政策新规重点强调安全性要求，钒电池获得历史性发展机遇。
碳中和目标下，电力配储空间广阔，发展新型储能技术迫在眉睫。2030 年，预计我国风电、太阳能发电总装机量将达到 12 亿千瓦以上，按照 20%的配储比例估算，对应电力领域储能需求至少为 240GW，较 2021 年底的 46.1GW 大幅增长 421%。但与此同时，传 统的抽水蓄能发展受地理环境因素限制，故发展新型储能势在必行。
政策新规重点强调安全性要求，钒电池获得历史性发展机遇。2022 年 6 月，能源局发布《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022 年版）（征求意见稿）》，基于安全性考虑，提出中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池。政策端对安全性加大重视，未来大型储能项目更倾向于安全性更高，且已开始初步规模化发展的钒电池技术路径。
钒电池技术已经相对成熟，较当前主流的锂电池路径具有高安全性、长循环寿命、资源回收率高等优势，在中大型储能领域的应用中脱颖而出。各类电化学储能路径中，钒电池具备以下优势：1）安全性高；2）扩容能力强，适合大型储能场景；3）循环寿命长达 16000次以上，远高于锂电池的 6000 次；4）全生命周期度电成本约 0.53 元，低于锂电池的 0.75元；5）钒资源自主可控，我国产量占比高达 66%，远高于锂的 14%，同时电解液可完全回收，回收利用率可达 75%~85%以上。因此，钒电池完美适配中大型储能场景，预计将在应用场景上与主流的锂电池路径发生差异化竞争，并在静态储能领域获得领先优势。
政策催化钒电池商业化加速，产业链规模化后预计成本将持续下行。限制钒电池发展的主要因素为初始投资成本，目前约 4~5 元/Wh 左右，高于锂电池的 1.5~2 元/Wh。不过近 期政策扶持下，各地项目加速推进：如大连液流电池储能调峰电站一期 100MW/400MWh项目将于 22 年 8 月正式投入商运。产业链规模化加速，将驱动钒电池各环节成本持续下行，根据实验室进展和潍坊盐酸基全钒液流储能电站情况估计，预计未来钒电池初始投资成本可下降至 2 元/Wh 以内，较当前成本大幅下降 50%以上。
分时电价机制不断完善，钒电池储能经济性优势逐渐凸显。2021 年 7 月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，政策指导下，分时电价机制的完善进一步扩大了峰谷电价差距，对于后续储能项目的经济收益形成明显利好。经测算，当一个1MW/4MWh 钒电池储能项目用于发电侧配储时，每年可贡献毛利润约 392 万元。
