在我国2005年的《可再次生产的能源产业发展指导目录》中，第一次规定了“电网企业应发展和应用智能电网、储能技术”。十二五、十三五时期，我国现代能源体系持续不断的发展，能源结构调整，储能体系战略地位提高，储能产业迎来了发展窗口期，尤其是随着新能源汽车产业的发展，电化学储能迎来了新的发展机遇。
能源是国家安全与经济发展的根本物质保障，对国家政治和经济有着重要的推动和塑造作用。能源安全关系着国家经济安全和对外战略，也影响能源地理政治学和国际能源市场。
2020年以来，新型冠状病毒肺炎疫情肆虐，全球经济受到冲击，中美贸易战升级，能源产业面临诸多挑战。
首先，国际政治和经济局势动荡，能源供需格局变化较大，国际石油价格剧烈波动，对能源安全产生较大影响。一些国家正积极调整能源结构，规避能源发展给能源安全带来的不确定性和风险。
其次，技术革新引起新一轮工业革命，某些国家通过能源技术创新，意图引领能源产业革命，满足其自身能源需求及消费方式的更新迭代。我国尽管在储能、智能电网、节能电池领域的技术创新势头迅猛，但一些关键核心技术仍存在“卡脖子”的情况，影响了我国能源产业的长远发展。
第三，多国“碳中和”目标确定，低碳化调整倒逼能源转型，“可再次生产的能源+储能”已成为实现碳中和的重要路径，也反过来促进了储能产业加速发展。
第四，全球气候剧变，一方面高温严寒导致能源需求增量，另一方面降雨带的北移对根据历史气候特征布局的全球风电和水电设施构成挑战，少风缺水将影响全球能源供给。我国澜沧江和金沙江上游今年降雨量偏低、来水较少，导致四川、云南和湖北的水电供给明显减少，2021年8月水电产量分别同比下滑6.9%、2.8%和15.9%。
2020年9月22日，习主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出“中国将提高国家自主贡献力度，采取更有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。
“十四五规划”中明确了到2030年，我国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，并且要全力发展可再次生产的能源，优化能源供需结构，建立新型电力系统，努力实现新时代的能源安全。
面对全球能源产业变革，新冠疫情的冲击和“双循环”经济格局构建等挑战和机遇，我国能源行业进入关键发展阶段。
首先，将积极地推进绿色低碳转型，深化落实“四个革命、一个合作”的能源安全新战略，构建现代能源体系，提高能源效率。
其次，积极调整能源供给和消费结构，平衡国内市场与国际市场的关系，保障能源安全。
第四，建立能源储备机制，平抑能源市场波动。尤其是对外依存度较高影响能源安全的领域，积极研究并部署储备和调峰能力建设。
第五，面对可再次生产的能源发电对新型电力系统的构建存在比较大挑战，研究“可再次生产的能源+储能”模式需要的技术、人才及宏观政策并提前部署。
2021年3月，习主持召开中央财经委员会第九次会议，对推动碳达峰、碳中和作出全面动员和系统部署，并精确指出要着力构建以新能源为主体的新型电力系统，将形成源网荷储一体化的新形态，电化学储能将在新型电力系统中发挥重要作用。
储能技术是指利用大容量且能实现快速充放电的储能设施装置或物理介质将能量存储起来的技术，主要有物理储能、电化学储能、储热和储氢、电磁储能等。其中，电化学储能是利用化学反应直接转化电能的装置，是以锂离子电池、钠硫电池、液流电池为主的电化学储能技术。电化学储能在智能电网、能源互联网中的应用贯穿整个电力系统，在发电、输电、用电等环节均有应用领域。
随着全球各主要国家陆续宣布实现碳中和目标时间节点，太阳能、风能等可再次生产的能源将实现全面发展。但这类可再次生产的能源，受地理环境影响较大，在时空上具有间歇性和分布不均的特点，如直接并网运行将对电网产生较大冲击。而储能系统作为能量存储和转化设备，成为支撑能源革命的关键技术。
“3060目标”是我国新时期高水平发展的关键目标，国家发展改革委、国家能源局《关于加快推进新型储能发展的指导意见》明确了，到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用，也是打通新型电力系统产业链的关键要素。
可再生能源高比例接入电网后，增加了电网调峰、调频的压力。储能的加入，能保持电网高效安全运行和电力供需平衡。一方面，在大规模可再次生产的能源发电环节，储能系统有利于削峰填谷，使不稳定电力平滑输出；第二方面储能可替代部分昂贵的调峰机组，实现调峰的功能，提高系统效率。第三方面在输配电环节，储能系统能起到调峰和提高电网性能的作用，能加强电网的抗冲击能力，提高调解幅度，更好地实现供需平衡。
随着大规模可再次生产的能源电站的持续建设，电力系统的负荷波动不断变大，对调节能力的需求也随之增强。有效利用储能系统，一方面，可将风电和光伏发电的电力出力波动由12%～30%降至3%，与火电出力波动无异。另一方面，大规模储能系统能成为解决风电和光伏发电的并网与消纳问题的钥匙。
在电力系统中，电化学储能的应用场景可大致分为电源侧、电网侧和用户侧。在电源侧，电化学储能技术的运用能轻松实现根据电力需求的特点、市场行情报价等因素调节可再次生产的能源电厂出力，减少“弃风、弃光”现象，同时还能调节可再次生产的能源发电的波动，改善电能质量；在电网侧，电化学储能技术的运用能够达到削峰填谷、平衡供需的作用，在某些特定的程度上改进电力调度方式，促进可再次生产的能源和电网的协调优化；在用户侧，电化学储能技术的运用有助于降低度电电费和容量电费，提高分布式可再次生产的能源发电就地消纳的比例，同时提高供电可靠性。
比如，发生故障时，电池可当作备用电源为用户更好的提供电能；在调峰时，电池可以根据发电和用电情况及时响应调度指令，改变其出力水平；电池还可通过峰谷电价的差价为用户节省开支。
2021年前，我国储能有关政策主要以各省市为主体发布，大多涉及可再次生产的能源并网，参与辅助服务市场以及补贴政策等方面。在“3060目标”下，国家部委层面出台了多方面政策，覆盖了电力系统各环节。
2021年4月21日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快推进新型储能发展的指导意见》。
一方面，提出健全新型储能价格机制，建立电网侧储能独立电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。
另一方面，明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推进储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。
针对发生的储能电站事故等问题，2021年8月24日，国家发改委、能源局发布《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》，首次提出针对电化学储能安全关系的制度设计，包括项目准入、生产与质量控制、设计咨询、施工及验收、并网及调度、运行维护、退役管理、应急管理与事故处置等内容，将成为安全管理的上层制度。但是还需出台配套的标准给行业予以指导和规范。
根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW，同比增长3.4%。其中，电化学储能的累计装机规模仅次于抽水蓄能，为14.2GW；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机顶级规模，为13.1GW，电化学储能和锂离子电池的累计规模均首次突破10GW大关。
截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%，涨幅比2019年同期增长6.2个百分点。其中，电化学储能的累计装机规模位列第二，为3269.2MW，同比增长91.2%；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机顶级规模，为2902.4MW。
尽管电化学储能在“3060目标”下迎来的发展的机遇，但是也面临的很多的挑战。
2018年至今，韩国储能行业发生23起严重火灾，其中14起发生在充电后，6起发生在充放电过程中，3起是在安装和施工全套工艺流程中。2019年4月19日，美国亚利桑那州APS公司的储能电站发生燃爆，在救援实施过程中再度发生爆炸，致使8名消防员受伤。2021年4月，北京南四环国轩福威斯光储充技术有限公司的25MWh国轩高科磷酸铁锂电池储能电站发生火灾和爆炸，导致两名消防员牺牲，一名受伤，是近年国内储能电站发生的最严重的事故。
目前电化学储能电站发生意外事故最重要的包含火灾、爆炸、中毒、触电等。引起火灾的问题大多包括: 锂电池过充过放、短路、受挤压，电池里面正负极与电解液发生放热反应，导致电池热失控火灾等。频发的事故给快速地发展的储能行业敲响了警钟，运行安全不容小觑。
随着“3060目标”提出，可再次生产的能源发电比例逐渐增多，对电力系统灵活性要求提高，世界各主要国家纷纷出台举措推进储能研发技术。2020 年12月美国能源部发布《储能大挑战路线图》，提出将在储能技术开发、储能制造和供应链、储能技术转化、政策与评估、劳动力开发五大重点领域开展行动，实现到 2030 年满足美国市场需求并达到全球储能领域领导地位。欧盟委员会发布了“2030电池创新路线图”系统提出了未来储能发展的战略目标。
我国储能技术发展不均衡，核心技术有待突破，尤其是在电解液、离子交换膜等技术与国际领先水平相比仍有很大的差距，且缺乏国家级的上层规划和指导，影响了储能产业的市场化发展。
近年来储能电站布局加速，但在电站建设和运营安全管理方面还缺乏制度规范和具体标准。特别是近年来我国储能电站建设中存在低价中标、忽视安全和质量的现象，导致劣币驱逐良币，给我国储能行业的稳健发展埋下了隐患。2021年，国家能源局先后发布了《新型储能项目管理规范（暂行）》《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》对储能安全管理进行了纲领性指导，但相关细化标准规范尚未出台，安全管理、应急处置还缺乏指导，亟需颁布相关国家标准和行业标准。
电化学储能电站的选址定容、电池技术路线确定，检修运维便利性、消防设计等方面需要系统的构思和整体设计。前期储能电站发展较快，个别项目存在设计人员技术偏弱，技术标准不统一等问题，导致个别前期建设的电站存在功能安全设计缺陷等。未来需要制定有关政策，对前期电站进行运作时的状态监测，统一摸排问题，对项目设计或安全状态不满足技术方面的要求的，组织评估论证和整改，防止重大事故。
近年来，尽管我国多部门鼓励储能参与削峰填谷、电力辅助服务、调频等，但是由于缺乏明确的市场化机制和价格机制，储能很难进入电力市场。
一方面，成本比较高仍是储能行业发展的障碍，“十三五”期间储能的度电成本为0.4～0.6元/度，“十四五”期间随着储能技术的提升，度电成本有望下降。
另一方面，储能产业市场机制尚不完善，储能参与市场交易、结算、调度、并网等的价格规则并不明确，价格补偿机制尚无有标准。“谁为储能买单”成为大家都不愿面对的问题。总体来说，储能盈利模式单一，市场化机制没形成，对投入资产的人吸引力不高，制约了储能产业的长远发展。
“3060目标”下，未来将构建以新能源为主体的新型电力系统，电化学储能规模将一直增长。面对挑战，我们对电化学储能的发展进行了思考并提出以下建议。
我国虽然在电化学储能制造上努力追赶欧美等先进国家，但在储能电池机理研究、关键材料制造等核心技术方面与发达国家相比仍有一定差距。进入十四五时期，需要加大电化学储能技术探讨研究力度，解决关键技术“卡脖子”的问题。
一方面，加大电化学储能技术的研发投入，降低电池成本，提高电池组寿命，促进电池回收再利用，提高电站安全运营性能。
第二方面，重视技术与应用场景的衔接，研究开发与不同应用情境需求接轨的电化学储能设备，提高技术转换度。
第三方面，研究不同的可应用于制造电池核心组件的材料，发展便于回收再利用的新型储能电池技术。
第四方面，加大电化学储能与其他储能系统混合应用的研究力度，例如“热储能+电化学储能”“飞轮+电化学储能”等。
近年来电化学储能领域出台了一系列政策，形成了涵盖基础通用、规划设计、设备及试验、施工及验收、并网及检测、运行及维护等方面的电化学标准体系，部署了一批示范工程。
然而，在研发技术、产业布局、安全控制等方面尚缺乏顶层制度设计、中长期规划、以及具体标准和指引。为促进电化学储能行业稳健安全发展，建议对十四五时期新型电力系统建设、储能发展进行统筹规划。
一方面，制定储能发展中长期规划，匹配新型电力系统建设及相关行业和领域的规划，如可再次生产的能源发电、智能电网发展规划等，形成完整的新型电力系统发展路线图。
另一方面，制定储能有关技术标准和管理规范，建立储能电站的技术标准和设计、建设、运行监测和安全管理标准等，并适时配套建立储能装置的回收管理机制。
储能作为战略性新兴起的产业，是增强能源系统供应安全性、灵活性、综合效率的重要环节，是支撑能源转型的关键技术之一，亟需保障建设、运营安全，因此就需要构建具有储能特色的消防安全机制和应急管理体系及有关标准，从设计、使用等多个角度降低热失控概率，并在系统管理层面增加应急救援机制，建立电池热失控预警模型，制定电池系统安全防护体系和防护装置关联控制策略，加快制定和完善电化学储能电站消防安全有关标准等。
在现行电力体制下，储能主要是参与调频辅助服务获利，或通过峰谷电价差获利，但应用场景的回收机制和商业模式尚不完善。在电源侧，参与电力市场的价格机制尚不完善；在电网侧，投资回收机制不清晰；在用户侧，盈利形式单一，建设成本比较高，社会化资本投资意愿不强。
为推动储能产业市场化，一方面，探索适应储能行业发展的商业模式，加快市场化步伐，对成本与收益分配和流动的公平性和激励性进行研究，明确投资回收机制，促进盈利多元化，提高各方投资的积极性。另一方面，建立储能产业激励机制，吸引社会资金进入，同时研究和设立储能专项发展基金，提供融资和金融服务政策支持，和相关的投资与税收优惠政策等。第三方面，对市场化电力交易机制进行规划，制定我国的国家峰谷电价政策。
打造高效安全的电化学储能产业，不仅是实现我国“3060目标”的重要方法，也是打造新型电力系统的保障，是未来电网安全稳定运行的需要。面对挑战，建立适合现阶段电化学发展的制度和标准，逐渐完备安全管理机制，促进电化学储能项目商业化，市场化运作，对于践行我国绿色发展理念，带动储能产业高质量发展，推进储能核心技术自主创新，落实“四个革命，一个合作”国家能源安全发展的策略具备极其重大意义。
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