今年年初，国家发展改革委、国家能源局印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》，旨在把握“十四五”新型储能发展的战略窗口期，加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展，保障碳达峰碳中和工作顺利开局。在接受媒体采访时，国家能源局相关负责人预计2025年新型储能装机规模将超30000兆瓦，年均增长50%以上。

　　目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源﹢储能”。受一系列利好因素影响，以电化学储能为代表的新型储能发展迅速。

　　在11月份召开的中国电力企业联合会2022年年会上，中电联发布《新能源配储能运行情况调研报告》（以下简称《报告》）。《报告》认为，要使以电化学储能为代表的新型储能健康发展，新型储能安全管理水平不高、成本难以消化、分散方式难以发挥有效作用、储能与电网规划协调配合等问题亟待解决。

　　电化学储能电站近10年增加2600多倍

　　根据《报告》，截至2021年底，全国储能装机规模达到42660兆瓦，其中新型储能装机6268兆瓦，同比增长56.4%。新型储能中90%为电化学储能。

　　根据相关资料，2012年，我国电化学储能电站投运总能量只有2兆瓦时，至2018年这一数字提升至606兆瓦时（当年新增投运总能量349兆瓦时），此后几年，电化学储能电站一直呈几何级数量增加。中电联电动交通与储能分会最新发布的《电化学储能电站行业统计数据》（以下简称《数据》）显示，截至2022年8月31日，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位总计报送0.5兆瓦/0.5兆瓦时以上的电化学储能电站478座、总功率7359.09兆瓦、总能量14879.02兆瓦时，其中在运电站248座、总能量5270.09兆瓦时，在建电站158座、总能量8767.40兆瓦时，停运电站72座、总能量841.53兆瓦时。也就是说，从2012年的2兆瓦时到2022年8月31日的总能量5270.09兆瓦时（在运），短短10年间，不计已停运的电化学储能电站，我国电化学储能电站投运总能量增加了2600多倍。

　　根据《数据》，截至2022年8月31日，全国累计投运电化学储能电站主要分布在20个省（市、自治区）。累计投运总能量排名前十的省（市、自治区）分别是：江苏、山东、青海、内蒙古、甘肃、广东、安徽、北京、新疆、浙江，累计投运总能量4983.50兆瓦时、占比94.56%，其中累计投运总能量达500兆瓦时以上的省份3个。

　　群雄逐鹿加快布局电化学储能市场

　　根据《报告》，目前各省规划的新型储能发展目标合计超过60000兆瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到30000兆瓦目标的两倍。其中，电源侧配储能是各个省份的重点支持方向，近期逐步加大了对独立储能的发展要求。

　　目前，我国已经形成群雄逐鹿电化学储能市场的格局，投资主体越来越多样化。《数据》显示，截至2022年8月31日，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司三大电网累计投运电化学储能总功率369.32兆瓦，总能量863.34兆瓦时、占比16.38%；中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司五大发电集团累计投运总功率967.73兆瓦，总能量1543.85兆瓦时、占比29.29%；三大电网和五大电力集团之外的其他投资主体累计投运总功率1324.09兆瓦，总能量2862.90兆瓦时、占比超过一半，达54.32%。

　　群雄逐鹿电化学储能市场，使电化学储能应用场景分布也越来越多样化。截至2022年8月31日，累计投运电源侧项目104座，累计投运总能量1782.77兆瓦时；电网侧项目43座，累计投运总能量1823.78兆瓦时；用户侧项目101座，累计投运总能量1663.54兆瓦时。2022年1~8月，新增投运的电化学储能项目主要为电网侧项目。新增投运电网侧项目10座，投运总能量573.39兆瓦时；电源侧项目22座，投运总能量384.34兆瓦时；用户侧项目32座，投运总能量335.11兆瓦时。在电源侧项目中，比较常见的是“新能源﹢储能”和常规火电配置储能，而电网侧项目则主要是“配电网﹢储能”和智能微电网储能等。

　　安全是电化学储能健康发展主要掣肘

　　“十三五”以来，我国电化学储能技术创新取得长足进步，电化学储能逐渐由研发示范向商业化过渡，国家和地方层面政策机制不断完善，对能源转型的支撑作用初步显现。但对电化学储能来说，安全这支“达摩克利斯之剑”始终高悬。

　　根据公开报道统计，2012年至今，全球共发生40多起电化学储能电站起火爆炸事故。国外以及国内的储能起火事故说明，安全问题是影响新型储能规模化健康稳定发展的关键因素。在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。据统计，2022年1~8月，全国电化学储能项目非计划停机达到329次。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。

　　今年4月，国家能源局印发《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》，以强化电站设备本质安全、建立健全电站安全管理体系、加强电站消防应急处置为主线，紧紧围绕电化学储能电池安全特性，对电化学储能电站规划设计、设备选型、施工验收、并网验收、运行维护、应急消防处置能力等方面都作出了明确规定。

　　中电联副秘书长、中电联电动交通与储能分会会长刘永东在接受记者采访时表示，电化学储能电站安全问题始终存在，但技术突破加上各方面对安全的空前重视，会让安全问题得到极大缓解。

　　电价机制及商业模式有待进一步完善

　　除了安全问题外，刘永东认为，电化学储能电站高质量发展还存在另外一些问题。一是成本问题。要进一步降低储能成本，完善新型储能商业模式和电价机制。二是建立电化学储能电站与电网的协同发展机制。要站在服务构建新型电力系统的角度，根据分地区、分场景、分类型的新型储能电站特点和电网的灵活性资源需求，实现分步骤协同发展。三是提高电化学储能电站运维水平。针对电化学储能电站电芯数量庞大、系统复杂的特点，充分利用信息系统，加强电站运行监测。

　　为此，刘永东建议，一是完善市场机制。健全新型储能电站参与电力市场规则。按照《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》和国家加快建设统一电力市场要求，制定相关配套政策及实施细则，促进新型储能更好更快融入电力市场。二是完善规划设计。建立发电与电网的规划协同机制，根据电网发展需要和发电资源配比，科学合理确定新型储能发展规模。建立电化学储能电站运行评价机制，及时发布电化学储能电站运行水平，评估储能效益，建立动态新能源配置储能规模需求数据分析。三是加大科技创新与运维管理。建立电池选型和检测体系，严格梯级电池性能评估，开展电池模块及电池管理系统到货抽检及储能电站并网检测。加大电池运行安全模型研究，提升储能安全监测预警模型准确性。