钒电池，全名：全钒氧化还原液流电池（Vanadium Redox Battery，缩写为VRB），是一种活性物质呈循环流动液态的氧化还原电池。钒电池是一种蓄电池，利用钒离子在不同氧化态下的不同化学势能保存能量，具有充放电效率高、容量可以随着贮液罐的增加而提高、电解液可以循环使用等优点。
目前制约全钒液流电池大规模应用的根本原因是全钒液流电池的造价远高于铅炭、锂电等电化学储能技术。其主要原因是离子交换膜、电解液等材料成本较高。目前离子交换膜很大程度依赖进口，价格约为5000元/平方米，国产价格也高达1000元/平方米。同时钒电池体积密度低，电解液使用量很大，导致同规模下电池总成本较高。目前液流电池产业链尚未完善。
钒电池体积大，不易搬运，但寿命长，可长达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，十分适合作为储能电池，尤其是在光伏、风电领域及未来独立的储能电站应用场景。
由于全钒液流电池的寿命长，充放电次数多，钒电池全生命周期成本较低，钒电池成本优势明显。下面以襄阳500MWh全钒液流电池储能项目与福建省莆田市500MWh锂电池储能项目作为对比，不考虑电解液的回收，全钒液流电池全生命周期成本在0.72元/kwh，而锂电池全生命周期成本在0.8元/kwh;若考虑电解液的回收，假设电解液成本占比41%且能够80%回收，则钒电池的全生命周期成本为0.48元。随着钒电池技术的进步及规模化生产，我们认为钒电池电堆成本将持续下降，未来钒电池将会成本储能的最佳选择，推动储能达到经济性。
电堆成本的下降已逐步展开。钒电池的成本主要来自于电堆和电解液，以10kW/40kWh钒电池储能系统为例，假设钒电池储能系统综合成本为4500元/KWh，钒电解液成本占总成本的41%(1845元/kwh)，电堆成本占比37%(1665元/kwh)，其余为建安等成本。钒电解液主要成本为五氧化二钒，电解液成本主要受到钒价的影响，而电堆的成本主要来自于隔膜等材料。目前，电堆成本的下降已经逐步展开：大连化物所通过开发可焊接多孔离子传导膜，使得电堆膜材料的使用面积下降30%、电堆的总成本下降40%，假设电解液的成本不变，目前钒电池成本下沿已下降至2844元/kwh。可能预见，随着技术的进步，钒电池电堆成本仍将持续下降。
电解液成本下降或通过商业模式创新展开。钒电池电解液的主要由五氧化二钒和硫酸组成，而钒作为相对稀缺的金属，价格较高，钒电池电解液降成本的难度较大。但由于钒电解液的回收利用率较高，因此通过租赁、或者到期出售电解液的模式新建钒电池储能可以有效解决电解液成本较高的问题。我们假设钒电池电解液回收率达到90%，则全生命周期看，钒电池电解液成本仅为初期投入成本的10%，钒电池建设成本将大幅降低。
储能是新型电力系统重要的支撑，大规模接入电网之后，安全或是储能的底线。市场一般认为钒电池因为成本偏高，难以成为大规模储能的选择。从另一个角度思考，在当前环境下，储能产业仍处在技术之争的阶段，除抽水储能外，各电化学储能方式仍有博弈的机会。从储能最终客户角度来看，作为新能源配套的供电侧基础设施，储能设施的底线是安全。参考我国核电项目批复的节奏，一旦能源设施的安全性出现疑问，相应的建设进度将大幅放缓。锂电池虽然在当下具有一定成本优势，但不论是三元还是铁锂结构均反复出现安全性事故。8月24日，国家发改委、国家能源局下发《电化学储能电站安全管理暂行办法(征求意见稿)》，国家主席对储能电站的安全管理做出重要指示：要进一步加强对电化学储能电站的安全管理，将安全作为电化学储能的核心要求。而钒电池由于其物化性质，安全性全面占优，且其成本能够随着规模化生产和技术进步而逐渐下降。
从全生命周期的成本与安全这两个角度分析，全钒液流电池电站未来大规模应用于电力系统的可能性是可期的。
