应对气候变化的全球共识，以及我国“碳达峰、碳中和”的目标，引发了新一轮的能源革命。在这轮能源革命中，具有清洁零碳等诸多优势的风光等新能源迎来跨越式发展的历史机遇，正经历从“补充能源”到“主体能源”的转变，逐步成为发电量增量主体，装机占比超过40%。
但“靠天吃饭”的新能源发电存在间歇性、波动性等短板。“靠天吃饭”的风力和太阳能发电不稳定，储能就像一块块“大号充电宝”，作为提升系统灵活性的重要选择，迎来了前所未有的发展机遇期，也正直面着技术突破的课题。
历史上每一次工业革命，都是以能源革命为重要动力。构建面向碳中和的新型电力系统，需要大规模、高安全以及不同时长的储能技术，已经成为行业共识。全国工商联新能源商会秘书长曾少军认为，构建新型电力系统需要促进新型储能多元化发展，推动电化学储能等各类储能形式发展，支撑多能互补能源体系建设，同时创新储能产业模式，培育发展新动能。
在碳中和背景下，国际主要发达国家立足于其国情和发展阶段制定了能源技术发展战略，通过储能等领域技术革新，以提高电力系统调节能力和对新能源的消纳能力，助力电力系统转型。
美国能源部已投入大量资金用于支持全钒液流电池、压缩空气储能等技术研发。美国国家可再生能源实验室(NREL)预计，2050年储能功率和储能容量将分别达到2亿千瓦和12亿千瓦时以上，储能规模相较目前将增长约10倍。英国主要以投入公共资金支持储能技术创新，通过发布“工业战略挑战基金”开展“法拉第挑战计划”等措施鼓励对电池储能延寿、系统规模提升、回收利用等方面进行深化研究。
在亚洲，日本也积极推动储能规模化发展,预计到2030年储能规模将比2019年增加10倍商用和家用蓄电池市场规模将达到2400万千瓦时，车载蓄电池市场规模也将扩大到1亿千瓦时。
视野回到国内，近年来，以输出电力为主要形式的新型储能技术创新已经实现了实质性进步，当前，我国储能行业整体处于由商业化初期向规模化发展的过渡阶段，在技术研发、示范项目、商业模式、政策体系等方面均快速发展。
政策方面，政府高度重视储能发展，从顶层设计到具体政策支持力度逐步增大。中共中央、国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》四次提及储能。国家发展改革委、国家能源局在2021、2022年先后联合印发了《加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》，提纲挈领指明了新型储能发展方向，要求强化规划的引领作用，加快完善政策体系，加速技术创新，推动新型储能高质量发展，并进一步明确发展目标和细化重点任务。在政策与市场需求的多轮驱动下，新型储能迎来发展春天，从数据上可见一斑：2022年，新型储能新增投运规模达到7.3GW/15.9GWh，同比增长200%；2023年上半年继续保持高速发展，新增投运规模8.0GW/16.7GWh，超过2022年新增规模水平，目前中国新型储能市场装机规模为全球第一。
发电侧
从发电侧的角度看，储能的需求终端是发电厂。由于不同的电力来源对电网的不同影响，以及负载端难预测导致的发电和用电的动态不匹配，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括能量时移、容量机组、负荷跟踪、系统调频、备用容量、可再生能源并网等六类场景。
能量时移
能量时移是通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷，即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。此外，将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网也是能量时移。能量时移属于典型的能量型应用，其对充放电的时间没有严格要求，对于充放电的功率要求也比较宽，但是因为用户的用电负荷及可再生能源的发电特征导致能力时移的应用频率相对较高，每年在300次以上。
容量机组
由于用电负荷在不同时间段有差异，煤电机组需要承担调峰能力，因此需要留出一定的发电容量作为相应尖峰负荷的能力，这使得火电机组无法达到满发状态，影响机组运行的经济性。采用储能可以在用电负荷低谷时充电，在用电尖峰时放电以降低负荷尖峰。利用储能系统的替代效应将煤电的容量机组释放出来，从而提高火电机组的利用率，增加其经济性。容量机组属于典型的能量型应用，其对充放电的时间没有严格要求，对于充放电的功率要求也比较宽，但是因为用户的用电负荷及可再生能源的发电特征导致能力时移的应用频率相对较高，每年在200次左右。
负荷跟踪
负荷跟踪是针对变化缓慢的持续变动负荷，进行动态调整以达到实时平衡的一种辅助服务。变化缓慢的持续变动负荷又可根据发电机运行的实际情况细分为基本负荷和爬坡负荷，负荷跟踪则主要应用于爬坡负荷，即通过调整出力大小，尽量减少传统能源机组的爬坡速率，让其尽可能平滑过渡到调度指令水平。负荷跟踪和容量机组相比，对放电响应时间要求更高，要求相应时间在分钟级。
系统调频
频率的变化会对发电及用电设备的安全高效运行及寿命产生影响，因此频率调节至关重要。在传统能源结构中，电网短时间内的能量不平衡是由传统机组（在我国主要是火电和水电）通过响应AGC信号来进行调节的。而随着新能源的并网，风光的波动性和随机性使得电网短时间内的能量不平衡加剧，传统能源（特别是火电）由于调频速度慢，在响应电网调度指令时具有滞后性，有时会出现反向调节之类的错误动作，因此不能满足新增的需求。相较而言，储能（特别是电化学储能）调频速度快，电池可以灵活地在充放电状态之间转换，成为非常好的调频资源。
和负荷跟踪相比，系统调频的负荷分量变化周期在分秒级，对响应速度要求更高（一般为秒级响应），对负荷分量的调整方式一般为AGC。但是系统调频是典型的功率型应用，其要求在较短时间内进行快速的充放电，采用电化学储能时需要有较大的充放电倍率，因此会减少一些类型电池的寿命，从而影响其经济性。
备用容量
备用容量是指在满足预计负荷需求以外，针对突发情况时为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备，一般备用容量需要在系统正常电力供应容量15~20%，且最小值应等于系统中单机装机容量最大的机组容量。由于备用容量针对的是突发情况，一般年运行频率较低，如果是采用电池单独做备用容量服务，经济性无法得到保障，因此需要将其与现有备用容量的成本进行比较来确定实际的替代效应。
可再生能源并网
由于风电、光伏发电出力随机性、间歇性的特点，其电能质量相比传统能源要差，由于可再生能源发电的波动（频率波动、出力波动等）从数秒到数小时之间，因此既有功率型应用也有能量型应用，一般可以将其分为可再生能源能量时移、可再生能源发电容量固化和可再生能源出力平滑三类应用。例如针对光伏发电弃光的问题，需要将白天发出的剩余电量进行储存以备晚上放电，属于可再生能源的能量时移。而针对风电，由于风力的不可预测性，导致风电的出力波动较大，需要将其平滑，因而以功率型应用为主。
输配电侧
储能在输配侧的应用主要是缓解输配电阻塞、延缓输配电设备扩容及无功支持三类，相对于发电侧的应用，输配电侧的应用类型少，同时从效果的角度看更多是替代效应。
缓解输配电阻塞
线路阻塞是指线路负荷超过线路容量，将储能系统安装在线路上游，当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能设备中，等到线路负荷小于线路容量时，储能系统再向线路放电。一般对于储能系统要求放电时间在小时级，运行次数在50~100次左右，属于能量型应用，对响应时间有一定要求，需要在分钟级响应。
延缓输配电设备扩容
传统的电网规划或者电网升级扩建成本很高。在负荷接近设备容量的输配电系统内，如果一年内大部分时间可以满足负荷供应，只在部分高峰特定时段会出现自身容量低于负荷的情况时，可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，从而延缓新建输配电设施成本，延长原有设备的使用寿命。相比较缓解输配电阻塞，延缓输配电设备扩容工作频次更低，考虑到电池老化，实际可变成本较高，因此对电池的经济性提出了更高的要求。
无功支持
无功支持是指在输配线路上通过注入或吸收无功功率来调节输电电压。无功功率的不足或过剩都会造成电网电压波动，影响电能质量，甚至损耗用电设备。电池可以在动态逆变器、通信和控制设备的辅助下，通过调整其输出的无功功率大小来对输配电线路的电压进行调节。无功支持属于典型的功率型应用，放电时间相对较短，但运行频次很高。
用电侧
用电侧是电力使用的终端，用户是电力的消费者和使用者，发电及输配电侧的成本及收益以电价的形式表现出来，转化成用户的成本，因此电价的高低会影响用户的需求。
用户分时电价管理
电力部门将每天24小时划分为高峰、平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，即为分时电价。用户分时电价管理和能量时移类似，区别仅在于用户分时电价管理是基于分时电价体系对电力负荷进行调节，而能量时移是根据电力负荷曲线对发电功率进行调节。
容量费用管理
我国对供电部门大工业企业实行两部制电价：电量电价指的是按照实际发生的交易电量计费的电价，容量电价则主要取决于用户用电功率的最高值。容量费用管理是指在不影响正常生产的情况下，通过降低最高用电功率，从而降低容量费用。用户可以利用储能系统在用电低谷是储能，在高峰时负负荷放电，从而降低整体负荷，达到降低容量费用的目的。
提高电能质量
由于存在电力系统操作负荷性质多变，设备负载非线性等问题，用户获得的电能存在电压、电流变化或者频率偏差等问题，此时电能的质量较差。系统调频、无功支持就是在发电侧和输配电侧提升电能质量的方式。在用户侧，储能系统同样可以进行平滑电压、频率波动，例如利用储能解决分布式光伏系统内电压升高、骤降、闪变等问题。提升电能质量属于典型的功率型应用，具体放电市场及运行频率依据实际应用场景而有所不同，但一般要求响应时间在毫秒级。
提高供电可靠性
储能用于提高微网供电可靠性，是指发生停电故障时，储能能够将储备的能量供应给终端用户，避免了故障修复过程中的电能中断，以保证供电可靠性。该应用中的储能设备必须具备高质量、高可靠性的要求，具体放电时长主要与安装地点相关。
每一次能源革命，都是以技术革命为先导。“双碳”目标对储能发展提出质的要求。中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿分析指出，以新能源为主体的新型电力系统，对储能要求非常苛刻，包括高安全、高效率、低成本、规模化、长寿命，以及没有资源和地域限制等多个方面。
科技部等九部门印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022—2030年)》提出，发展前沿和颠覆性低碳技术，研究固态锂离子、钠离子电池等更低成本、更安全、更长寿命、更高能量效率、不受资源约束的前沿储能技术。
面向世界能源科技竞争，支撑绿色低碳科技创新，新型储能技术创新机不容发，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。在这其中，新材料是新型储能技术的不可或缺的关键一环。
在当前新一轮产业升级和科技革命大背景下，新材料产业必将成为未来高新技术产业发展的基石和先导，对全球经济、科技、环境等各个产生深刻影响。
中国科学院院士徐春明曾表示，电化学储能虽然有比较大的发展空间，但依然未突破自身的瓶颈，例如，锂离子电池是当前常见储能方式所使用的重要材料，但是受限于资源和价格，未来有待突破。
据了解，当前我国储能材料产业处于高速增长阶段，并在世界占据了重要地位。但我国储能材料也面临着诸多挑战，其中有三大挑战最为紧迫：
一、关键资源进口依赖度高，材料价格波动大。我国锂、钴、镍资源储量分别占全球的约7%、1.7%、2.1%。2021年-2023年，锂电储能材料价格大起大落，对整个产业链带来剧烈冲击。
二、采、选、冶、化过程环保问题突出。我国储能材料产业有规模优势，但是也面临着日益严峻的环保问题和职业健康问题，生态环境压力较大。
三、高端绿色智能制造能力较薄弱，碳排放高。我国的储能材料产业，还普遍存在着单位产值能耗高、排放大、自动化和智能化水平较低等问题，亟需进行补链强链，提升智能制造能力。
为此，先进储能材料国家工程研究中心首席科学家钟发平带领团队，研制并孵化出首条车用混合动力电池智能生产线，打破国际封锁和垄断，引领我国先进储能材料发展。而新能源汽车经过十余年的快速发展，动力电池退役高峰期即将到来，电池回收也被视为是锂资源等金属循环利用以及环保问题的有效方式。
传统的电池回收技术存在工艺流程长且复杂、废水处理量大、锂回收率较低、综合回收成本高等问题。为更好地响应低碳绿色发展要求，先进储能材料国家工程研究中心创造性地提出了一步法废旧锂离子电池回收工艺技术路线，充分考虑废旧锂离子电池的物质组成特点、回收产品要求、成本制约等综合因素，极简工艺流程，温和回收反应条件，对于保障储能核心资源——锂金属的供应具有重要意义。
电化学储能赛道发展火热，充满前景，但同时也要看到，存在着安全性有待提升、寿命有限、成本较高等问题，需要在储能材料采选治化制造、电芯设计和制造、储能系统集成和储能安全管理等多个学科、多个专业和多个方向交叉创新。单一学科的技术力量打通不了整个储能材料产业集群，其资源要素整合远远超过单一的学科知识和研究思维。
“能不能突破单一学科、单一个体在专业结构配置、科研资源配置上的瓶颈，高效组建跨学科、跨专业协同创新的科研团队，并且让科学家在垂直攀登行业卡脖子关键技术的全过程中，交叉创新，协同作战，提升系统思维，激发内生动力，才是最关键的。”钟发平告诉记者，“要通过体制、机制创新，聚焦储能材料及大储能产业发展面临的复杂挑战，鼓励有条件的产学研机构组建紧密型产业创新联合体和产业链集群，整合全产业链要素资源，集中力量突破行业在资源、成本、减碳、环保、智能制造等方面的卡脖子关键技术。”同时，不论是产业创新联合体的构建，还是储能基础设施的建设，都需要大量资金进行提前布局，需要集结政府、企业乃至全社会的力量支持储能产业链的基础建设和创新研发，赋能全产业链绿色健康发展。
中国工程院院士杨裕生同样提醒指出，储能科研成果转换率低是我国长期想解决而没有解决好的难题。企业因为感觉不定因素多、与产业化相距太远而不愿涉足，使其成为比工程化开发更少人问津的最薄弱环节。要解决这一问题，需要政府出面，企业牵头，风险基金介入，建立行之有效的产学研用结合机制，吸引不愁经费的转化成果专门机构来补齐和加强这一薄弱环节。大型电力企业的研究院所要当仁不让，尽早介入新型储能电池研发，积极接手储能电池的创新成果转化，主导提高技术成熟度。国有投资机构要带头改变观念，实施“有风险的”风险投资，大力支持技术创新升级。
新能源与大储能面临着诸多复杂问题，很难通过产业链单一环节的局部优化很难应对，需要高屋建瓴地进行全链条、全要素的系统思考和顶层设计，“政产学研用”融合，打破“封闭、割据、分散”的机制体制。据了解，先进储能材料国家工程研究中心的一步法电池回收技术就是在物理学、化学、冶金学、材料学等多学科交叉创新的基础上“诞生”，并在突破上游资源依赖瓶颈的同时，解决了末端存在的高污染、高排放、高能耗、高成本和资源回收率低的痛点，对构建全产业链闭环具有决定性意义。
钟发平博士呼吁，应共同站在产业高质量发展的全局思考，打造紧密的创新联合体和优势产业集群，推动跨学科协同创新和产业链各环节的交叉融合，解决行业共性课题，以点带面，共同破局。通过政策、市场、行业、技术、基金多维协同，自然矿山到城市矿山产业链闭环创新，源网荷储系统发力，实现渠道、资源、信息情报和关键技术的共享与标准共建，破解产业发展过程中的瓶颈课题；通过构建具有特色的储能产业链集群，进行延链、补链、强链，健全产业生态，激发产业链内生动力，推动储能产业可持续、高质量发展。
