1.1.1 国家层面政策

1.储能“十三五”发展政策

2016年底，国家发展改革委发布《可再生能源发展“十三五”规划》。《规划》表示，“十三五”期间，储能将侧重于示范应用，强调要为配合国家能源战略行动计划，一要开展可再生能源领域储能示范应用，二要提升可再生能源领域储能技术的技术经济性。以下将从新能源配储、商业化推进两个方面对“十三五”期间储能发展政策展开分析。

（1）新能源配储

2020年上半年，6000kW及以上发电装机规模同比增长5.3%，清洁能源消纳持续好转，风电利用率达到96.1%，同比上升0.8个百分点，光伏发电利用率达到97.9%，同比上升0.3个百分点。随着新能源发电装机规模持续提升，提升可再生能源消纳能力十分重要，储能具有广阔的发展前景[5]。同年，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》[6]，这是继2019年《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》之后的又一个保障可再生能源电力消纳的政策文件。根据大纲，省（区、市）能源主管部门按照国家明确的消纳责任权重，对本行政区域内承担消纳责任的各市场主体，明确最低可再生能源电力消纳责任权重（简称“最低消纳责任权重”），并按责任权重对市场主体完成情况进行考核，对未完成消纳责任权重的市场主体进行督促落实，并依法依规予以处理。国家能源局发布《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，对2020年风电、光伏发电项目建设管理具体方案进行了调整完善[7]。

由于受到疫情的影响减缓了整个光伏行业的周期性运转，光伏行业自2020年以来发展缓慢，但总体来说光伏已经向着“平价上网”的方向发展，光伏从补充能源转向替代能源的步伐也将加速，随着光伏成本的进一步降低，新模式的进一步推广，中部及三北地区利用其优势合理配置风、光资源，提高外送通道新能源比例，支持和促进全国能源转型[7-8]。国家能源局、发展改革委等以及地区层面出台了相关政策，确保疫情期间行业运转及能源供给正常，具体如表1-3所示。

截至2020年底，全国可再生能源发电装机容量9.34亿kW（其中风电、光伏装机容量为5.34亿kW），同比增长约17.5%，占全部电力装机的42.5%；全国可再生能源发电量达22154亿kW·h，占全部发电量的29.1%。因此，在新一轮能源革命中，如何高效利用具有间歇性、波动性和随机性的可再生能源进行大规模并网发电具有重要意义[9]，而储能技术的发展应用有利于平抑电网波动、促进可再生能源消纳，将对碳中和目标的实现发挥重要作用。

2020年12月，我国在气候雄心峰会上提出2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。储能在缓解调峰压力、促进可再生能源消纳、可再生能源平滑输出[10-11]、提高系统效率和输配电设备利用率等方面发挥着重要的作用。

根据国家能源局发布的2020年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报，截至2020年底，全国可再生能源发电累计装机容量占全部电力装机的42.5%，而全国可再生能源发电量却只占全部发电量的29.1%，其中，风力、光伏发电装机利用效率分别约占全部发电量的6.1%和3.4%，部分地区弃风、弃光现象突出，导致可再生能源发电装机利用率明显偏低。表1-4是我国2021年一季度弃风弃光数据。

由于风力、光伏发电受地理位置、光照时长以及负荷波动等因素的影响，导致我国部分地区弃风弃光现象比较严重，同时个别省份因可再生能源大规模发电装机并网，导致电力系统对可再生能源的消纳能力大幅减弱，而储能技术的大规模应用具有改善弃风弃光现象、平滑新能源出力、提高系统灵活性等优势。

电力系统的灵活性主要体现在系统可以减少或者增加出力，实现与负荷的供需平衡[12-15]。储能技术对电力系统的灵活性调节可以应用于电源侧、电网侧以及电力用户侧[16]，也可以体现在辅助服务与可再生能源并网方面。储能电站在与水电站、火电机组以及其他新能源电站结合时，可以充分发挥调节能力，促进可再生能源消纳，即时响应负荷，大幅提高电力系统灵活性。伴随着储能技术的不断发展，储能应用场景也日益趋于多元化，调节性能好、调节速度快、安装位置灵活的储能电站成为了电力系统重要的灵活性来源。

随着新能源的大规模接入，其随机性、间接性对电网安全稳定运行带来了重大的挑战，随机扰动、对电网的冲击、暂态、频率、电压等多种稳定性问题相互耦合交织在一起，弃风、弃光等电力平衡问题突出，急需利用储能技术在多时间尺度实现“源-网-荷-储”的协调运行，提高新能源接入条件下的电网稳定运行能力。电力系统在诸多方面都对储能有着应用需求。

为减少因大规模增加可再生能源并网导致的电力系统不稳定情况，国家相继出台政策鼓励增加配套性储能建设（见表1-5）。此番政策的发布可以促进提高可再生能源消纳能力，有效缓解新能源快速发展带来的并网消纳问题[17-20]。

国家发展改革委、国家能源局发布的发改运行〔2021〕1138号《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》旨在通过市场化的方式扩大电网可再生能源消纳能力[21]，大大促进储能的发展，从而弥补电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板问题[22]，提升电力系统可靠性[23]。这些政策从多个方位出发，积极调动社会各方力量，有序推进新能源发展，为“3060”目标的实现起到了指导作用[24]。

（2）商业化推进

早在2017年10月，国家发展改革委、财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局就已经联合下发了首个储能产业的指导性政策《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》[25]，这是首个大规模储能技术及应用发展的指导性政策。针对我国储能产业面向商业化转型的现状，国家发展改革委办公厅、科学技术部办公厅、工业和信息化部办公厅、国家能源局综合司联合发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019—2020年行动计划，要求合理规划增量配置，通过完善电力市场化交易和峰谷电价机制建立电力现货市场，同时在可再生能源消纳、分布式发电、微网、用户侧、电力系统灵活性、电力市场建设、能源互联网等领域发展示范项目，从而推动分布式发电、集中式新能源发电与储能的联合应用[26]。并且，还要推动新能源汽车动力电池储能化、停车充电一体化建设。

单就2019年而言，发展改革委等国家部门就储能相关领域已发布了多项政策。5月份，国家发展改革委以及国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（以下简称《通知》）。《通知》中针对政府部门、电网企业、电力用户等各类承担消纳责任的主体提出优先消纳可再生能源的明确要求[27]。与前三次的征求意见稿相比，《通知》出台了新的消纳保障机制，对促进可再生能源商业化的发展产生了正向激励。《通知》明确可再生能源电力消费带头发展的商业化模式，以此鼓励社会层面各个电力应用领域增加对可再生能源的开发利用率[28]。之后，国家发展改革委又发布了《全面放开经营性电力用户发用电计划》，更体现出国家层面对于全面放开经营性发电计划的决心，同时强调了原则上对于经营性电力用户的发用电计划将实行全部放开的政策[29]。在国内8个电力现货交易试点省份全面开始试运行后，该政策的颁布使中国电力体制改革又推进了一步。对于售电公司、电网、发电企业这些电力市场主体来说，全面放开的商业化模式是更具有挑战性的发展模式[30]。而对于储能产业来说，加强与售电公司的合作，即能源互联网的价值要通过与售电公司形成售电套餐变现才能更好地实现商业化发展。同时，7月由国家发展改革委等4个部门联合下发的《贯彻落实〈关于促进储能技术与产业发展的指导意见〉2019—2020年行动计划》更加完善了规划增量配电业务改革和电力现货市场建设[31]，为后期推动储能产业的发展明确了具体的任务和分工，从而在“十三五”期间实现由研发示范项目向商业化初期过渡的目标。之后在工业和信息化部发布的《绿色数据中心先进适用技术产品目录（2019年版）》中也涉及了储能领域，即多项储能技术以及飞轮储能装置。工业和信息化部通过对绿色数据中心先进适用技术产品的筛选，最终目录中的入选产品涉及能源、资源利用效率提升，可再生能源利用、分布式供能[32]和微电网建设，废旧设备回收处理、限用物质使用控制，绿色运维管理等4个领域。使数据中心节能与绿色发展水平持续提升，更为之后储能技术作为商品进入电力市场提供了典范。10月，工业和信息化部、国家发展和改革委员会、教育部、财政部等十三个部门印发《制造业设计能力提升专项行动计划（2019—2022年）》，在重点设计突破工程专栏中指出，在节能与新能源汽车领域，形成指导汽车工装设计的标准化规范或导则。国家发展改革委发布的《产业结构调整指导目录（2019年版）》引起广泛关注，其中鼓励新增“人工智能”行业15个条目，对新能源汽车电池提出了能量密度、循环寿命等参数要求，为新兴产业培育指明了方向，引导新兴产业快速发展。11月，国家发展改革委、工业和信息化部等国家15个部门联合印发《关于推动先进制造业和现代服务业深度融合发展的实施意见》。该意见在新能源生产利用和制造业绿色融合方面指出，顺应分布式、智能化发展趋势，推进新能源生产服务与设备制造协同发展[33]。同时还强调了发展分布式储能服务，实现储能设施混合配置、高效管理、友好并网。在完善汽车制造和服务全链条体系方面，还指出要加快充电设施建设布局，鼓励有条件的地方积极探索发展换电和电池租赁服务，建立动力电池回收利用管理体系。

2020年1月，教育部、国家发展改革委、国家能源局发布《关于印发〈储能技术专业学科发展行动计划（2020—2024年）〉的通知》，以产教融合发展推动储能产业高质量发展[34]。7月，国家能源局发布《国家能源局综合司关于组织申报科技创新（储能）试点示范项目的通知》，通过分析总结示范项目成功经验和存在问题，促进先进储能技术装备与系统集成创新，建立健全相关技术标准与工程规范，培育具有市场竞争力的商业模式，推动出台支持储能发展的相关政策法规。

通过梳理可以看出国家层面对于储能产业发展的重视程度，储能作为国家能源革命战略的需要，作为可再生能源系统以及智能电网的重要组成部分，在开放的市场中制定适宜的政策为储能产业的发展提供了广泛且重要的价值。就储能而言，能源结构的转型以及能源革命的推进都离不开政策的不断革新。国家对于储能领域政策的顶层设计对储能产业在技术革新以及市场应用方面给予正向激励，不仅为投资者指明了方向，为推动储能产业规模化、商业化提供助益，对节能减排以及提高能源利用效率意义重大，同时也为后期推动储能产业的发展明确了具体的任务和分工，从而进一步推动“十三五”期间实现由研发示范项目向商业化初期过渡的目标。

1）电力系统辅助服务市场：传统的电力系统管理体制中，电力政策主要以指令的形式提供，不但市场价值难以在电力辅助服务中突显出来，还会降低电力市场主体的总体效益。在我国电力系统市场改革的推动进程中，运用市场化手段推动不同种类市场主体提供电力辅助服务已经成为电力系统管理体制改革的重要方式。

目前，能源行业对于电力辅助服务的认知度不断提升，从电力市场改革、到“十三五”规划纲要、再到《关于推动电储能参与“三北”地区调峰辅助服务工作的通知（征求意见稿）》等，表明国家层面对储能领域尤其是电力辅助服务给予了高度重视。2017年，电力辅助服务新政成为国内电力市场改革的热点，如此密集的电力辅助服务新政出台，足见国家对电力辅助服务的重视。2019年8月，国家发展改革委和国家能源局印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（下称《意见》），针对我国电力现货市场进入新阶段的现状，《意见》就推进电力辅助服务市场建设提出具体要求。具体来说，即凸显市场的主导型作用，依靠市场决定售价、依靠市场引导生产消费、依靠市场完善现货交易，从而在提高电力系统自调节水平的同时激发市场活力，遵守清洁低碳发展的要求[35]。2019年11月，国家能源局综合司发布了《关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》（以下简称《通报》），分别从电力辅助服务基本情况和各区域电力辅助服务规则执行情况两方面进行了通报（见图1-2、图1-3）。《通报》中指出，全国除西藏外31个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共4566家，装机容量共13.70亿kW，补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%[36]。同月，华北能监局就《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点方案（征求意见稿）》征求意见，致力于通过建立示范试点来完善电力辅助服务市场的新机制，即由发电侧延伸至负荷侧。文件指出，满足准入条件的第三方独立主体可参与调峰辅助服务市场。具体来说即储能装置、电动汽车（充电桩）、电采暖、负荷侧调节资源等第三方独立主体不仅能以经营主体的身份独立参与市场，也能以聚合的方式参与。同时由代理商分类代理资源参与市场，位于发电侧的储能装置可以独立参与或由所属发电企业代理参与市场，虚拟电厂可以参照聚合的方式，聚合资源参与市场。

储能在调峰调频方面具有突出的优势，辅助服务机制完善能够打开储能盈利空间，有望推动储能加速发展[37]。2020年6月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，在能源生产供应、能源通道建设、能源储备能力、能源需求管理等方面提出若干措施，进一步完善调峰补偿机制，推动储能技术应用。2020年7月，国家发展改革委、国家能源局联合修订印发《电力中长期交易基本规则》[38]，对完善电力市场建设有利，促进电力行业持续健康发展。随后，国家发展改革委在7月9日组织召开安排部署2020年能源迎峰度夏工作的全国电视电话会议，会议要求各地各有关方面重点在改革、增储、安全上下功夫，并且会议强调深化储能和调峰机制改革。辅助服务机制的完善有利于储能发展和技术应用，多个政策提及储能，代表了国家对储能的认可和支持。

可以看出，政府为促进电储能产业发挥其市场机制作用搭建了平台，为储能在辅助服务应用领域提供了多渠道盈利的可能性。通过对多种模式的电储能参与辅助服务的探索，从而推动了储能应用于辅助服务的试点推广力度，为实现储能在电力辅助服务应用领域的大规模商业化奠定了坚实的基础。

2）新能源汽车产业：从2009年起，国家就开始推动新能源汽车产业的发展，目前新能源汽车发展已初现规模，政策也做出相应调整。2019年12月，工业和信息化部发布了《新能源汽车产业发展规划（2021—2035）年》（征求意见稿），旨在完善法规标准制定以及维护市场秩序。同时该规划也落实了汽车领域开放时间表、路线图，以加快融入国际市场。这个时期的政策已经不再对动力电池的性能指标做具体的设计引导，而是强调企业在技术路线选择、产品产能布局等方面的主体地位，未来车企将更多依据消费者的实际需求来选择技术路线[39]。该规划作为发展新能源汽车的纲领性政策，指明了未来十五年新能源汽车的发展方向和发展目标[40]。进一步明确新能源汽车发展路径和政策支撑，将减少资源消耗率作为发展目标，以更具活力的政策激励企业自主创新。

虽然新能源汽车已进入后补贴时代，但市场的销售情况仍然与国家补贴政策密切挂钩。2019年11月，工信部发布关于拟撤销《免征车辆购置税的新能源汽车车型目录》名单的公示，其中共有141款新能源汽车：插电式混合动力车13款、纯电动车125款、燃料电池车3款（见表1-6），通过逐步减少国家补贴以鼓励新能源汽车过渡至自盈利阶段。紧随其后工业和信息化部又发布关于实施《电动汽车用动力蓄电池系统热扩散乘员保护测试规范（试行）》，要求自2019年11月12日起，按通知中的要求开展试行工作的车辆生产企业应加强对相关新能源汽车产品的安全监测。对新能源汽车产品的准入，企业可自愿按《热扩散测试规范》增加热扩散测试项目，提交由第三方检测机构出具的检测报告，以保障乘员的安全性。

2020年全国两会政府工作报告提出，增加充电桩、换电站等设施，推广新能源汽车。5月，工业和信息化部、国家税务总局发布《免征车辆购置税的新能源汽车车型目录》（第三十二批），包括283款车型，其中含乘用车52款（纯电动乘用车49款，插电式混合动力乘用车3款）。6月，工业和信息化部装备工业发展中心发布《关于开展新能源汽车安全隐患排查工作的通知》，称为进一步提高新能源汽车安全运行水平，推动新能源汽车安全标准规范建设，促进产业安全健康发展，请各新能源汽车生产企业及动力电池供应商对生产的新能源汽车开展安全隐患排查工作。这些政策不仅为新能源动力电池提供了商业化落地的机遇期，同时也对新能源汽车产品的安全规范做出了要求[41]。

面对不断扩大的新能源市场，我国的政策重点已经从生产端转向使用端，从扶持补贴阶段过渡到培育独立的消费市场，这些政策不仅为新能源动力电池提供了商业化落地的机遇期，同时也对新能源汽车产品的安全规范做出了要求[42]。

3）电价改革：国家发展改革委自2018年发布《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》以来，目前我国在利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制方面都更加完善[43]。今年4月，《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》的发布进一步加快了电价改革的进程，完善了集中式光伏发电上网电价形成机制，明确分布式光伏发电项目补贴标准，还将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。该通知强调了应逐渐减少对分布式光伏发电给予的补贴帮助，同时逐渐以“自发自用、余量上网”的模式运营。从而引导在新能源方面的投资引商更加具有科学性、合理性、有效性[44]。5月，国家发展改革委、国家能源局发布了《输配电定价成本监审办法》，明确了电储能设施等费用不计入输配电。随后，国家发展改革委于10月正式印发了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（以下简称《意见》），《意见》强调要发挥市场的主导性作用来完善辅助服务电价的形成机制。即通过市场对资源分配的决定性作用，使燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务电价的制定，从而增加对燃煤发电成本的补偿，以及保障电力系统处于正常的运行状态[45]。针对某些燃煤机组利用小时数较小的地区，《意见》提出了解决方案，即通过市场灵活性制定容量电价和电量电价，完善对容量补偿机制的建立[46]。《意见》因此提出了具体方案：第一，把原有的标杆上网电价方案变为“基准价+上下浮动”的市场化定价方案。第二，将仍执行原有标杆电价机制，但是对满足市场交易条件的燃煤发电量的上网电价进行变动，改为在以市场主导的“基准价+上下浮动”范围内形成。第三，针对仍采用燃煤发电的居民以及农业用户，其用电价格仍按基准价执行。第四，对于已经根据交易市场而形成的上网电价，其燃煤发电电量仍按照目前的市场化规则施行。第五，在形成燃煤发电上网电价的机制之后，现行煤电机制停止实施[47]。

电价机制作为市场机制的核心，尽管电价调整可能会带来很多不确定性，但电价改革仍是缓解电力供需矛盾的主要手段，有了储能配置为电力市场的消纳提供助益，同时充分发挥市场的主体性配置作用，都为实现电力市场化交易绿色发展奠定了基础。

4）电池梯级回收体系：电池梯级利用指的是将容量不足80%的电池重新改造，以再次应用于储能领域的技术。具体来说，就是资源再生利用的手段之一，通过对目标电池进行破碎、拆解以及冶炼等改造来达到对镍、钴、锂等资源的再次利用[48]。中国汽车技术研究中心经过考虑汽车报废年限、动力电池寿命等因素综合得出，预计在2018—2020年，全国累计退役车用电池数量将达12万～20万吨；到2025年报废量或达35万吨左右。针对退役电池庞大的回收规模，在2012年，国务院发布了《节能与新能源汽车产业发展规划（2012—2020年）》，重点强调了制定电池回收利用管理办法的必要性，同时也敦促各个相关部门建立退役电池梯级利用和回收的方案。近几年来，国家发展改革委、工业和信息化部等部门陆续发布《生产者责任延伸制度推行方案》《电动汽车动力蓄电池回收利用技术政策（2015年版）》《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》《新能源汽车动力蓄电池回收利用溯源管理暂行规定》等指导性政策，这些政策的发布以及落实为电池梯级利用技术的发展指明了方向，同时推动了电池回收价值的更好转化，梳理了电池回收产业链上下游的责任分摊，为实现电池梯次回收商业化奠定了坚实的基础[49]（见表1-7）。

国家数个梯次回收政策的发布，已经表明国家对梯次回收利用的重视程度。2019年，国家发展改革委颁布了《铅蓄电池回收利用管理暂行办法》，旨在建立铅蓄电池回收利用协作机制。该政策的发布具体化了铅蓄电池的回收目标，即在2025年底之前，其回收率应保持在60%及以上的水平[50]，与此同时，政府鼓励将铅蓄电池生产企业与退役铅蓄电池回收利用企业合作，以实现最终的回收目标。在规范铅蓄电池的回收管理机制后，工业和信息化部节能与综合利用司在9月发布了对2016年版修订后的《新能源汽车废旧动力蓄电池综合利用行业规范条件（修订征求意见稿）》以及《新能源汽车废旧动力蓄电池综合利用行业规范公告管理暂行办法（修订征求意见稿）》[51]，修改内容主要涉及对镍、钴、锰、锂等主要有价金属的综合回收率指标。同时修改方案还强调对退役车用电池进行筛选重组，通过加大其在基站备电、储能、换电等领域的应用率提升综合利用的收益[52]。此外，工业和信息化部还强调了完善梯次回收体系的必要性，保障退役梯次产品的规范回收。对此，工业和信息化部近日发布了《新能源汽车动力蓄电池回收服务网点建设和运营指南》（以下简称《指南》）。《指南》指明了建立收集型回收服务站的重要性，尤其是针对新能源汽车生产商以及致力于梯次利用的相关企业，这些企业可以通过在其新能源汽车销售和电池梯次利用的应用区域（至少地级）内建立服务站点，以更好地掌握对退役电池的追踪管理[53]。通过政府对梯次回收政策发布频率的密集程度，可以看出国家层面对完善梯次回收管理体系的决心之大，这些政策更好地发挥了信息技术的作用，完善了动力电池信息管理平台，实现了对退役电池来源可溯、去向可查、状态可知。针对退役电池梯次回收难处理的问题，提供了新的创新模式解决方法，从而使回收服务网点、梯次利用生产企业等形成健康共享的循环利用生态链，从而提升回收效益。

伴随着诸多政策的落地以及各地政府的跟进，动力电池在储能领域梯次利用的商业价值又引起强烈重视。工业和信息化部着手展开建立车用电池回收利用试点工程，以助推各致力于汽车制造、电池生产及利用的企业建设储能领域的梯次利用示范工程[54]（见表1-8）。这些示范项目对于实现削峰填谷以及削弱弃光率具有极大的意义，同时这些示范项目也是对电池储能的安全性、节能减排和提高电网经济性等优势的极大认可。

目前来看，中国铁塔公司正积极响应梯次利用的号召。从2018年开始，中国铁塔公司已将其旗下约200万个基站的全部电池都采用了车用退役电池。同时，除了备用电源，在削峰填谷[55]、新能源发电和电力动态扩容等方面都采用了车用退役电池。此外，中国铁塔公司表示，到2020年该公司可接纳1000万辆电动汽车产生的退役电池。在电网储能领域，梯次电池应用的试点也在逐步增多，2018年3月，江苏电力第二批电网侧储能的招标项目中，就包括了20MW/75MW·h的梯次利用储能电站。此外，备受瞩目的雄安新区对外发布了储能电站项目招标，采用电动汽车退役梯次电池建储能电站。雄安公司筹备组作为此次招标人，对外明确发布了其在储能领域的规划：初步规划每个区、县、小城镇均配置1个储能电站，每个储能电站规模在10MW/40MW·h左右，总体规模在500MW/2000MW·h左右。近2GW·h的调峰调频电站规划，全部采用电动汽车退役梯次电池。而此次雄安新区的储能电站规划，则是目前为止规划规模最大的以退役电池为主的电网侧储能电站项目。与雄安新区发布储能电站招标的同时，北汽集团旗下的北汽鹏龙动力电池梯次利用项目奠基仪式在河北沧州举行。

如此密集的行动计划已显示出梯次利用在储能领域尤其是在电池储能电站所发挥出的价值[56]，对电池梯次利用不仅可以降低储能电站的投资建设成本，同时使得电池利用效益最大化，对减少环境污染具有极大意义。而这些示范工程的探索也为实现规模化利用退役电池、最大化电池经济效益提供了现实基础，这些行动计划的落地更为之后电池储能电站商业化奠定了工程基础。

5）5G基建：随着储能技术的不断发展，具有高利用率、小型化等特点的新型储能系统会填补基站储能技术的空白，保证基站供电的稳定性。5G宏基站功率大，覆盖范围广，一般建设在室外，需要储能系统作为备用电源，以保证供电的稳定性[57]。随着一系列5G基建政策发布（见表1-9），5G基建不断发展，同时，促进了电池储能技术发展。2020年初中央密集部署“新基建”，20天内4次提及相关内容，其中2次提及5G网络。可以看出，国家重视5G基建发展。

5G进入商用化阶段，主流运营商注重5G网络部署[58]。与2019年相比，2020年中国移动、中国电信、中国联通三大运营商5G投入成倍提高。通信基站储能不仅能作为备用电源，也可能在电网负荷低的时候用于储能，在电网高负荷的时候输出能量，用于调峰调频，减轻电网波动，保证通信基站平稳运行。截至2020年5月底，上海累计建设2万个5G室外基站，2.2万个5G室内小站。根据国家无线电办公室4月份的统计数据，上海已建5G基站数量在国内所有城市中排第一。2020年上半年，北京通信行业就5G基建方面取得成效，截至2020年6月底，全市累计开通36420个5G宏站，新建2477套5G室内分布系统，发展366.64万户5G用户。2020年以来，河北省通信管理局推动加快5G发展步伐，2020年上半年，河北省新建9440个5G基站。2020年上半年，重庆市信息通信业推动5G基础设施建设，截至2020年7月1日，新建3.2万个5G基站。通过5G基建领域发展现状可以看出国家对5G基础设施建设的支持，同时5G基站的大规模建设也带动了储能电池的需求，进一步推动了储能技术和产业发展。

2.储能“十四五”发展政策

碳达峰目标是指我国承诺在2030年前二氧化碳排放量不再增长，并且达到峰值后逐年降低；碳中和是指在2060年前二氧化碳整体排放量与吸收量相互抵消，实现二氧化碳“零排放”。碳中和目标的实现离不开可再生能源的大规模装机应用，但可再生能源发电具有间歇性、波动性和随机性，导致电力系统的灵活性调节能力面临更高的要求[59]，电能质量面临更大的挑战，而先进储能技术作为平抑新能源波动、提升消纳能力的主要途径备受关注。

“十三五”时期储能技术不断取得进展，储能电站装机规模持续扩大，储能技术也完成了从技术研发到商业化初期的目标。2020年12月召开的2021年全国能源工作会议提到，要大力提升新能源消纳和储存能力，着力构建清洁低碳、安全高效的能源体系。发展储能经济是我国电力行业发展一项重大战略，储能对于促进能源转型方面起着至关重要的作用，“十四五”时期，我国已开启全面建设社会主义现代化国家新征程，为实现碳达峰碳中和这一目标，必须利用储能进行能源消纳，国内也出台了相应政策，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力的重要措施，支撑新型电力系统建设，推动储能高质量发展。2021年是碳中和元年，为了稳步推进“双碳”目标，“十四五”规划进一步提出完善能源消费强度和消费总量的“双控”制度，重点控制化石能源消费，2025年单位GDP能耗和碳排放比2020年分别降低13.5%、18%[60]。国务院对“双控”工作进行整体把控，并将“双控”目标分解下放到了全国各个地区。随着减少碳排放成全球共识，全球能源转型迫在眉睫。近年来，在新能源替代化石能源的进程中，储能市场迎来爆发式增长。2021年3月，中央财经委员会第九次会议提出，构建以新能源为主体的新型电力系统。新型储能技术基本满足新型电力系统基本需求，对今后电力系统稳定、高效运行具有重要意义。2021年4月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，进一步推动了新型储能技术的发展和应用，其中提及到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变，并且新型储能装机规模要达到3000万kW以上，接近当前新型储能装机规模的10倍，该发展前景和市场规模给行业带来了巨大信心，促进新型储能全面市场化发展，为支撑“碳达峰碳中和”目标留出充分的预期空间。7月23日，国家发展改革委、国家能源局正式联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，这是国家层面首次明确提出量化的储能发展目标。国家发展改革委发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求进一步完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价差，统筹考虑当地电力供需状况、新能源装机占比等因素，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，规定系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1，对于尖峰电价也有尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%的规定。峰谷价差套利作为目前储能产业最广泛最重要的商业模式，进一步拉大尖峰电价，无疑是对储能产业发展起到至关重要的作用。除此之外，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，2021年8月10日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业通过自建或者购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。在配比要求方面规定，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4h以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。为推进源网荷储一体化和多能互补发展，设置负荷备用容量为最大发电负荷的2%～5%，事故备用容量为最大发电负荷的10%左右，其中对于区外来电、新能源发电、不可中断用户占比高的地区，适当提高负荷备用容量；加强与电力市场的衔接，要求电力现货市场尚未运行的地方，电力中长期市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时购电价格应按目录分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。新型市场主体包括储能装置、电动汽车（充电桩）、虚拟电厂及负荷侧各类可调节资源，可按照经营主体独立参与市场，也可通过聚合商以聚合方式（虚拟电厂）参与市场。允许可跨省聚合资源的区域性聚合商以分省聚合资源的方式参与市场。为确保市场运行平稳有序，初期对新型市场主体市场申报价格设立限价，省间调峰辅助服务报价不低于120元/MW·h。可以看出国家高度重视新型储能技术在推动能源领域碳达峰、碳中和过程中所发挥的重要作用，对今后储能产业的发展具有重要指导意义。随着碳中和目标的明确，能源领域将迎来一场巨大的革命，新能源必将取代传统化石能源，成为能源领域的支柱。

2022年3月22日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》）。在“十三五”期间，我国新型储能实现了由研发示范向商业化初期的过渡，基于该背景，《实施方案》对我国“十四五”期间，新型储能规模化、产业化、市场化发展进行了总体部署。《实施方案》分为8大部分，包括：总体要求、六项重点任务和保障措施。以下将主要针对8大部分中的商业模式创新、规模化发展、多场景应用以及新型储能学科建设4个方面具体展开讨论。

（1）商业模式创新

回顾我国储能产业的发展历程，储能产业走过了技术研发、示范应用和商业化初期等3个阶段。储能产业在电力调频、调峰、需求响应等辅助服务市场的应用已经初具经济性，但作为一种新兴技术，储能参与市场的价格和机制还不够健全，无法实现其作为商品的属性。这一系列问题也在一定程度上制约了储能的商业化进程。

在电价改革方面，主要针对企业用电方面，进行电价结构优化，其中不仅有通过合理拉大峰谷电价差，建立尖峰电价机制，还有对高耗能企业设置阶梯电价的政策[61]，限制其用电量等政策。例如，2021年7月26日，发改价格〔2021〕1093号《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》鼓励各地因地制宜，合理拉大峰谷价差，建立尖峰电价机制，充分挖掘需求侧调节能力。此番政策能很好地引导用户侧配置储能以及根据分时电价合理用电。同年8月，发改价格〔2021〕1239号《国家发展改革委关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知》，强调对电解铝等高耗能行业加强加价电费收缴工作，旨在通过政策倒逼企业改变用电模式[62]，提出更加合理规范的价格制度，进一步促进用户侧储能的发展。由此可见，用户侧储能作为优质的可调负荷，将是“十四五”时期市场化发展最好的应用领域之一，具有可观的发展空间[63]。

（2）规模化发展

储能可以解决新能源占比提高问题，但蓄水储能手段由于受到地理位置、占地面积等因素限制，近年来发展缓慢。而电化学储能逐渐受到世界各国重视，国内外纷纷开展示各类电化学储能示范工程项目，应用领域不断拓展的同时，电站规模也不断扩大。

从政策的发布中可以看出，各国正在积极推进大容量电化学储能电站建设。2014年11月，国务院办公厅发布的《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》[64]将大规模储能技术列为九大重点创新领域之一，展现了国家对于大规模储能技术的重视态度。2017年10月，五部委联合发布了《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》（以下简称《指导意见》），成为了我国大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策。《指导意见》明确了储能行业发展的两个阶段：在“十三五”期间和“十四五”期间分别实现储能由研发示范向商业化初期过渡和实现商业化初期向储能规模化发展，同时，《指导意见》强调了储能技术应用与发展的规模、成本、寿命等技术问题是我国储能技术保持领先地位的重中之重。2020年国家能源局发布的《国家能源研发创新平台管理办法》[65]将对储能关键技术的要求上升到了国家能源安全、能源可持续发展以及能源重大工程建设层面。可见，国家对电化学储能产业重视程度不断提高。

随着我国双碳战略的有序推进，百兆瓦级储能电站也拉开了大规模开工建设的帷幕，除江苏、河南、湖南等地已建成的百兆瓦级储能电站外，山西大同、朔州等地的300MW/600MW·h、400MW/800MW·h独立储能电站，山东5个100MW/200MW·h共享储能电站也如雨后春笋般相继破土动工。与之配套的落地政策也接踵而至，既有储能可独立参与调峰、调频的合法身份，又有储能设施利用小时数不低于540h的最低保障；既有允许发电企业可以投资建设新能源配套送出工程，又有同一企业集团储能设施可视为本集团新能源配置储能容量；既有峰谷电价价差原则上不低于4:1，又有全国碳排放权交易市场的开放，诸如之类的利好政策不胜枚举，为百兆瓦级储能电站的普及推广奠定了坚实的基础。但现有电站因投资主体、归属权不同，导致多个百兆瓦级电化学储能电站之间难以协同控制，无法充分发挥电站汇聚效应，而吉瓦级电化学储能电站是解决该问题的首选。

吉瓦级电化学储能电站可被定义为：在同一区域电网内，可以由电网进行统一调度的集中或分布式电化学储能容量达到吉瓦级。其主要特征为：①容量达到吉瓦级；②同一区域电网；③受统一调度。针对未来储能装机缺额，吉瓦级储能电站是一种可行的解决手段，推进吉瓦级电化学储能电站建设已迫在眉睫[66]。

吉瓦级电化学储能电站的建设仍然面临着许多难题。吉瓦级电化学储能电站系统集成难度大，运行调控策略实现复杂，目前仍处于摸索阶段。在兆瓦级电化学储能电站由数十兆瓦发展到百兆瓦的过程中，曾遇到过电池选型指标及并网指标不完善、不适宜[67-68]，电站结构中经济性与安全性不平衡[69]，现有应用场景发展及新型应用拓展取舍[70]等问题。因此在电站规模进一步提升至吉瓦级的过程中，吉瓦级电化学储能电站需要借鉴已有的兆瓦/百兆瓦级电化学储能电站运行经验，加强在这些方面的理论分析，才能加快吉瓦级电化学储能电站的建设，推动新型电网格局的形成与稳定运行，贯彻落实国家“四个革命、一个合作”能源安全新战略。2020年青洽会、国网综能集团/中国诚通集团与青海市政府分别签署吉瓦级电化学储能电站战略合作协议，为吉瓦级电化学储能电站奠定了坚实基础。

（3）多场景应用

目前，储能在我国电力市场有5个应用领域：电源侧、集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧[71-72]。根据CNESA的数据，截至2017年底，全球电化学储能项目在电源侧、集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧的占比分别为4%、28%、34%、16%和18%，2017全球电化学储能项目应用分布如图1-4所示，其中可再生能源并网的累计装机规模达到820.8MW，占全球累计投运电化学储能规模的28%，与2016年相比增幅达36.6%。目前，集中可再生能源并网项目已经初具规模，辅助服务和电网侧项目也迎来新的发展。

1）电源侧：储能在发电领域的应用集中在辅助动态运行和取代或延缓新建机组，主要凭借储能技术的快速响应能力来提高辅助动态运行时的火电机组的效率，并减少碳排放以及设备维护和更换的费用，以避免动态运行对机组寿命的损害，同时降低或延缓对新建发电机组容量的需求。

2）用户侧：用户侧储能主要应用于用户分时电价管理、容量管理以及电能质量调节等方面，是帮助电力用户实现分时段电价管理的主要手段。用户在电价较低时对储能系统充电，在高电价时放电。用户在自身用电负荷较低的时段对储能设备充电，在高负荷时，利用储能设备放电，从而降低自己的最高负荷，达到减低容量费用的目的，提高供电质量和可靠性[73]。

3）电网侧：2019年是储能产业发展速度很快的一年，全国很多省市都出台相应的政策来保证储能技术在电力系统中的主导地位，储能市场发展潜力无限，产业结构也随之发生变化，储能技术的应用已经从用户侧转为电网侧发展，并主要以电网侧为主。2018年新增投运的电网侧储能规模为206.8MW，居各种储能类型之首[74-75]。

电网侧储能增长还要从2018年夏季镇江的“用电危机”谈起，由于夏季的用电高峰以及天然气项目停滞，电网侧的电化学储能受到了江苏国网的重视，这一举动导致电网侧储能在这之后的一段时间内发展迅速，就在这段时间，江苏镇江的电化学储能电站集群应运而生。有了镇江储能电站的开端，全国其他地区也开始重视电网侧储能电站的发展，电网侧储能在2018年的崛起不是偶然的，是由多种因素共同驱动的。

电网侧储能区别于电源侧和用户侧，是应用于输配电领域的储能类型。作为电网中优质的有功无功调节电源，它的主要功能是有效提高电网安全运行水平，实现电能在时间和空间上的负荷匹配，增强可再生能源消纳能力，在电网系统备用、缓解高峰负荷供电压力和调峰调频方面意义重大[76]。在商业模式上，电网侧储能采用的经营模式是租赁的经营模式，就是在建立储能电站后，通过出租容量或者是发电量，电网公司支付租赁费用，规则和期限各不相同，等到租赁期满，该部分资产移交给电网公司，部分条件较好的地区，电网租赁费用较高，项目经济性比较可观。这些因素导致对于电网侧储能的需求增加。已有学者对储能在电源侧[77-79]和用户侧[80-82]的优化配置方法进行了深入研究，但电网侧电化学储能的研究和应用较少，尚处于初步发展阶段。不同于源、荷侧仅解决相关应用场景下的容量配置问题，电网侧储能的应用需结合区域电网的特性与储能多功能应用需求。

电网侧大规模储能规划中需要考虑储能接入电网中的位置是否恰当，储能作为一个双向电力元件，在电力系统中的接入位置会直接影响系统潮流流向，改变线路负载，影响网络损耗，甚至进而影响系统电压水平。所以，选择合理的布局来提高系统运行安全稳定性尤为关键[83-85]。由于储能技术在电网侧应用尚不具备规模经济性，所以选择合理的配置来提升储能应用的经济性水平也成为重要的研究内容。因此，综合考虑应用需求、储能出力特性与多功能应用的综合经济性，对储能选址与配置方法进行研究，不仅对提高电网侧供电可靠性、电能质量以及新能源发电消纳能力有直接影响，而且从长远来看，更是对促进我国新能源产业发展、转变电力的发展方式等具有重要作用。

而我国电网侧储能技术的应用刚步入发展期，对储能技术在削峰填谷、提升系统可靠性、电网调频等方面的应用正逐步开展中。从各地区的储能行业来看，随着储能在电网侧的技术提升、成本下降，电网侧储能已被纳入国家级政策规划。随着国家对电网侧储能应用的激励和扶持以及电力市场的进一步开放，我国在完善电网侧储能的建设方面也实现了进一步发展。

随着储能行业技术的不断更新，电网侧储能技术已经进入成熟发展期，全球范围内都拥有了商业示范项目。同时，由于电化学储能技术已经实现成本的降低，物理储能已经实现材料的改进，新型储能技术完成了技术上的更新，储能技术取得了实质性的发展与进步。从整个储能应用规模来看，物理储能技术在现代储能技术中发展较成熟，规模最大，电化学储能技术应用最为广泛，发展前景最好，是未来全球储能开发的核心内容。

随着相关政策的出台，近几年投入的电网侧示范项目也应运而生，如表1-10所示。2018年建成的江苏镇江电网侧百兆瓦级储能电站，为电网侧储能电站的规划设计、施工建设、运行控制、消防保障等提供了有力的工程借鉴作用。在用电负荷急剧攀升的迎峰度夏、迎峰度冬时期，为镇江电网提供紧急供应，有效保障了当地生产生活用电需求，验证了百兆瓦级电网侧储能可根据电网调度需求快速响应、精准动作、双向调节，大大充实了坚强智能电网的灵活调节手段。2018年河南电网100MW/100MW·h电网侧储能电站、江苏镇江101MW/202MW·h电网侧储能电站投运，实现了国内容量最大的电网侧储能站并网运行，用于满足区域电网在调峰、调频、电力辅助服务以及紧急功率支撑[86-87]方面的应用需求；广东电网5MW/10MW·h储能电站，用于缓解电网建设困难区域的供电受限问题，提高供电可靠性，缓解可再生能源发电大规模接入电网带来的调频压力等。2019年，湖南长沙60MW/120MW·h储能电站投运，对该地区削峰填谷的意义重大，不仅大幅度提高了电能的输送效率，同时还有效解决了该地区出力供不应求的状况。在建的甘肃电网182MW/720MW·h储能电站，是国内最大、商业化运营的储能虚拟电厂，主要用于平抑新能源电力波动，提升清洁能源外送能力，提高河西区域电网和酒泉至湖南±800kV特高压直流输电工程调峰调频能力、输电能力和安全稳定性等。江苏电网侧储能在延缓电网建设新增投资方面，对于额定输送容量为15MW的配电线路，增配3MW储能设备，可延缓3年扩容改造。

4）分布式光伏：分布式储能可应用于源网荷3类场景，不同种类的储能适用于不同场景，而在每种场景中，储能的作用也各不相同。配电网侧储能的主要应用有削峰填谷、频率调节和电压调节；分布式电源侧储能的主要应用有平滑功率波动、实现端节点电压控制和增强功率的可调度性；用户侧储能的主要应用有提供不间断电源、改善电能质量和实现需求侧响应。对于分布式电源、配电网和用户，各自有不同的构成要素，需具体分析。3种场景的构成要素可对储能接入的具体环境有更深入了解，为分布式储能的优化配置建立良好的前提条件。分布式储能的应用场景和场景构成要素如图1-5所示。

分布式储能应用于户用光伏中可实现光伏消纳的最大化，进而保证光伏收益的最大化。安装在基础设施、农村居民以及村委会、社区家庭中的分布式储能系统在满足自身需求的同时可参与电网需求响应，通过低电费充电、高电费放电实现峰谷套利，降低购电费用的同时实现收益最大化。对于电网而言，这种错峰用电可以缓解电网多负荷同时用电的压力，降低线路损耗、延长输电线路寿命。由于储能系统的成本目前还较高，随着政策的扶持可实现分布式储能的平稳发展，实现多方面的经济效益。

2013年7月，国务院出台《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，提出大力开拓分布式光伏发电市场，优先支持在用电价格较高的工商业企业、工业园区建设规模化的分布式光伏发电系统；在学校、医院、党政机关、事业单位、居民社区建筑和构筑物等地推广小型分布式光伏发电系统。2021年6月，国家能源局综合司下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，明确要开展分布式光伏试点工作，并指出申请试点条件要求为具有丰富的屋顶资源、有较高的开发利用积极性、有较好的新能源消纳能力。并且对党政机关、学校、医院、村委会等基础设施以及农村、工商业等产业提出指标要求：党政机关安装比例不低于50%，学校、医院、工商业等分别不低于40%、30%，农村居民屋顶不低于20%。这一政策涉及工业、农业等多项基础设施产业且屋顶分布式光伏的成本收益差大，实现自发自用的同时还可以实现利润的最大化[88-89]，同时该政策进一步明确了分布式光伏在目前新能源发电中的地位，是使分布式光伏未来屋顶资源深入利用的一项重要途径[90-91]。

全国各地区纷纷响应国家要求开始颁布地区政策法规明确要求各地区建设试点、开发新模式并给予政策性补贴，有的地区提出各基础设施建设屋顶光伏的指标要求，具体如表1-11所示。

福建、广东、陕西、江西、甘肃、安徽、浙江等10余省已陆续下发了《关于开展分布式光伏整县推进试点工作的通知》《关于开展户用光伏整县集中推进试点工作的通知》《推进屋顶光伏发电建设三年方案》等文件，各省提出因地制宜试点推进方案，按照“宜建尽建”原则，大力推动开发屋顶光伏发电发展。例如，山西平陆县2.79GW光伏175MW整县分布式项目、陕西丹凤县签约335MW整县屋顶分布式及农光互补项目，这些项目利用农村屋顶资源丰富这一特性开展试点工作。北京市党政机关屋顶分布式光伏发电项目也已并网使用，据测算该项目年平均发电量约为11.6万kW·h，在减少财政支出的同时可以顺应“双碳”的背景[92-94]。

屋顶分布式光伏不光应用在党政机关、村民等小型用电场所下，应用于政府大楼以及地铁站、火车站等大型用电场所带来的经济效益也很可观，例如，刚刚建成的京雄城际铁路雄安站采用的是屋顶分布式光伏，项目采用“自发自用、余电上网”模式，总装机容量6MW，每年可为雄安高铁站提供580万kW·h清洁电力供应。

由于不同地区的资源分布、利用率具有差异性，所以对于政策的解读大有不同，不同的地区因地制宜，采取不同的措施保证整县分布式光伏的发展。而且不同的行业、地区对于屋顶光伏选取的标准具有差异性。对于农村来说，由于农村人口基数大，但相较于城市来说人口密集程度低，安装屋顶光伏主要看中的是其可以“自发自用”“余量上网”产生一定的收益这一特点。相较于农村来说，工商业开展屋顶光伏除了看中其具有可观性收益这一特点外还可以节约成本，随着光伏组件价格的下调，光伏发电成本降低，各种大中小型企业为了实现利润最大化选择比购电成本低的光伏自发电，进而推动了屋顶分布式光伏的发展[95-96]。

（4）新型储能学科建设

随着“碳达峰、碳中和”战略以及“两个一体化”战略的强力推进，储能作为促进风电、光伏等可再生能源消纳的有效手段，市场前景广阔。与此同时，“十四五”国家重点研发计划启动实施“储能与智能电网技术”重点专项，共有6个技术方向，21个指南任务，与电池储能技术相关的共涉及3个技术方向，7个指南任务，凸显出国家对储能技术发展的重视程度。

当今世界各国的竞争，本质上是人才的竞争，国家安全、经济社会发展都离不开创新型人才。面对以新技术、新产业、新业态和新模式为特征的新经济，2017年，教育部提出“新工科”发展规划，旨在树立工程教育新理念、新结构、新模式、新体系[97]。其中，培养学生解决复杂和不确定性工程问题是我国高等工程教育的一项重要内容，也是全世界工程教育所面临的共同课题，因为没有两个工程项目完全相同[98-100]。因此，在产业融合、能源转型的背景下，培养高素质、强基础、创新型的杰出工程人才已成为高等工程教育的重要任务。

储能产业的迅猛发展与储能领域专业人才短缺的矛盾日益突出，建设和发展储能学科已成为国家重大战略需求[101-102]，需加快培养储能领域“高精尖”人才。

近年来国家颁布了一系列涉及储能学科的相关文件[103]，促进储能可持续发展，如图1-6所示。储能调节灵活、布点便利，能够促进风电、光伏等可再生能源消纳，有利于建设以新能源为主体的新型电力系统[104]。为推动新型储能快速发展，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。大规模储能是国家战略，为使其更高效安全发挥作用，就必须在现有技术的基础上不断进行创新，而储能领域人才培养对储能技术创新至关重要。

高校是人才培养的核心阵地，多所高校响应国家号召，更加紧密对接国家能源发展战略的需求，大力推进储能学科建设，积极培养储能领域“高精尖”人才。继2020年西安交通大学开设“储能科学与工程”专业后，2021年又有25所学校设置“储能科学与工程”专业，如图1-7所示。储能学科作为一门新兴交叉学科，需加强学科间的交叉融合，以国家重大需求为导向，研究储能领域相关知识。其中，在储能学科建设方面起步较早的西安交通大学，联合学校6个理工类优势学院共同建设，配备高质量科研教学团队，集学科优势与校企联合制优势，推动储能专业发展，为我国储能学科建设工作进行了有益尝试。厦门大学、华北电力大学、中国石油大学（北京）、长沙理工大学等高校整合多个学院的优势师资力量，进行储能学科建设。此外，北方工业大学、同济大学等高校也积极进行储能领域相关研究，与众多大型企业良好合作，为储能专业进入高校教育体系打下了坚实基础[105]。由此可见，储能学科是一门综合性较强的学科，需建立健全储能学科体系，加强储能领域师资队伍建设。

同时，为促进储能产业技术发展，国内储能领域专家、学者撰写了相关研究方向的一系列教材，部分储能学科教材见表1-12。

《“十四五”新型储能发展实施方案》强调，要推动储能产业的产学研用的融合发展，以“揭榜挂帅”等方式推动创新平台建设，深化新型储能学科建设和复合人才培养；建立健全以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系，充分释放平台、人才、资本的创新活力，增加技术创新的内生动力。

2021年6月，国家能源局发布《关于组织开展“十四五”第一批国家能源研发创新平台认定工作的通知》，其认定方向包括新型储能技术、氢能及燃料电池技术等。储能技术相关实验研究是培育核心技术和成果的必备因素，发电企业、电网企业、高校等均有建设储能领域相关技术中心。如图1-8所示，北方工业大学与国网综合能源服务集团有限公司、国家电投集团中央研究院合作成立了储能技术工程研究中心，南京工程学院智能电网产业技术研究院牵头建设了南京市储能技术与高效应用工程研究中心等。高校应积极与国内大型央企、科研院所、设备生产与集成厂家紧密联合，产学研用优势互补，共同筹建国家级、省部级等不同层级、不同维度的储能技术中心、实验室等，为储能学科建设提供有力抓手。从长远发展的角度，储能技术中心建设仍需统筹规划，构建由理论到实验，进而完成成果转化的科研体系。

此外，储能技术迅速发展，备受国内期刊的关注，《电力系统自动化》《电力系统保护与控制》《热力发电》等国内电力领域一流期刊均设立了储能专刊，储能领跑者联盟、中国可再生能源学会储能专委会、中国电工技术学会储能标委会、IEEE PES储能技术委员会（中国）、中关村储能产业技术联盟、朔州市储能技术委员会等进行了储能领域学术交流，为推进储能学科建设提供了广阔的学术平台和便捷的交流通道。这些期刊的储能专栏与储能领域行业协会共享最新学术和技术成果，搭建了高校教师、学生与技术人员之间交流的桥梁，对储能技术创新与储能学科建设起到了推动作用。如图1-9所示，列出了部分涉及储能领域的期刊和行业协会，储能相关的期刊及行业协会应积极组织储能领域学术交流，培养学生在储能领域完成基础知识储备。