此外，水系钠离子电池、水系锌空气电池等新型电化学储能技术也陆续进入市场。同时，锂浆料电池、全固态电池、半固态电池以及氢储能也正在加快研究推进和示范应用。
中国电力报：产业目前面临的主要难题有哪些?
刘勇：一是政策体系和价格机制有待完善。现阶段我国出台的产业化相关的政策体系和价格机制仍不健全，储能价值主要体现在给予其他系统的服务上(如调峰调频、紧急电源等)，其独立性应用价值难以发挥。
二是项目投资成本偏高，储能项目融资渠道有限。
三是商业模式亟待创新。很多项目只能依靠短期调峰调频及峰谷电价套利，调峰调频的补偿机制不健全，峰谷电价套利依赖于电价水平，具有不确定性，是一种非可持续发展模式。
四是储能系统集成技术有待进一步突破。调研中发现，电池企业与系统集成商难以在制造成本、工艺水平、安全环保等方面统一协调推进。储能电池的电芯仅从动力电池延用而已。
五是在政策研究机制、系统集成、电池热管理技术、电池寿命和效率与发达国家有一定差距，在安全性和回收技术上和发达国家面临共同瓶颈。
六是标准体系建设有待加速。需加快储能技术在电源侧、电网侧、用户侧的具体应用标准建设，结合储能项目开展安全性和环保性标准建设，结合不同应用场景研究储能技术并网、施工规范等标准;需规范储能电池生产与回收环节环保标准建设;探索储能系统模块化、标准化产品标准建设。
七是产业规划中应重视顶层设计。政策制定要保持可操作性和持续性，建立产业规划、配置结构、技术规范、管理规则等细则。
中国电力报：您如何看待我国储能产业发展趋势?
刘勇：我国电化学储能应用在去年已进入发展提速期。电力系统各环节对储能技术应用需求不断增大。国家及地方层面也制定出台了一系列涉及储能应用发展的支持性政策和方案，涵盖了战略规划、技术创新和示范应用等方面。发电侧、电网侧、用户侧、5G、物联网以及应急电源等应用场景中的储能商业模式在探索中不断清晰。
当前，我国储能产业与国际发展水平已相差不远。在新型储能技术研发、成本控制、产品结构、标准体系、安全控制等方面与国际基本处于同一发展水平。
但同时也应该看到国外在推动储能技术应用虽然做了很多政策性研究与法律法规建设，但依然没有形成可大规模复制的商业应用模式。
据预测，我国电化学储能累计装机规模在2025年将达到24吉瓦，以现有磷酸铁锂平均功率成本1200~2600元/千瓦计算，到2025年中国电化学储能市场份额将迈入千亿级别。
