储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑。作为新型储能的主力军，电化学（第一届全国有色金属电化学与碳减排会议）储能已经开始从兆瓦级别的示范应用迈向吉瓦级别的规模市场化。在这个阶段，电化学储能产业的创新，包括储能技术的创新、商业模式的创新和政策机制的创新，尤为重要。
电化学储能技术的应用场景涉及到电源侧、电网侧、用户侧以及分布式微网等所有的能源电力场景。根据储能时长的不同要求，储能技术又可以区分为四种应用类型：容量型（≥4小时）、能量型（约1-2小时）、功率型（≤30分钟）和备用型（≥15分钟）。储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展，没有任何一种技术可以同时满足所有储能场景的需求。因此需要以市场应用为导向，开发“高安全、低成本、可持续”的各类新型电化学储能技术，以解决产业初期就已经显露端倪的安全问题、成本问题和资源可持续发展问题。尤其是随着新能源发电比例的快速提升，大容量长时储能技术和长寿命大功率储能器件的开发将成为储能产业技术创新发展的重要方向。
在支撑可再生能源发展的同时，储能产业自身的可再生发展也至关重要。基于“长效设计、低碳制造、安全运维、绿色回收”的可再生储能技术开发，可以进一步创新发展电化学储能的循环经济商业模式，包括循环资源投入、产品即服务（储能租赁服务）、共享平台（共享储能）、产品使用扩展（电池修复延寿与梯级利用）和资源回收再生等新型商业模式。储能，一个新兴产业呼之欲出。
尽管中国的储能装机规模世界第一，但储能（第三届全国钒钛资源与储能科技大会）与风电光伏新能源装机规模的比例（简称“储新比”）不到7%；相对而言，其他国家和地区的平均储新比已达15.8%。随着新能源发电规模的快速增加，我国储新比还有很大的增长空间。包括电化学储能在内的新型储能虽然可以提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，技术效果和社会效益显著，但由于缺乏明确的调度价格政策和成本分摊机制，国内新型储能项目目前还是以示范为主，多数亏损运营，并没有形成清晰的盈利点。
电化学储能的发展，尤其是新能源配储能项目，还需要政策机制的创新支持，以解决产业初期储能成本压力大和利用率低的问题。电价机制的创新需要充分考虑储能在不同应用场景的不同服务功能，包括电力辅助服务、峰谷电价、现货市场、需求侧响应、容量电价、两部制电价等多方面内容，并结合我国社会主义能源市场经济的建设，从政策机制上充分保障储能对于新型电力体系的支撑作用，积极引导新型储能产业向市场化和规模化方向的发展。
储能，未来可期。
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