既然液流电池有这么大的竞争优势，为什么在市场占有率上连锂电池储能的零头都赶不上呢？问题就出在体积大，限制了适用场景。同时，技术还在进步，产业化不够，经济性上还达不到锂电的水平。
但这些显然不是“硬伤”。当年燃油车与电动车起步时间一样，最终败给了燃油车，但今天锂电的动力电池补齐了诸多短板，借着减碳的东风卷土重来。液流电池同样有这样的机会，只要规模化应用，拉低成本后，在长时储能东风下，很快会崭露头角。
不同于锂电池中磷酸铁锂、三元锂两家独大，液流电池的种类更多，技术路径上还有多种选择和可能性。按电解液可以划分为铁铬液流电池、全钒液流电池、锌基液流电池等，不同类别的液流电池具有不一样的化学成分、单位体积内的包含的能量、运行温度范围和充放电次数，最常用是钒，其次是铁铬、锌溴、多硫化物溴等。目前商业化程度、技术成熟度最高的是全钒液流电池，各地全钒液流电池项目开始轮番上马。
从经济性上看，全钒液流电池储能的初始投资所需成本在2.5元-7.5元/Wh，时长越大，单瓦时的投建成本越低，8小时之后可以降到2元/Wh左右，接近锂电储能。而且，全钒液流电池的生命长达20年，是锂电池的2倍，这进一步摊低了初始投资的单位成本，成本更优于锂电储能系统。即便是20年寿命到期，钒液流电池电解液的残值和循环利用价值也高达30%以上，全生命周期成本更低。未来，随着更多全钒液流电池储能项目的上马，很容易在市场层面引发共鸣。
钒液流电池投资周期短，只需要半年，与其竞争的抽水蓄能从选址到投运需10年，压缩空气项目也要2年。而让全钒液流电池项目迅速增多的推力则来自于安全，这一点外界看得更为清晰。对储能项目来说，“安全大于天”，全钒液流电池虽然成本比锂电高，但安全让其必有一席之地，企业也愿意在经济性方面助推一把。
此外，国内钒矿资源储量丰富，虽说价格也不低，高达10-15万元/吨，但胜在自主可控，不会被卡脖子。
根据美国地质调查局数据，2022年，中国钒储量950万吨，占全球钒储量得36.5%，位列全球第一，其次是澳大利亚、俄罗斯、南非等地区。2022年中国占世界钒产量的70%。国内生产五氧化二钒的企业有攀钢钒钛、河钢股份、成渝钒钛、建龙集团等。
市场已经对钒液流电池已经给予了认可。今年1-7月，国内签约的钒液流电池项目数量明显增多，半年多签了15个，合计装机3.6GW。其中国家电投4个项目、华润电力2个，中国电建、中核集团、中节能、中钒储能、华电新能源等均去参加了，场景方面则以电源侧、独立共享储能为主。未来，全钒液流电池在用户侧也会逐渐落地。
虽然目前全钒液流电池具备压倒性优势，但液流电池不同技术路线间的较量仍在进行中。全钒液流电池虽说单位体积内的包含的能量高，但运行温度在5℃-50℃，范围较窄，不适用于温度较低的地区，钒的使用也让电解液成本居高不下。而铁铬液流电池在-20℃—70℃间，电解液成本只占10%，初始投资所需成本较低，但要命的是寿命偏短，单位体积内的包含的能量较低，目前只有少部分项目落地。
如果到2025年，风光等可再次生产的能源并网比例占到电力系统的50%-80%，仅仅是2小时的锂电储能很难达到平衡，这时就需要储能时长超过10小时，来保障电力系统的长期稳定。未来的新型电力系统中，既要有短时储能，也要有灵活配置的长时储能，满足电力系统不同场景下的需求。
全钒液流电池的调峰能力更强，能明显降低电网运行成本，适用于电源侧、电网侧、工商业、用户侧等多个场景。
2022年2月，国家发展改革委、能源局发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，要积极开展新型储能关键研发技术，探索压缩空气、液流电池等不同技术路径和发展模式。在国家和地方各类政策引导支持下，新型储能系统已由探索阶段向快速商业化迈进。截至2022年底，我国新型储能系统累计装机规模达到870万千瓦，其中锂离子电池储能占94.5%、压缩空气储能占2.0%、液流电池储能占1.6%、铅酸（炭）电池储能占1.7%、其他技术路线%。
根据国信证券的数据，预计2023年全球液流电池进入规模化发展元年，2023年全球新增装机有望达到1.7GWh，2026年约为19.6GWh，2023-2026年均复合增速为125%。如果按照3元/Wh的初始投资所需成本计算，2026年市场空间达到588亿元。
随着钒液流电池商业化、产业化推进，国内已形成了电池、电堆的研发和生产供应链，融科储能、北京普能、上海电气、星辰新能等，2023年均开始向GWh规模迈进。电解液领域的大连博融新材料、钒钛股份、河钢股份、安宁股份中核钛白等也实现稳定供应。电堆核心部件的离子交换膜，国内企业均在加速布局和产品研发。
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