电化学储能是一种利用电化学原理来储存和释放能量的技术，主要通过电池或电化学电容器等设备实现能量的储存和转换。作为一种主流储能技术，电化学储能具有能量密度高、响应速度快、环境适应性强、可重复使用等特点，被广泛应用于电动车、电网储能、可再生能源储存等多个领域。经过多年培育发展，电化学储能技术已经成为我国新型储能的主流技术。随着全球能源转型持续推进，可再生能源装机量持续上升，能源系统对电化学储能的需求日益增强。2024年我国电化学储能装机仍保持高速增长态势，2024年1—6月，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位新增投运电站142座，总装机10.37吉瓦/24.18吉瓦时，同比增长40%。电网侧独立储能新增装机6.85吉瓦，同比增长100%以上；电源侧新能源配储新增装机3.37吉瓦。

一、电化学储能技术促进可再生能源发展的潜力巨大

我国是世界上最大的能源生产国和消费国，也是全球可再生能源快速大规模增长的领先者。电化学储能作为解决可再生能源间歇性和不稳定性的重要手段，其技术进步对于促进可再生能源发展具有重要意义。

（一）电化学储能技术发展促进可再生能源集成

近年来，风电和光伏等间歇性可再生能源已成为我国新增装机的主导力量。截至2024年6月，我国风电、光伏发电累计装机容量分别突破5亿千瓦和7亿千瓦。可再生能源的大规模利用对电力系统的调节能力提出更高要求。电化学储能系统能够在能源产出高峰期储存过剩能量，并在能源产出低或需求高的时段释放这些能量，以有效维护能源生产与消费间的平衡，促进可再生能源集成。截至2024年6月，我国投运的电化学储能电站达到1100座（在运1002座、总装机34.80吉瓦/73.88吉瓦时，停用98座、总装机0.57吉瓦/1.16吉瓦时）；此外还有在建电站267 座，总装机13.61吉瓦/26.66吉瓦时。2024年，清洁能源消费量在能源总消费量中的比重超过27%，未来仍会持续上涨，电化学储能促进可再生能源消纳的潜力也将进一步扩大。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）估计，理想场景下，预计2030年新型储能累计装机规模将达到313.9吉瓦，2024—2030年复合年均增长率（CAGR）为37.1%，年平均新增储能装机规模为39.9吉瓦。

（二）电化学储能技术发展保障电力系统稳定

电化学储能技术具有布置灵活和应用场景广泛的特点，能够实现从分布式部署到集成至较大电力系统的多样化配置。电化学储能电站的功率覆盖范围从千瓦级至百兆瓦级，可直接部署于能源消费点或可再生能源生成点附近，有助于减少能量在传输过程中的损失，提高能源的整体利用效率，并能有效地适应及平衡局部电网的需求与供给，从而优化区域电力供应结构。电化学储能同时具有较高的能量密度和功率密度，其代表技术如锂离子电池储能、钠离子电池的系统效率最高均可达到95%。相比于其他储能方式，电化学储能调频需要的调控容量更少，调频效率更高，其调频效率约为火电机组的6至25倍。电化学储能系统能在几毫秒至几秒内响应电网需求变化，提供或吸收功率，这一点是传统储能方式如抽水蓄能无法比拟的。这种快速响应性为电网频率控制提供了更高的效率和精确度，使得电化学储能系统特别适合管理可再生能源的短期波动，大幅增强了电网的稳定性和可靠性。

二、电化学储能促进可再生能源发展的挑战

尽管电化学储能促进可再生能源发展的潜力巨大，但是电化学储能的应用在当前阶段仍面临着许多严峻挑战。

（一）电化学储能度电成本相对较高，电池原材料供应具有不确定性

成本问题是制约电化学储能商业化、规模化发展的主要瓶颈之一。在已投运电化学储能项目中，锂离子电池占据主导地位。截至2024年6月底，新型储能项目规模在我国储能装机总规模中占比达到46.6%，其中锂离子电池在新型储能中占比为96.4%，锂离子电池的度电成本约为0.30～0.65元/千瓦时，这一成本明显高于抽水蓄能成本（0.21～0.25元/千瓦时）。此外，电化学储能在原材料供应上高度依赖锂资源。锂元素在地壳中丰度仅为0.0017%，目前全球探明的可供开采的锂资源储量仅能满足14.8亿辆电动车。我国锂资源储量在全球占比仅为7.62%，所需的锂原料60%以上依赖进口。随着全球电气化进程的加快以及电化学储能装机容量的持续增长，锂资源的短缺压力将进一步加剧。

（二）储能电池产品标准化亟待推进，安全隐患突出，回收再利用难度大

当前，大容量电芯竞争激烈，市场上储能电池产品的尺寸、形状、容量、电压各异，不具有通用性。这不仅增加了储能电站在选型和采购过程中的困难，也制约了储能电池企业的规模化生产及成本优化。2024年1—6月，全国累计发布了309款新型储能产品，涵盖了容量从280安时到314安时甚至到500安时、600安时等各不相同的29款电芯产品，其中陕西奥林波斯电力能源有限公司发布的自主研发的3777安时的电芯，成为全球容量最大的磷酸铁锂单体电池。对储能电站而言，这种产品规格的不一致性和不通用性，会导致系统的容量基础衰减和使用周期缩短；对储能电池制造商而言，会制约电池的规模化生产及成本优化。不一致的产品规格还会增加生产过程中质量控制的难度，不仅提高了检测成本，还可能因为质量问题增加产品的安全风险。例如液流电池、铅酸电池在水溶液过压电解后会产生析氢爆炸，锂离子电池工作温度达到极限时，氧化剂和还原剂均易与电解液发生大量生热的化学反应而产生爆炸现象。电池种类繁多，也将加大退役电池回收再利用的难度。

三、相关对策建议

（一）支持供应链优化和技术创新，推动电化学储能成本进一步降低

可再生能源渗透率的上升要求电化学储能突破成本瓶颈，进一步商业化、规模化发展。一要加大对锂资源的勘查力度，更有效地协调资源开发与生态保护的平衡，增强对锂矿勘探的激励措施，通过组织管理创新，全面推动锂矿勘探技术和电化学储能效率的突破。二要针对高性能、高安全性、低成本的电池材料开展关键技术攻关，增加对替代电池材料的研发投资，例如钠离子电池。三要鼓励产学研合作，在工业应用背景下开展科学研究，加速前沿技术和成果的商业化进程，以实现电化学储能技术的快速发展和广泛应用。

（二）聚焦电化学储能安全管理，完善电化学储能行业标准

科学的行业标准体系对于增强电池安全性和兼容性、实现电化学储能全生命周期成本与收益的最大化至关重要。一要推动电化学储能行业标准化，加强主管部门与行业协会间合作，科学制定涵盖电化学储能技术行业政策、规范标准、评价体系的国家标准、行业标准、团队标准。二要精确掌握标准介入的时机，主管部门及相关标准化工作组织应积极与技术开发者、制造商进行沟通，开展标准预研工作，为标准制定和修订做好充分准备，特别是在技术即将大规模应用的初期，及时介入相关标准的制定，确保新技术的安全性。三要持续更新储能标准体系，加强电化学储能标准体系与现行能源电力系统和相关安全要求的衔接，保证新技术与现有系统的高效整合。

（三）促进储能电池回收再利用，提高资源循环利用率

锂离子的回收和再利用不仅能最大限度地减少对环境的负面影响，还能进一步促进电化学储能应用。一要完善电池回收制度，明确电池生产商的回收责任，如实施生产者责任延伸制度，要求电池制造商对其产品全生命周期的环境影响负责。二要构建电池回收利用体系，加强电池回收技术研发资金投入，攻克当前电池回收过程中的技术难题，提高回收效率和安全性。三要加强电池回收利用相关知识普及和宣传教育，进一步推动电池回收体系的有效运作。