，未充电的原始电解液正负极活性离子分别为 VO2+和 V3+，二者比例应该为 1:1， 以满足化学计量比要求，使活性物质被充分利用。
基质：硫酸水溶液
全钒液流电池的电解液基质一般为硫酸水溶液，其作用是维持电解液的低 pH，抑制钒离子的水解，并增加电解液的电导率，降低欧姆极化。采用硫酸水溶液的主要原因在于硫酸根离子的化学惰性较强，不容易被氧化或还原，因此副反应相对较少。同时，硫酸没有挥发性，其水溶液的蒸汽压较低，因此系统内压一般变化不大。尽管硫酸作为支撑电解液的基质，对能量储存虽没有直接贡献，但是其含量会直接影响电解液的放电容量和能量效率。随着硫酸浓度上升，电解液粘度增大，导致液流阻力增大，浓差极化效应加剧，导致放电末期的电压突降，总放电容量较少；电解液整体电导率增大，欧姆极化效应减轻，因此能量效率提升。 综合考虑，电解液中的硫酸浓度一般控制在 2~3mol/L 为宜。
为了增加电解液中钒离子的溶解度和稳定性，一般还需加向其中入少量的添加剂，起到抑制固体沉淀析出的作用。电解液添加剂的种类繁多， 分为有机物和无机物两大类。有机添加剂一般为多齿配体，带有羟基、 巯基、氨基等配位官能团，能与钒离子形成较稳定的络合物，抑制 V2O5 固体的成核长大，同时还起到分散剂的作用，降低粒子的表面能，抑制了胶粒的聚沉。常见的有机添加剂包括：氨基酸、多元醇、氨基磺酸以及一些表面活性剂和水溶性高分子聚合物等。无机添加剂一般为盐类， 其中的阴离子或阳离子能与钒离子形成配位键，例如磷酸盐、铵盐等， 其作用机制也是抑制 V2O5 固体的成核长大，从而稳定电解液。添加剂的用量视具体种类和电解液浓度而定，一般在 1~3%，过量使用会阻碍离子传输机制，增大电解液的欧姆极化效应，降低系统能量效率。
钒电池电解液是通过在硫酸中还原五氧化二钒制成，可利用化学法或电 解法等工艺大规模生产。早期的钒电池电解液是由硫酸氧钒（VOSO4） 溶于硫酸溶液来直接配制的，优点是操作简便，但硫酸氧钒的价格昂贵， 经济性较差，不适合规模化生产。
目前，量产钒电池电解液的方法分为化学还原法和电解法，本质都是把五价钒还原成低价。
化学还原法是将五价钒原料（如五氧化二钒、偏钒酸铵等）与硫酸溶液混合，放入还原 剂（如草酸、二氧化硫等）后加热，反应得到低价钒盐溶液。化学法优点是工艺和设备简单，缺点是反应较慢，需要高温处理。
电解法是通过在电解槽中对五价钒原料进行阴极还原，同样得到低价钒盐溶液。 电解法的优点是可以常温大批量生产，生产效率高，缺点是需要消耗较多的电能。
初始状态的电解液中钒离子的氧化价态在 3~4 之间，输入电堆后开始预充电，阳极的钒离子被统一氧化成+5 价，阴极的钒离子被统一还原成+2 价，至此完成了正负极电解液价态调整，可以开始工作。
电解液是全钒液流电池系统总成本中占比最大的部分（ 一般为 30%~50%）。尽管电解液的基本原料都是五氧化二钒，属于同质化产品， 但由于不同厂家采用的电解液生产路线和添加剂各不相同，因此制得的电解液性能和成本也有较大差异。
在性能方面，主要是电解液配方具有独特性，特别是浓度、酸度和添加剂等，企业都以专利形式进行保护。
同时，不同企业技术的差异会造成电解液杂质含量的差异，也会反映在电池性能上。 此外，不同生产工艺的加工成本不同。
目前电解液的市场价格大约为 1500 元/kW·h，储存 1kW·h 电能大约需要 10kg 五氧化二钒， 因此电解液形式的五氧化二钒价格约 15 万元/吨。目前市售五氧化二钒现货价格约为 10 万元/吨，因此五氧化二钒加工成电解液的单位成本约为 5 万元/吨。换言之，电解液成本的 2/3 来自于五氧化二钒，1/3 来自于加工费用。由于五氧化二钒本身是从钒渣、石煤中提取的，如果将电解液的工艺起点直接从钒渣、石煤等原材料开始，跳过五氧化二钒环节， 那么就能缩短整个制造流程，从而大幅降低电解液成本，而这要求企业 具有相当大的产能规模，并且对上游具有相当强的掌控力。
电堆
电堆是全钒液流电池进行电化学反应的场所，决定了系统的功率特性，电堆的性能会直接影响系统整体的性能。一个全钒液流电池电堆本质上是由多个单电池叠合串接组成，一般以压滤机的方式进行叠合紧固，其内部有一套或多套电解质循环系统，而电流出入端口则是统一的一套。 全钒液流单电池的主要构件包括：电极、双极板、隔膜、端板、密封件以及其他紧固件等。
全钒液流电池与氢燃料电池结构与原理类似，电堆是系统的核心部件，是发生电化学反应和产生电能的场所。全钒液流的电堆装配与氢燃料电堆完全一致，都是以压滤机的方式进行叠合紧固，这种组装方式看似简单，实际具有较高的技术要求。首先，叠合紧固会对电极产生压缩，改变电极孔结构，很考验双极板的耐压性能；其次，电极与双极板之间是硬接触， 即依靠一定的压紧力来降低界面接触电阻，如果贴合不良则会降低电堆的电压效率；同时，电堆的防漏要求很高，漏液漏气不仅造成容量衰减， 还可能造成安全事故。
钒氢共用材料中，目前石墨双极板基本实现国产化，质子交换膜、气体扩散层仍主要依赖进口。钒液流电池基本不考虑金属板，即使是涂层处理后的金属板，在酸性液体环境中也难以长期稳定工作。机加工石墨双极板机加工过程复杂且成本高。钒液流电池主要采用碳塑复合板，因为其热塑或模压工艺相对机加工简单，但是混合高分子树脂所带来的电阻率增加仍是需要解决的问题。
全钒液流电池的电极并不参与电化学反应，只是作为反应的场所，活性物质在电极表面得到或失去电子，发生还原或氧化，实现电能与化学能之间的相互转化。
电极材料的物理化学性能对全钒液流电池有重要影响： 第一，电极的导电性和催化性能直接影响电池的极化状态以及电流密度大小，进而影响能量效率；第二，电极材料的物理化学稳定性直接影响电池整体工作稳定性和实际寿命，因此电极材料必须有较高的化学惰性、机械强度、导电性，最好比表面积较大。
早期使用金属电极，包括金、铅、钛等单质金属，以及钛基铂、钛基氧化铱等合金材料。但金属电极材料存在很多缺陷，有的电化学可逆性差，有的成本过高，难以大规模、长时间使用。之后，人们改用碳素类电极材料，例如石墨、玻碳、碳毡、石墨毡、碳布以及碳纤维等，这类碳材料化学稳定性好，导电性好，易制备且成本低。研究发现，玻碳电极可逆性差；石墨和碳布电极在充放电过程中易被刻蚀损耗，而且这几种材料的比表面积小，造成电池内阻较大，难以大电流充放电；碳纸电极比表面积虽大，稳定性也较好，但亲水性较差，电化学活性不高。目前，最广泛使用的电极材料是碳毡或石墨毡，它们都属于碳纤维纺织材料。
碳毡是有机高分子纤维毛毯经过预氧化、 惰性气氛碳化等热处理工艺制得的，石墨毡则是将碳毡进一步在 2000℃ 以上的高温下进行石墨化处理制得。这类碳纤维电极具有很大的比表面积，化学稳定性和导电性也很好，但在长期使用时容易发生氧化脱落， 因此还需要对其进行改性处理，包括材料本征处理、金属化处理和氧化处理等，或与惰性高分子基体共制成复合材料（但电导率会降低）。
双极板
全钒液流电池中的双极板是一种导电隔板，它与电极紧贴在一起，用来分隔两个相邻单电池的正负极电解液、汇集电流，并对电极起支撑作用，从而在电堆内部实现多个单电池的串联。
理想的双极板材料具有：良好的阻气和阻液性、导电性、化学惰性、机械强度。阻气和阻液的目的是防止极板两侧的正负极电解液渗透交叉污染，这是双极板最基本的要求。 高导电性既包括双极板自身的低阻抗，还要求双极板与电极之间的接触电阻较低，这是为了降低电池的内阻。由于双极板的两侧分别是强氧化性和强还原性的电解液，要在这种严酷环境下长期运行，双极板材料必须有很高的化学惰性。最后，双极板作为支撑电极，必须有较好的机械强度和可加工性。
最初使用的是金属双极板或纯石墨双极板，前者的机械强度好但耐腐蚀性较差（金、铂等贵金属则成本过高），后者的耐腐蚀性好但脆性大且加工成本高。目前一种方案是对石墨双极板改性，提高机械强度和可加工性；另一种方案是采用碳塑复合双极板，将导电填料和聚合物树脂混制成型，具有很好的机械强度和耐腐蚀性，但是导电性有所降低（电阻率相比金属和石墨双极板提高 1~2 个数量级）。目前而言，电极材料也是一种易损耗材料，在正常工况下的实际使用寿命大约在两年左右，到期后需要进行更换。目前，研究者们通过热压或模压将电极与双极板粘结成一体，能得到电化学性能好又不易刻蚀的一体化电极-双极板。
碳塑复合双极板在目前的全钒液流电堆中应用最广泛。碳塑复合双极板的加工性能、结构强度等明显优于无孔硬石墨板；阻液性能明显优于柔性石墨板；抗腐蚀性远强于普通金属双极板，而且制造工艺简单，成本低廉。碳塑复合双极板的原料包括聚合物基体和导电填料。其中聚合物基体一般为 PE、PP、PVC 等惰性塑料或者环氧树脂等；导电填料分为两部分，主要导电填料主要为石墨粉，次要导电填料可以选择炭黑、碳纤维等无定形碳，混合后经过模压、注塑等方式加工成型。导电填料在聚合物基体内部构成三维导电网络，同时一定程度上提高了机械强度。
由于碳塑复合双极板中含有大量绝缘性的聚合物基体，导致其整体电阻率比石墨双极板增大 1~2 个数量级。增大导电填料的含量可以提高电导率，但是过量使用后会降低双极板的机械性能，特别是弯曲强度降低。 因此，兼具高电导率和机械强度的碳塑复合双极板存在较高的技术壁垒。
全钒液流电池中的隔膜是一种离子传导膜，位于每个单电池中央，用来分隔单电池内部的正负极电解液，防止活性物质互相混合发生“蹿液” 而自放电，同时允许特定离子的选择性传递，保证电池内部电路导通。
隔膜性能直接影响电池的效率和寿命，一般要求：较高的离子选择性、 离子导电性、化学稳定性、机械强度。理论上可选用：阳离子交换膜、 阴离子交换膜、多孔分离膜。其中，阳/阴离子交换膜有负/正电荷基团，可让特定类型的阳离子或阴离子透过；多孔分离膜没有荷电基团，通过离子半径来进行筛选和截留。
目前在全钒液流电池在应用最为广泛的是质子传导膜，属于阳离子交换膜，工艺成熟，典型代表是杜邦公司生产 的 Nafion 膜，这是一类全氟磺酸树脂，化学稳定性和离子导电性很好，但离子选择性不好，成本高（500~800 美元/平方米）。之后，人们尝试将苯磺基等离子选择性基团修饰在部分氟化聚合物碳链上，制成了部分氟化膜，离子选择性明显提高，但化学稳定性降低，而且需要辐射工艺。
考虑到氟化树脂的昂贵，人们转而研发非氟烃类膜，一类是无孔型非氟离子交换膜，另一类是多孔型非氟分离膜。无孔型非氟离子交换膜是在非氟聚合物上引入离子选择性基团，例如磺化聚芳醚酮，其离子选择性和导电性较好，但化学稳定性降低，循环几百次就被严重破坏。多孔型非氟分离膜的典型代表是纳滤膜，表面没有荷电基团，但分布有大量的纳米级微孔，允许半径较小的水合质子通过，不允许半径很大的水合钒离子通过。目前，全氟磺酸树脂膜已开始国产替代，而非氟膜的应用则方兴未艾，这对于降低电池系统的成本具有重要意义。
全氟磺酸树脂膜是目前全钒液流电堆中应用最多的隔膜。从分子结构看， 全氟磺酸树脂的主体骨架为聚四氟乙烯结构，支链端基为磺酸基团的全氟乙烯基醚结构，合成路线：四氟乙烯与全氟醚磺酰氟在引发剂作用下共聚，再经过水解和酸化。全氟磺酸树脂的合成难度尚可，更大的困难在于后续加工成膜环节，关键在于降低加工损耗，并制造出厚度均匀、 性能优异的膜，而核心的熔融挤出压延成型技术长期被美国杜邦公司所垄断，国产膜容易出现“针眼”等缺陷而难以满足使用要求，所以只能依赖进口，这是导致全氟磺酸树脂膜价格昂贵的重要原因。目前，全氟磺酸树脂的加工成型技术分为：熔融挤出法、凝胶挤出法、溶液浇筑法、 流延法等。近年来，国内逐步开始推进全氟磺酸树脂膜的国产替代，并 取得了显著成果，代表性企业有东岳集团和江苏科润。
密封件
密封性是钒电池性能的重要保障，系统全密封运行，严格避免电解液的外漏和内漏。若发生外漏，二价水合钒离子在空气中极易被氧化而发生容量损失，而且强腐蚀性的电解液可能破坏电堆的其他构件。若发生内漏，正负极电解液可能互混，这将直接影响电堆的性能和寿命，而且从电堆外部不易发现漏液。
由于全钒液流电池的正负极电解液具有强氧化性和强还原性，且电解液基质又是硫酸，普通的橡胶密封材料根本无法耐受这种环境，必须采用特殊的氟橡胶作为密封件。此外，用于密封件的氟橡胶材料应具有适宜的硬度、拉伸强度、拉断伸长率和撕裂强度， 并且压缩塑性形变量要尽量小，还需要附加自紧固装置。然而，氟橡胶的价格很昂贵，大约 30~40 万元/吨，而且在长期运行中仍然面临老化、 塑性变形等问题。中科院大连化物所的科研团队通过一体化激光焊技术简化密封工艺，实现隔膜-电极-双极板的一体化，节省了氟橡胶构件， 这对于降低电堆成本具有重要意义。
技术起源
1985年，澳大利亚新南威尔士大学（UNSW）的Marria教授开始研究硫酸氧钒做正负极电解液，提出了全钒液流电池。该公司的主要贡献在于发现通过氧化钒（IV）溶液可使高浓度的钒（V）溶液稳定存在于硫酸介质中，从而使全钒液流电池具有实用价值。同时，该公司所开发的从钒氧化物中制备钒电池溶液的工艺成本低、性能好，也是钒电池能够得到推广的重要原因。
1995年，中国工程物理研究院电子工程研究所首先在中国展开钒电池的研究，研制成功500W和1kW的样机，拥有电解质溶液制备等多项专利。 2006年，中国科学院大连化学物理研究所研制成功10kW试验电堆，并通过国家科技部验收，标志着中国的全钒液流电池系统取得阶段性成功。中南大学、清华大学等也开发成功KW及以上级电池组。2010年以来，我国兆瓦级全钒液流电池示范项目开始陆续开展，我国钒液流电池已实现在智能电网、通信基站、偏远地区供电、可再生能源及削峰填谷等项目中的应用。
2019年以来我国液流电池储能示范项目正加快建设，2022年2月，“200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电站国家示范项目”的一期项目100MW/400MWh级全钒液流电池储能电站完成主体工程建设， 并进入单体模块调试阶段，预计年终完成并网调试，是全球最大钒液流储能项目。
优点
液流电池的电极采用的是惰性材料，正负电极本身不参与电化学反应，而实际参与反应的活性物质具有独立的能量储存单元，在循环泵作用下沿传质线路在电堆内部和外部储罐之间形成闭环，向电极及时供应活性物质， 并将反应产物快速抽离，从而避免了浓差极化和热累积效应。换言之， 液流电堆单元只是一个发生电化学反应的场所，活性物质在空间分布上与之分离，这意味着两层含义：其一，电池的功率特性与容量大小相对独立，因而在设计和应用上可以有很大的灵活性；其二，活性物质由外置的储罐单独存放，便于运行维护和安全管理，这正是液流电池相比于其他二次电池技术的安全性、灵活性等优势的根源。此外，液流电池的活性物质一般是完全溶解在电解液中构成均相体系，而不像锂离子电池那样附着在集流体上，因此没有复杂的固态相变，没有机械应变等破坏因素，这是液流电池循环寿命远长于其他二次电池技术的根源。
安全性高。
全钒液流电池是水系循环体系，本身不可燃，也 不发生热累积，正负极活性物质反应温和，因此具有本征安全性。同时， 全钒液流电池的液态均相体系，避免了“木桶效应”，容易管理控制。与锂电池不同的是，液流电池的电解液与电堆是相分离的，从根本上克服了传统电池的自放电现象。活性物质溶于电解液，电堆只提供电化学反应的场所，电极反应过程无相变发生，枝晶生长刺破隔膜的危险在液流电池中大大降低，不会发生热失控、过热、燃烧和爆炸，过充过放也不会造成爆炸和电池容量下降，支持频繁充放电，每天可实现充放电数百次。液流电池的工作原理决定了其是目前电化学储能技术路线中安全性较高的技术路线。
扩容性强。
全钒液流电池的功率和容量相互独立，功率由电堆的规格和数量决定，容量由电解液的浓度和储量决定。当功率一定时，要增加储能容量，只需要增大电解液储罐容积或提高电解液体积或浓度即可，而不需改变电堆大小。通过增大电堆功率和增加电堆数量来提高功率，通过增加电解液来提高储电量，便于实现电池规模的扩展，可用于建造千瓦级到百兆瓦级储能电站。 美国商业示范运行的钒电池功率已达6兆瓦。
寿命长。
与其他电化学储能技术相比，液流电池最突出特点就是循环寿命长，最低可以做到 10000 次，部分技术路线甚至可以达到 20000 次以上，整体使用寿命可以达到 20 年或者更长时间。使用寿命长：由于钒电池正负活性物质分别只存在于正极和负极电解液中， 在充放电过程中其他电池的相位没有变化，可以在不损坏电池的情况下进行深放电， 电池使用寿命长。加拿大VRB动力系统商业示范中运行时间最长的钒电池组件已正常运 行9年多，充放电循环寿命超过18000次，远高于固定铅酸电池的1000次。
全生命周期成本低。
钒电池的正、负极活性物质分别存在于正、负极电解液中，充放电时无其他电池常有的物相变化，可深度放电而不损伤电池；在充放电过程中，作为活性物质的钒离子仅在电解液中发生价态变化，不与电极材料发生反应，不会产生其他物质，经长时间使用后，仍然保持较好的活性。因此，钒电池电池使用寿命长。全钒液流电池充放电循环次数在 10000 次以上，部分可达 20000 次以上。按全生命周期计算，钒电池的成本在 0.3-0.4 元/Wh，已经低于锂电池的成本（0.5 元/Wh 左右）。
电解质可回收再利用。
全钒液流电池中钒元素以离子形式存在于酸性水系溶液中，而不是以钒的氧化物形式存在，有一定的腐蚀性但无毒性，且工作过程中封闭运行，对环境与人体基本不会产生危害。电解质溶液的成本占储能系统总成本的 40%，储能系统报废后，钒电解质溶液可以回收再次利用，残值较高，不会对环境造成污染；此外，全钒液流电池的钒电解液可在电池领域长期循环使用或进行钒提取进入钢铁、合金等其他市场领域。电堆材料中电极采用炭/石墨毡，双极板大多采用石墨或碳材料， 报废后不会对环境造成污染。
电化学性能好：
由于钒电池电极的催化活性高，正负活性物质分别储存在正负电解液储槽中，避免了正负活性物质的自放电消耗，充放电能量转换钒电池的效率达75%，远高于铅酸电池的45%；响应速度快，运行过程中，充放电状态切换仅需0.02秒，响应速度为1毫秒；通过改变电解液可以实现钒电池的瞬间充电。
原料自主可控。
不同于锂电池，中国锂原料对外依赖度较高，钒矿储量约为 950 万吨，占世界钒资源储量的 39%，位居世界第一，发展钒电池所需的资源可以实现自主可控。
缺点
初装成本高。
已披露具体投资金额的钒电池项目总投资成本集中在 3.8-6.0 元/Wh；其中，四小时储能系统成本集中在 3.8-4.8 元/Wh，2-3 小时储能系统成本略高，在 4.65-6 元/Wh，整体仍较锂电池高。2021 年锂储能项目初始投资额接近 2 元/Wh，钒电池初装成本是锂离子电池的 2 倍以上。
转换效率低。
全钒液流电池在运行过程中对环境温度要求较高，同时还需要用泵来维持电解液的流动，因此其损耗较大，能量转化效率75%，低于锂电池。
能量密度低。
受钒离子溶解度和电堆设计的限制，与其他电池相比，全钒液流电池能量密度较低，仅为 12-40Wh/kg。体积庞大，钒电池的质量比能量是锂电或钠硫电池的 1/3~1/2， 将使电池沉重、庞大，这也直接导致了钒电池不适宜用于电动汽车，只能用在静态储能装置上。受不同钒离子在 10℃~40 ℃范围内溶解度的限制， 全钒液流电池总钒浓度被限制在2M以内，制约全钒液流储能系统比能量的提高。
耗材需适时维护。
石墨极板要被正极液刻蚀，如果用户操作得当，石墨板能使用两年，如果用户操作不当，一次充电就能让石墨板完全刻蚀，电堆只能报废。在正常使用情况下，每隔两个月就要由专业人士进行一次维护，这种高频次的维护费钱、费力。
体积过大。
受制于电解液中离子溶解度上限，钒电池比能量密度低，且技术难以突破。同样能量的钒电池体积可达锂电池的 3-5 倍，质量达 2-3 倍。
对环境温度要求苛刻。
钒电池正极液中的五价钒在静置或温度高于 45℃的情况下易析出五氧化二钒沉淀，析出的沉淀堵塞流道，包覆碳毡纤维，恶化电堆性能，直至电堆报废，而电堆在长时间运行过程中电解液温度很容易超过 45℃。另一方面， 温度不能低于电解液的冰点，否则电解液凝固将使电池不能运转。因此一般的运行温度都要求在 0~45℃之间。
全钒液流电池与锂离子电池的性能特点截然相反，二者的应用场景相差甚远，其实并不在同一赛道。目前的水系全钒液流电池几乎不可能用于车载动力电池或小型消费电子领域。规模化静态储能对能量密度要求不高，对占地面 积等空间因素的容忍性较大，因而成为全钒液流电池的主要应用场景。 在产业链完善后，全钒液流电池平均成本将远低于锂离子电池，有望成为中大规模储能领域的主流。
全钒液流电池与钠离子电池具有很强的互补性，前者适用于大中型规模储能，后者适用于小型灵活储能。未来，钠离子电池和液流电池将有望在储能领域实现分层次优势互补。例如，户用和移动式小型储能设备对能量密度要求较高，适合使用钠离子电池；大中型的电化学储能电站对安全性的要求较高，适合使用液流电池。
储能细分赛道 ~ 液流电池 P1：概述 - 知乎 (zhihu.com) 20220707-光大证券-全钒液流电池行业深度报告：安全稳定、寿命长，钒电池长时储能空间广阔 20210822-太平洋证券-有色金属行业：钒，天生为储能，出手不平钒 20220509-英大证券-储能行业深度报告：六类储能的发展情况及其经济性评估 2022.07.13 全钒液流电池专题报告：沿流溯源，超“钒”脱俗 - 国泰君安
钒电池存在体积大、不易搬运的缺点，但优点也十分突出，主要有使用寿命长达20年、电解液可循环使用、电池容量可扩充性强（可以通过增加电解液储存器体积增加容量），可用于建造千瓦级到百兆瓦级储能电站；不易燃烧，安全性好；可实现100%放电，而不损害电池。因此，钒电池十分适合作为储能电池，尤其是在光伏、风电等新能源领域。
适用场景 - 长时储能
长时储能 （Long duration energy storage，LDES）目前没有明确的定义，美国能源部将长时储能定义为“至少连续运行 10 小时，使用寿命 15-20 年的储能系统”；而国内一般将大于 4 小时的储能即可称之为长时储能。长时储能委员会与麦肯锡发布的《Net-zero power:Long duration energy storage for a renewable grid》报告中的 8 小时以上时为长时储能的定义。
可再生能源的占比提升， 使得发电的间歇性对电网的负面影响将逐步增大，电力储存的需求加大，建设长时储能系统的必要性增加。长时储能可凭借长周期、大容量特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动，在清洁能源过剩时储存避免电网拥堵，负荷高峰时释放增加电力供应。即在电力供应过剩时储存电能，在需要时释放， 以此来缓解供需矛盾，调节供需波动。
不可抗力因素（山火、暴雨、洪水、严寒等自然灾害、能源供应大国的冲突等）造成的电力供给暂停、能源供给紧张会造成全社会用电成本的增加。长时储能可保障在极端情况下的电力供应，保障全社会电力系统稳定运行和降低用电成本。
长时储能的主要优势在于其存储电力的边际成本较低，它可使存储的电量与充放电的速度相脱钩。液流电池在长时储能领域应用空间巨大长时储能目前仍处于初期的研发示范阶段，多种解决方案中，抽水蓄能的建设规模较大。抽水蓄能电站具有技术成熟、效率高和成本低等优势，成为全球储能容量最大的解决方案。大型抽水蓄能电站可以提供低成本、可调度的电力，并且由于其快速响应时间而作为电网稳定性的主要解决方案。但抽水蓄能最大的限制是场地限制、建设时间长以及环境问题。
从长期来看，电化学储能由于动力电池产业推动，不受地理环境的制约，处于比较有利的竞争地位。在电化学储能方面，全钒液流电池因寿命长、易扩容等特点，在长时储能系统领域应用大有可为。预计其在长时储能领域应用空间巨大，将与抽水蓄能/氢储能、压缩空气储能展开竞争。
市场空间
2010-2020年全球液流电池装机量增长情况（MWh）
随着可再生能源占比提升，2025 年长时储能全球累计装机量将达到 30-40 GW（对应储能容量约 1TWh）。2030 年起全球可再生能源渗透率将升至约 60%-70%，长时储能累计装机量将达到 150-400GW（对应储能容量 5-10TWh），累计投资规模将达到 2000-5000 亿美元。到 2040 年，长时储能累计装机量将加速达到 1.5 -2.5 TW （对应储能容量 85-140TWh），是目前全球储能系统装机量的 8-15 倍，累计投资额将达到 1.5-3 万亿美元。
2021年国内储能液流电池由于系统价格高昂、产业配套不完善等制约因素，整体市场装机容量仍然处于较低水平，示范项目远低于锂离子电池；技术路线具有较明显的偏向，以商业化程度最高的全钒液流电池为主；规模偏小，基本以KW-MW级别为主，中国累计装机量规模约合200MW，在国内新型储能领域的渗透率达 0.9%，受益于资源、安全性、环保性和政策端的多重优势，随着多个大型钒电池项目的逐步落地，全钒液流电池的装机规模将实现跨越式增长。
2020-2030年国内液流电池累计装机规模（GW）
参考资料 ：
储能细分赛道 ~ 液流电池 P2：钒电池 - 知乎 (zhihu.com)
产品技术端看，液流电池最为诟病的是其能量密度偏低，生产成本偏高。要推进液流电池储能技术的普及应用，还需要将电堆的功率密度、能量密度和转化效率再提升一个层次，从而降低电池的成本，提高其可靠性和稳定性，这是行业已经达成的发展共识。
GGII预测未来5年，液流电池的产品技术发展将重点围绕着电堆结构设计的数值模拟仿真、更高效低成本电堆原材料（离子交换膜、双极板和碳毡等）、高功率密度电堆开发和电解液体系创新等四大方面开展。
依靠技术进步
整个钒电池储能系统主要由电堆、电解液、逆变器、智能控制、储罐、集装箱、管泵阀传感器几部分构成。钒电池最主要的核心部件就是电堆和电解液，其中电解液的成分一般为五氧化二钒。
电解液
作为电能的存储介质，电解液的体积和浓度决定了全钒液流电池储能系统能够储存的最大能量，理论上储存 1kWh 的电能需要 5.6kg 五氧化二钒，但目前电解液的实际利用率仅能做到 70%左右（即储存 1kWh 电能需要大约 8kg 五氧化二钒）。因此，提升电解液的利用率是降低全钒液流电池成本的重要途径。此外，电解液的纯度（一般需达到 99.9%以上）、稳定性、适用温度范围等因素也将对全钒液流电池的运行效率和寿命造成较大影响。
电解液的开发和制备能力是全钒液流电池厂商重要的核心竞争力之一。一方面，电解液在制备过程中对杂质、价态的控制要求较高，如何在低成本的情况下实现高纯度需要长期的工艺积累，目前钒电解液制备方法主要包括物理溶解法、化学还原法以及电解法三大类，其中规模化制备主要采用电解法。另一方面，为提升电解液的能量密度、电化学活性与热稳定性， 通常需要在电解液中加入一定的添加剂（包括混酸、无机盐、有机物等多种体系），电解液的配方调配亦需要深厚的研发积累。因此，整体来看全钒液流电池电解液的开发和制备具有较高的壁垒。
全钒液流电解液的制备通常以五氧化二钒为初始原料，而五氧化二钒本身是从钒渣中提取的，若直接从钒渣开始生产电解液，电解液的加工成本可以进一步降低。从钒渣提取五氧化二钒经历了液相富集和固相析出的过程，而五氧化二钒在制成电解液时又从固相变回液相，如果从钒渣提钒工艺中间的液相环节直接获取五价钒硫酸盐溶液，进行还原或电解处理，可以缩短电解液的制造流程。该方案与钒渣处理绑定，只有具备较大产能规模的上游钒矿加工企业才能做到。
提升电解液浓度和稳定性是增加系统能量密度，拓宽工作温区的关键。 传统的硫酸基全钒液流电池能量密度低、工作温区窄，本质是因为硫酸盐的溶解度难以提升，而且溶液的热稳定性差。为改善硫酸基钒电解液 的性能，常用方案是添加络合稳定剂，但迄今为止还没有一种添加剂能兼顾正极电解液的高温稳定性和负极电解液的低温稳定性。钒离子有空置的 3d 电子轨道，而氯离子作为一种弱场配体，能对钒离子进行有效络合，从而提高钒盐溶解度和稳定性。
基于这个思路，美国太平洋西北 国家实验室（PNNL）的科研团队于 2011 年率先开发了“硫酸+盐酸”的混酸体系钒电解液，而后又开发了纯盐酸基钒电解液。其中，混酸体系的钒离子浓度达到 2.5mol/L，能量密度较原硫酸基钒电池提升 70%，工作温区-5~50℃；全盐酸基钒电解液的钒离子浓度达到 5mol/L，能量密度较硫酸基钒电池提升 1 倍，工作温区-20~60℃。由于盐酸体系的蒸汽压较高，且在过充情况下容易释放氯气，而当时的电堆系统材料较难满 足要求，因此该技术没能进入大规模商用化。
直到 2022 年，由液流储能科技有限公司承建的潍坊滨海经济开发区盐酸基全钒液流储能电站项目落地，标志着该技术真正开始走向产业化。该电站系国内首例示范项目， 也是目前世界上功率最大的盐酸基全钒液流电池储能电站，一期工程 1MW/4MWh，全部建成后将实现 10MW/40MWh 储能容量，总投资 8500 万元，容量建设成本已经接近锂电池型储能站，可稳定运行 10 年以上， 系统内部电解液和电堆材料可 100%回收。相较于传统的硫酸基底液流 电池，该电站不仅使能量密度提升了 20%，还可在更严苛的温度环境下运行，主动温控设备在 65℃以上才会开启，大幅降低了自身能耗，提升 了能量效率。盐酸基全钒液流电池实用化是在不改变现有电堆主体结构的条件下，对钒电解液的一次重要改良，对电堆技术提出了更高的要求， 其后续推广应用将有助于拓宽全钒液流电池的应用场景，延长使用寿命， 进一步降低平均成本，从而加速产业化。
无论是传统的硫酸基钒电池，或是改进的盐酸基钒电池，其电解液都属于水系溶液。正负极活性物质种类的选择受制于水的电化学窗口，正极物质的电位不能高于水的析氧电位，负极物质的电位不能低于水的析氢电位，因此水系全钒液流电池的正负极工作电压较低，而电池能量密度与工作电压成正比，所以只有突破水系环境才能实现能量密度的跃升。
非水系的有机溶剂电解液有两个巨大优势：1）可选择的活性物质种类大大增加，可以选择钒以外的其他轻质的廉价金属离子甚至是化合物， 进而提高比容量，降低成本；2）工作电压显著提升，这对于提高液流电池的能量密度有重要帮助。然而，有机非水系液流电池也有很多缺点： 循环寿命较短，能量效率较低，以及有机溶剂的毒性和易燃性等。总体而言，有机非水系电解液是实现液流电池小型化的重要方向，但可能会在安全性方面打一些折扣，现阶段距离实际应用还有很远的距离。
全钒液流电池的电解液成本占据系统总成本的 30~50%，其根本原因是钒的价格昂贵。如果用一些廉价的金属替代钒作为活性元素，就能从根本上降低电解液成本，典型代表是水系全铁液流电池，正负极氧化还原电对 为 Fe2+/Fe3+ -Fe0 /Fe2+，活性材料为氯化亚铁，基质为盐酸水溶液。电池在满充状态下放电时，正极的活性物质发生还原反应：Fe3+ + e →Fe2+， 标准电位+0.77 V；负极的活性物质发生氧化反应：Fe0 → Fe2+ + e，标准 电位-0.44 V。全电池反应整体可合并为：Fe3+ + 1/2Fe0 → 3/2Fe2+，开路电压 1.21 V，即三价铁离子与零价单质铁归中反应，变成二价亚铁离子的过程，电子从负极出发，经外电路后到达正极。充电储能的过程则与 之相反。
由于电解液为强酸环境，而亚铁离子的还原电位低于氢离子，全铁液流电池的负极在充电时往往伴随严重的析氢反应，导致溶液 pH 升高，使亚铁离子发生水解，析出糊状氢氧化物。同时，全铁液流电池属于“液-沉积”型液流电池，负极在充电时沉积出固体单质金属铁，当 沉积不均匀时就会形成尖锐的铁枝晶，容易刺穿隔膜，导致内短路。
在国外，全铁液流电池历经十多年的探索，目前已经进入产业化初期， 典型代表是美国的 ESS. Inc.公司，该公司曾获得比尔盖茨的投资基金的融资，已于 2021 年在纽约证券交易所上市（股票代码：GWH）。由于避免了钒的使用，ESS. Inc.公司的全铁液流电池的电解液成本很低。为降低铁枝晶刺破隔膜的风险，ESS. Inc.公司采用电解液添加剂，并降低充电电流密度，使电流在电极上分布得更均匀，抑制枝晶的生长速率。
全铁液流电池需控制工作电流密度低于 20mA/cm2，而全钒液流电池的电流密度通常在 100~150mA/cm2，可见全钒是全铁电流密度的 5~8 倍， 这意味着要达到相同的功率，全铁电堆的横截面积必须是全钒电堆横截面积的 5~8 倍，电堆材料用量和装配难度也会相应地大幅提高。此外， 为了维持电解液的 pH，还需附加一个酸度控制装置，ESS 在系统里增加了两个酸液罐，通过管道接入电堆，当检测到电解液 pH 高于 4 时，就会自动泵入酸溶液。这个解决方案可能造成：1）系统成本进一步增加； 2）随着酸液加入，电解液被稀释，需要定期替换电解液或浓缩处理。 换言之，全铁系统降低了电解液材料的成本，同时又增加了电堆的成本， 但即便如此，这仍然是一个值得探索的重要研发方向。
全氟磺酸树脂隔膜成本高，离子选择性较差，非氟多孔膜是未来重要的替代方案。目前，以 Nafion 117 为代表的全氟磺酸树脂仍然是最常用的钒电池隔膜，其稳定性、电导率都很好，但是成本过高，且离子选择性较差。未来主要发展方向是开发新型隔膜，对全氟磺酸树脂膜进行替代， 其中一个有希望的方案是开发非氟多孔滤膜，也是目前液流电池膜材料的研究热点，我国在该领域的研究处于世界前列。
中国科学院大连化学物理研究所的张华民团队原创提出“不含离子交换基团”离子筛分传导机理，开发出稳定性、离子选择性较好的非氟多孔膜。不过，目前多数 非氟多孔膜的电导率相对全氟磺酸树脂膜较低，导致内阻偏大，有待于进一步研究和改良。
电堆
全钒液流电池的功率单元由一定数量和规格的电堆串并联构成，其中单个电堆主要由离子交换膜、电极、双极板等关键部件构成。电堆成本约占系统成本35%，解决电堆成本问题，关键是提高电池的功率密度，其次是提升关键材料的有效使用面积，降低材料成本。在相同的电堆材料用量情况下，电堆的工作电流密度越大，单位时间内输运的电能就越多，也就意味着荷载相同水平的电能，需要的电堆材料越少，这样就降低了电堆用料的成本。
相较于资源成本主导的能量单元（钒占据成本大头），功率单元未来存在较大的降本空间。一方面，关键部件以及系统设计层面的技术进步将带动全钒液流电池电堆持续降本增效，例如开发高离子选择性、高导电性、高化学稳定性、低成本的离子交换膜，提升双极板电导性，提高电极反应活性以及导电性等。
全系统结构优化：小型钒电模组，面向户用储能
通过高效整合各个模块，制造集成度较高的小型化钒电模组，有望作为户用灵活储能装置。由于全钒液流电池的本征安全性，可用于人员密集的住宅区，例如户用储能系统。然而，一般的全钒液流电池系统的体积庞大，限制了它在户用储能端的应用。为此，国内外部分企业开始探索小型钒电模组，主要是通过提高电堆的功率密度实现电堆的小型化，再整合各个模块，提高集成度，从而减小系统的总体积。目前，小型化的全钒液流电池可做到与家用冰箱的尺寸相近，可以作为工商业生产以及家庭用电的应急储备设施，已经出现了一些成型的产品。例如，国内的大连融科储能技术发展有限公司推出的 ReFlexTM 系列，以及德国 Voltstorage 公司推出的全钒液流电池模块，每个小电池模块储能时长为 4h，可以独立工作，也可通过多个模块串联提高电堆功率。这种小型化钒电模组拓宽了应用场景，为全钒液流电池的产业化注入了新的活力。
提高储能时长
对于功率一定的钒电池系统而言， 电堆属于固定成本，电解液属于可变成本，而能量单元与功率单元相互独立，在功率单元成本固定的情况下，通过扩容能量单元就能增大储能时长，即增大总储电量，那么分摊到每一度电上的电堆成本就被稀释了。 因此，增大工作电流密度和储能时长，本质上摊薄了电堆的度电成本， 进而降低了整个系统的总度电成本。
依靠模式创新
纵向一体化
回顾锂离子电池产业的发展，很多锂电龙头都运用了纵向一体化模式， 例如宁德时代采用收购及签署战略性长期协议的方式，与上游矿产企业绑定，稳定了锂、钴等正极材料必需金属的供应。买入原料后，由前躯体厂商代工生产三元前躯体，保障原材料供应以及压低原料成本。同时为降低原材料供应风险，成立合资公司用于研发生产碳酸锂、氢氧化锂以及三元、磷酸铁锂等正极材料。
纵向一体化在锂离子电池产业的成功运用，对于全钒液流电池产业具有重要的借鉴意义，供应链的专门化不仅能有效降低采购成本，减轻钒价格波动影响，还能显著提升生产效率。 尤其是开发设计电解液、电堆、配套辅助材料和控制系统等环节，通过专门化原料供应、工艺设备和生产经验的积累，能提高并稳定产品的良率，进而建立标准化生产工艺，产生规模效应。目前，已有部分钒电池企业与上游钒材料企业进行了战略合作，典型的如大连融科与攀钢钒钛。
电解液租赁/回收
电解液占系统总成本的 40%左右，该材料成本很难直接降低，不仅导致系统整体成本居高不下，还极易受钒价格波动影响。由于系统运行寿命很长，且电解液只含单一活性元素钒，几乎零损耗，退役残值高达初值的 70%以上。因此，可以针对全钒液流电池的电解液开展两大业务--电解液租赁和电解液回收。
所谓电解液租赁，是指用户在初期只需一次性支付电堆设备的费用，而电解液的费用则在其后的整个使用周期内以 “租金”形式分期支付。这样大幅减少用户在初期的一次性投入，缓解资金压力，又由于全钒液流电池寿命很长，有效分摊了全周期成本。当电解液报废时，再将其出售给专门的电解液回收公司（例如上游的钒矿加工企业），进行统一处理和再利用，再进行二次销售。如此，厂商就收回了电解液残值，抵消了相应的初期投入，实际的净成本就大幅降低。 同时，钒资源也得到了充分的循环利用。区别于锂电池租赁，这种方式能减小租赁物损耗费用在租金中的占比，并使出租方利润成为影响租金费用的决定因素。
在此基础上，可以发展更丰富的金融运作和商业模式，进一步降低成本、控制风险。若进一步，电解液的独特属性被视作资源性保值产品，部分金融国企以购买基金或参股形式投资上游钒企业，平稳租金，既能减少钒资源流失，提高钒金属保有率，也有利于全钒液流电池储能产业的高质量发展。
依靠国产替代
经过多年技术攻关，液流电池核心部件如离子交换膜、双极板、端板、电堆、电解液配方均已实现国产化，极大降低进口原材料对产品降本的制约。现阶段全钒液流电池电堆关键部件以厂商自产或定制为主，后续技术进步以及规模化量产将带动成本持续下行。
在离子交换膜方面，目前全球钒电池主要使用美国杜邦公司的 Nafion 全氟磺酸树脂交换膜，Nafion 薄膜以磺酸基团为交换基团，作为全钒氧化还原液流电池的标准隔膜，其在电解液中的稳定性高，但价格昂贵，零售单价近 20000 元/平方米。目前，国内的科润、东岳、中科院大化所，国外的戈尔等都在自主创新开发了更低成本的膜。随着国产离子交换膜的逐步推广，膜等产品仍有较大成本下降空间，预计后续在其他电堆材料（双极板、碳毡等）也有成本优化空间。
国内从事液流电池产业链企业数量快速增加，融科、普能世纪、苏州科润等头部企业加速扩张电堆、离子交换膜、双极板等零部件产能，带动制造成本下降。 依靠规模量产 十四五储能规划等中央及地方政策文件陆续出台，积极引导液流电池实现产业化发展，部分地区大力发展长时储能（热）技术，鼓励4小时以上储能项目的上马。 大连200MW/800MWh调峰调频项目，中广核襄阳100MW/400MWh，国电投100MW/500MWh等百MW液流储能项目陆续通过备案与上马，下游需求快速打开。
现阶段全钒液流电池产业整体规模有限，关键部件以全钒液流电池厂商自产或小批量定制为主，后续随着生产规模的提升，整体的制造成本有望明显摊薄。此外，从原理和构成的角度出发，全钒液流电池与氢燃料电池在关键材料（双极板、离子膜、电极等）、电堆结构以及生产设备等方面都存在较大的相似性，后续氢能产业的蓬勃发展也有望推动相关产业链环节的快速成熟。参考锂电池的降本途径，可以预见钒电池在大规模量产后成本仍有较大的下行空间。
预计2022年全年有望下降至2.2元/Wh，十四五期末可以实现低于1.8元/Wh的水平。
储能细分赛道 ~ 液流电池 P2：钒电池 - 知乎 (zhihu.com)
2022.07.13 全钒液流电池专题报告：沿流溯源，超“钒”脱俗 - 国泰君安
大连融科储能
大连融科储能技术发展有限公司成立于 2008 年，下属的融科储能、融科装备及博融新材料（电池核心材料开发与生产主体）共同构建的同心产业群，已成为全球领先的全钒液流电池全产业链开发、完整自主知识产权及高端制造能力的服务商。大连融科由大连恒融新能源有限公司和中国科学院大连化学物理研究所共同组建，大连融科领军国内外液流电池标准的制定，引领全球液流电池技术的发展。
目前已经建立了 300MW/年全钒液流电池储能产业化装备基地。成功实施了多项商业化应用示范项目，在全钒液流电池的核心技术领域拥有完整的自主知识产权，拥有的专利超过 300 余项。融科储能提供的服务涵盖全钒液流电池关键材料、电堆、电池模块、KW 至 百 MW 级电池储能系统的供应以及客户定制储能解决方案。
2022 年 2 月，融科储能承建的全球最大的 100MW/400MWh 级全钒液流电池储能电站进入调试。
这是国家能源局批复的首个100MW级大型电化学储能国家示范项目，项目一期计划今年6月完成并网调试。项目建设规模为20万千瓦/80万千瓦时，建成后将成为全球规模最大的全钒液流电池储能电站。
北京普能
北京普能于 2009 年收购了加拿大 VRB Energy ，现已成为一家成长迅速的全球清洁技术创新企业。普能开发出目前世界上高安全、大容量、长时储能和长电池寿命为一体的全钒液流储能电池和解决方案。普能特有的低成本的离子交换膜、长寿命的电解液配方以及创新的电堆设计使普能区别并领跑于其他供应商。由普能拥有专利的、基于金属钒元素的氧化还原反应的全钒氧化还原液流电池储能系统 (VRB-ESS )可将能量储存在电解液中。
普能曾经牵头承担国家863计划全钒液流电池储能技术开发项目，在国内外液流电池行业积累许多产业资源，也增强其在争取液流电池示范项目订单的谈判能力。其在全球已经安装和正在处于开发阶段项目容量达到 500 兆瓦时，安全稳定运行的时间累计接近 100 万个小时。2021 年开发出全新第三代 MW 级 500KW 钒液流电池储能产品，启动 100MW 级大型储能电站项目开发。2019 年交付湖北枣阳 10MW 光储用首期 3MW 及国 内多个 MW 级储能项目。
和瑞储能
依托国电投自身的新能源开发业务和金融资本加持，和瑞储能无需过多担心项目开发周期过长、项目过多导致的资金链压力问题，同时在争取国电投在国内各地区液流电池示范项目的订单时具有更多的先天优势。从中长期看，国电投和瑞储能发展空间相比国内其他民营企业具有更大的发展空间。
湖北绿动中钒新能源
湖北绿动中钒新能源有限公司成立于 2021 年 6 月 24 日，其中国家电投集团湖北绿动新能源有限公司投资 2100 万元，占股 70%，湖北平凡瑞丰新能源有限公司投资 600 万元，占股本 20%。湖北绿动中钒新能源有限公司将着力于开发全钒液流电池储能领域。
公司在湖北襄阳高新区拟投资 93.2 亿元建设钒电池储能电站及风电光伏项 目。其中，43.2 亿元用于建设 100MW 全钒液流电池储能电站及 500MW 分布式屋顶光伏装机项目；50 亿元用于建设 1GW 风电光伏发电项目；其中 19 亿元用于建设 100MW 全钒液流电池储能电站项目，预计五年内全部达产。2021 年 8 月，100MW 全钒液流电池储能电站及 500MW 分布式屋顶光伏装机项目已与高新区签订入园协议，现已完成项目备案、勘探、可研等前期工作。
攀钢钒钛
钒产品产量全球第一， 逐步切入钒电池业务公司。目前主营业务包括钒、钛、电三大板块，其中钒、钛板块是公司战略重 点发展业务，主要产品包括钒铁、钒氮合金、钛白粉、钛渣等。2021 年 10 月，公司已完成对西昌钒制品的收购，收购前钒产品产 能（以 V2O5计）为 2.2 万吨/年，收购后钒产品产能（以 V2O5计）超过 4 万吨/ 年。
2021 年 9 月 10 日，攀钢钒钛公告与大连博融在攀枝花市签订了战略合作协议。公司优先安排提供钒产品供应大连博融。大连博融根据生产情况及攀钢钒钛钒储能项目需要，可以对攀钢钒钛优先提供钒电解液、钒电池储能系统代加工等服务。根据储能产业发展状况，双方商议共同投资，建设钒电解液工厂，逐步扩大钒电池产业规模。后期，根据储能市场增长 情况，双方适时启动钒电池储能装备生产合作，产能与钒电解液产能相配套。
河钢股份
钒产品产能国内第二大， 钒电解液批量生产河钢股份 2021 年钒渣产量 19.3 万吨，钒产品业务收入 17 亿元，同比增长 31%。拥有钒电解液制造技术的自主知识产权，建成了全钒液流电池储能示范项目。
河钢承钢研究制备出杂质含量低、产品稳定性高、生产成本低的高纯高性能全钒液流电池电解液，已开发出 10 余项工艺成熟、具有自主知识产权的适用于全钒液流电池的高纯钒氧化物制备技术及商用电解液制备技术。同时配套研发商用钒电解液系列检测技术，为商用钒电解液及钒电池开发研究与规模化生产提供了完备、准确的数据支撑，检测方法达到同领域国际先进水平，填补了国内钒电池理化检测技术空白。
在河钢承钢，5KW/20KWh 全钒液流电池储能系统正式投用，应用于河钢承钢钒钛产业园区避峰就谷时的厂区照明系统。截至 2022 年 3 月底，河钢承钢的高纯氧化钒-电解液产线已经上下游贯通， 实现产量提升 50%和 3.5 价商用电解液批量生产，已经与国际顶尖钒电池制造企业建立了战略合作关系。河钢承钢已经规划 2MW/16MW 钒电池储能示范工 程，并完成了立项审批。
国网英大
国网英大是国家电网有限公司旗下上市公司。武汉南瑞是国网英大的间接全资子公司。2010 年，武汉南瑞将电化学储能列为战略新兴产业，展开全钒液流电池储能技术研究；于 2011 年成立风光储研发团队，并于 2017 年形成兆瓦级的全钒液流电池电堆智能化生产能力。目前武汉南瑞已全面掌握钒电池改性选型技术，具备钒电池本体设计、材料研制、系统集成能力，成功研发高功率钒电池电堆和 250 千瓦/500 千瓦时储能系统，申请发明、实用新型专利共 70 项，授 权 40 余项。目前已落地“汉口火车站西侧充电塔新建工程综合能源项目（含钒电池储能）”等项目。
中国广核
中国广核新能源控股有限公司是一家电源种类和地理分布多元化的独立发 电商，业务包括风力、太阳能、燃气、燃煤、燃油、水力、热电联产及燃料电池 发电项目。公司位襄阳高新 100MW/500MWh 全钒液流储能电站项目， 建设规模 100MW/500MWh，项目于 2022 年 1 月 1 日开工，计划于 2022 年 12 月 30 日前完成项目全容量并网。
上海电气
上海电气主营业务涉及能源装备、工业装备、集成服务三大领域，产品包括火力发电机组(煤电、气电)、核电机组、风力发电设备、输配电设备、环保设备、 自动化设备、电梯、轨道交通和机床等。上海电气钒电池业务由其子公司上海电气储能公司负责，技术由上海电气中央研究院提供。上海电气集团中央研究院储能液流电池产品部自 2011 年创建以来积极致力于液流电池储能产品的自主研发，掌握核心技术以支撑集团储能产业的发展，攻克了电池设计、电池密封、电池自动化制造工艺、系统集成等一系列关键技术瓶颈，成功研发出 5KW/25KW/50KW 的钒液流电池电堆。该电堆可集成至百千瓦 /兆瓦级集装箱式全钒液流电池储能系统。
负责建设的国电投集团黄河上游水电公司液流电池储能项目、常德 10KW/60KWh 液流储能系统等即将实现并网，汕头智慧能源全钒液流电池储能电站已于 2021 年上半年顺利通过验收。2022 年 3 月 4 日，上海电气储能科技有限公司完成 Pre-A 轮融资。
参考资料 ：
储能细分赛道 ~ 液流电池 P2：钒电池 - 知乎 (zhihu.com)
全钒液流电池产业链也包含上游、中游、下游三个部分，但是比锂离子电池更复杂，涉及多个行业。
上游：原材料供给、电解液配制、电堆材料加工，主要原材料包括五氧化二钒、硫酸、碳材料、聚合物材料等， 以及各类辅材，涉及基础化工、钢铁冶炼、有色金属等产业，其中钒矿及其加工业处于核心地位，是电解液原料五氧化二钒的来源。
中游：电堆装配、控制系统、其他设备和附件等，其中电堆装配和控制系统的技术壁垒最高，涉及各类耗材和电子元器件。
下游：终端应用市场，主要为各类储能用户，包括发电侧、电网侧、用电侧。
上游：钒矿及钒加工、电堆材料制造
钒矿及钒加工：与钢铁行业强关联
由于钒的离子半径与同价态的铁、钛、铝、磷等非常接近，容易发生同晶掺杂替换，因此自然界中的钒一般与这些元素伴生。此外，由于化合价态的多变，钒离子还可以在化合物的晶格中替换钼、铬、钨、铌、锰、铜等元素。因此，钒是一种亲石元素，一般以分散状态存在于矿石中，其自然分布特点是：储量大，分布广，含量低。
在自然界中，很少有高品位的钒矿，目前已知的 70 多种含钒矿物中，钒含量较高的矿物只有少数几种，主要是： 绿硫钒矿、钒铅锌矿、钒铜铅矿、钒铅矿、钾钒铀矿、钒云母。这些富钒矿区大都在非洲、美洲等地，而且储量也非常有限，例如曾经是钒原料主要来源的秘鲁的绿硫钒矿已经被开采殆尽。二战后，钒的主要来源之一是钒铀矿提铀过程中的副产物，这得益于原子能工业的快速发展，其主要原料是钾钒铀矿（K2(UO2)2(VO4)2·3H2O），它是一种钾铀酰的钒酸盐水合物，主要产于美国、澳大利亚等地。到了 70 年代后，钒的富集工艺得到进一步改善，人们可以从一些低品位的矿石中富集和提取钒，这些矿石多为含钒的铁矿，或者含钒碳质页岩，这大大拓宽了钒的获取渠道。
钒钛磁铁矿是最常见的含钒铁矿石，这种矿物遍布全球，是目前全世界除美国等部分国家外最主要的产钒来源，约占全球钒年产量的 85 %以 上，占我国钒年产量的 80 %以上。钒钛磁铁矿一般含有 48~58 %的铁， 6~16 %的钛（以二氧化钛计），0.2~3 %的钒（以五氧化二钒计），处理工艺较成熟。首先，进行破碎和磁选得到精矿，然后在高炉或电炉内将其还原成含钒生铁，熔化成铁水后选择性氧化，分离得到半钢和钒渣，半钢用于炼铁，钒渣进一步制钒。将钒渣与碳酸钠混合后送入回转窑， 在 1200℃的空气中焙烧钠化，使钒元素被充分氧化为五价钒酸盐。然后将钠化的钒渣水浸，通入二氧化碳，尽可能将钙离子转化为碳酸钙沉淀， 将难溶的钒酸钙转化为水溶性钒酸钠，过滤分离固体废渣和含钒溶液， 废渣进一步提取钛而后用于制造水泥、陶瓷等。最后，将钒酸钠水溶液 与铵盐反应，转化为钒酸铵沉淀，再加热分解脱氨，就得到固态的五氧化二钒。钒钛磁铁矿的钒产品本质上是钢铁冶炼的副产品，这种路线的制钒成本较低，污染较小，但是钒产量受钢铁产量的影响较大。
含钒碳质页岩是我国钒资源的主要构成部分，占我国钒总储量的 87%。 碳质页岩也称“石煤”，属于沉积矿，由古代富钒的菌类、藻类以及浮游生物等残骸沉积变质形成。石煤虽然也称为“煤”，但热值一般在 4184 kJ/kg（仅相当于普通燃煤热值的 1/5），碳含量仅 10~15 %，灰分含量却高达 70~88 %，故而得名“石煤”。石煤中化学元素极为丰富，除碳以外， 灰分含钙、硅、铝、钒、钼、银、镓、铯、钾、铬、砷、汞、铅、镉等 20 多种元素。钒在石煤中以钒云母、含钒高岭土、含钒电气石、含钒石榴石等物相存在，整体钒含量（以五氧化二钒计）一般为 0.13~1.2 %， 品味较低。多数石煤在提钒时需先进行氧化焙烧，主要是为了脱碳，并 将低价态的钒氧化为五价，该步骤的产热可用于发电或供暖。然后再与钠盐或钙盐混合后二次焙烧，将钒转化为钒酸盐，也可直接将一次焙烧产物酸浸处理。我国的石煤提钒工业起步于 70 年代末期，经过 30 多年的发展，在钒产业中已具有重要地位，但传统工艺转化率低、污染严重， 河南、湖北、重庆、陕西、新疆、贵州等存在石煤提钒产业的省份对新建企业大多采取禁止采用加盐(含低盐)焙烧提钒技术的产业政策。目前， 我国急需发展高效、绿色的石煤提钒新工艺，充分利用该资源。
含钒固态废弃物是除了矿石钒以外的重要钒资源，尤其是某些地区的燃油烟灰，以及工业废弃钒催化剂等都可以用来提取钒。例如，委内瑞拉、俄罗斯等地的原油中钒含量相对较高，其燃油烟灰中含有 4.4~19.2 %的钒，最高的可达 40 %，而且总量基数大，具有重要的回收价值。由于烟灰是燃烧产物，其中的钒元素已经全部被氧化为五价，无需再进行焙烧预氧化，一般碾碎后直接用氢氧化钠水溶液加热浸泡，即可使钒转变为钒酸钠进入水相，滤渣中残余钒可进一步用盐酸浸取富集，再萃取分离。 这种湿法浸取工艺可提取烟灰中 90 %以上钒，且纯度较高。此外，废弃钒催化剂也是重要的钒资源，回收后既避免污染，又节约资源。主要的钒催化剂包括：接触法制硫酸催化剂、烟气脱硝催化剂和石油化工合成中的各种钒催化剂，既可采用氢氧化钠转化为钒酸盐回收，也可以还原酸化后制成硫酸氧钒回收。由于钒矿属不可再生资源，含钒固废的回收和循环利用具有深远意义。
尽管钒原料（钒矿、钒渣、含钒固废等）来源广泛，但不同的原料需要使用与之适宜的提取工艺。例如，不同产地的钒钛磁铁矿的钒品味差异较大，元素比例也各不相同，尤其是钙、硅含量会严重影响可溶性钒的浸出率，进而影响整体提钒效率，因此生产工艺需根据原料的具体情况设计和调整。钒原料经过一系列富集、分离、精制和纯化后，得到主要产品有：钒铁、五氧化二钒、偏钒酸铵等。五氧化二钒在工业上有广泛用途，是硫酸工业、有机合成催化剂，也是高纯金属钒的基本原料之一， 与化工、冶金、电子、能源等诸多产业密切相关。对于全钒液流电池而言，电解液中杂质元素的含量会对电池的工作电压、实际容量以及循环性能等产生重要影响，，因此对原料五氧化二钒的纯度有相应的要求。 尽管不同厂商产出的五氧化二钒、偏钒酸铵等属于同质化产品，但是在产品纯度和成本上却存在较大差异，因此具有长期技术积累和规模优势的大型生产厂商显然更有竞争力，而且随着环保要求的日益趋严和产品质量要求的不断提升，马太效应可能会更加显著。
电解液制造分为两个步骤， 首先是核心前驱体的生产，即钒化学品（五氧化二钒、偏钒酸铵等）， 目前拥有相关技术和量产能力的基本为大型钒提炼及加工企业；尔后是将前驱体转化为电解液，目前掌握钒电解液制造的全球龙头企业是大连博融新材料公司，全球市场占有率在 80%以上。
电堆材料制造：发展空间大，技术壁垒高
全钒液流电池的电堆材料包括：电极、双极板、隔膜、密封件等几种关键材料，其原料多为碳材料以及高分子聚合物材料等，与有机化工产业 密切相关。由于各个厂家的选材和工艺不尽相同，电堆材料的成本及性能也存在差异性。此外，现有电堆材料的技术和工艺尚有较大的改进空 间，相关研发工作仍在不断进行中，逐步实现国产替代。
电极材料的核心用料是碳毡、石墨毡或碳纸。碳毡和石墨毡的制造工艺较成熟，以高分子纤维织物为原料，经过高温碳化处理所得，成本较为低廉。国内主要的石墨毡企业是江油润生石墨毡有限公司（市占率超过 50%）、嘉兴纳科新材料有限公司。相比之下，碳纸的厚度比碳毡更薄， 具有更低的电阻率，但生产工艺较为复杂。目前，高质量碳纸以进口为主，国际上主要的碳纸厂商有日本 Toray、德国 SGL、加拿大 Ballard 等。
双极板以石墨为主要原料，制成改性石墨双极板或碳塑复合双极板。其中，石墨双极板是用石墨粉与树脂或沥青混合后，在石墨化炉中经 2500~2700℃高温一体石墨化处理而得，再经过切割和打磨制得。石墨双极板具有致密度高，电阻率低的优点，但制造过程耗时久，成本高， 而且材料脆性大，在压制紧固时容易发生碎裂，因此不适合大功率、大规模的电堆，仅适合小型电堆。目前，大功率电堆中使用的多为碳塑复合双极板，一般采用导电碳粉（如：石墨粉、炭黑、碳纤维等）与热塑性烃类聚合物（如：PE、PP、PVC 等）混合后加入阻滞剂、脱模剂， 然后以注塑或模压的方法加工成型。
隔膜材料最初是采用全氟质子交换膜，之后可能转向非氟离子传导膜。 全氟质子交换膜最早用于氯碱工业，成功实现产业化，之后又广泛应用于氢燃料电池。相比燃料电池隔膜，全钒液流电池隔膜不仅要求有很高的化学稳定性和机械强度，而且要有较好的离子选择透性。目前，国内的东岳集团等企业已具备自主生产全氟磺酸树脂膜的能力，但液流电池用的高质量 Nafion 膜仍需进口，价格非常昂贵，例如 Nafion 115 的价格过去为 700 美元/平方米，这是因为磺基氟代烃类聚合物的成型技术长期被美国杜邦公司垄断。此外，Nafion 膜的离子选择性差强人意。另一条路线是采用非氟离子传导膜，即非离子交换性隔膜，该技术是我国自主发展的方向，以中国科学院大连化学物理研究所为代表的科研团队已经取得了重要成果，具有核心知识产权。
当前全钒液流电池还没有大规模应用，因此几家代表性企业主要依靠自研自产或外协加工的方式生产电极材料，以供自用。由于全钒液流电堆材料中的电极、双极板、隔膜等材料与氢燃料电池的相应构件几乎相同，因此目前从事氢燃料电堆材料研发和生产的企业，未来较容易转型成为钒电池的电堆材料供货商。
中游：电堆整机装配、控制系统
电堆整机装配：技术壁垒高，研发周期长
全钒液流电堆的装配技术壁垒较高。全钒液流的电堆装配与氢燃料电堆完全一致，都以压滤机的方式进行叠合紧固，业内很多优秀的液流电池研发团队都有多年的氢燃料电池电堆研发经验，例如中科院大连化物所。 压滤机叠合紧固会对电极和双极板产生压应力，压力过大可能导致板材发生塑性变形甚至断裂；压力不足则会导致电极与双极板之间贴合不良， 使接触电阻增大，降低电堆的电压效率，还可能会导致漏液漏气，造成系统容量衰减，甚至无法工作。一般来说，电堆的功率规模越大，内部材料的工作面积就越大，其叠合装配的工艺难度也就越大。在现行技术框架下，具有大规模全钒液流电堆生产能力的企业数量并不多，而电堆主体结构经过多年发展，很难做大幅改动，因此这些头部企业具有先发优势，并通过不断优化升级，长期保持领先优势。
控制系统：成熟度较高，自研或外包
控制系统包括 PCS、BMS、EMS 等，所需硬件装置是电力电子行业的基本元件，相关产业都比较成熟，可通过与相关企业合作，定制化生产。 电解液输运系统由管路、循环泵、变频器、控制阀件、传感器、换热器等部件构成，这些装置在化工生产领域较为常见，可直接采购相应零件自行加工，或者外包设计。其他设施还包括消防装置、建筑材料等等， 占全钒液流电池系统总成本比例较低，利润空间相对较小。
下游：储能——发电侧、电网侧、用电侧
产业链下游为各类储能用户，按照电力产业链的主体结构，其自上而下可分为：发电侧、电网侧、用电侧。在不同的接入方式下，储能设备的电能容量、建设规范、验收标准、运行模式也各不相同。
根据国家发改委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》制定的目标，到 2025 年新型储能装机 容量规模将达 30GW·h 以上，与目前的装机量相比仍有巨大的增量空间。 2021 年以来，全国共有 20 个省、市、自治区要求新能源项目配置储能， 配置比例基本不低于新能源装机规模的 10%，其中河南、陕西部分要求达到 20%。配置时间大部分为 2h，其中河北市场化并网规模项目要求达 到 3h。考虑到大规模储能对安全性的要求，全钒液流电池在电化学储能市场中的渗透率可能会快速提升。
2022.07.13 全钒液流电池专题报告：沿流溯源，超“钒”脱俗 - 国泰君安
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