新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现“双碳”目标的核心要素，也是培育能源领域新质生产力、提升国际竞争力的战略选择。国家发展改革委、国家能源局日前联合印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出，2027年，新型储能基本实现规模化、市场化发展，技术创新水平和装备制造能力稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，适应新型电力系统稳定运行的多元储能体系初步建成，形成统筹全局、多元互补、高效运营的整体格局，为能源绿色转型发展提供有力支撑。当前，全球能源格局深度调整，我国能源结构加速转型，发展新型储能已成为提升电网调节能力、促进新能源高效消纳、保障能源安全、推动能源高质量发展的必然路径。

　　“十四五”以来，新型储能跑出“中国速度”。截至2025年6月底，全国装机规模达9491万千瓦，5年增长了近30倍，占全球总装机40%以上。技术路线日趋多元，从锂电拓展至压缩空气、液流等多元矩阵，储能时长2至4小时的项目装机占比超七成，4小时及以上长时储能项目占比超15%。湖北应城300兆瓦盐穴压缩空气储能电站并网运行，系统效率大幅提升且关键装备国产化。应用场景呈现“电源侧基地化、电网侧区域化、用户侧多元化”特征，江苏建设的规模化、多形态储能调峰体系，最大调峰电力达1000万千瓦，有效增强了电网调节能力。商业模式持续创新，“容量租赁+辅助服务”模式渐成趋势。

　　也要看到，新型储能产业发展仍面临多重挑战。技术层面，结构性矛盾突出，锂电占比过高与长时储能技术短板并存，难以支撑大规模新能源消纳。市场机制上，容量电价机制尚待完善，电力现货市场价格信号引导不足，多元价值释放受阻。安全基础领域，电化学储能热失控风险尚未得到根本性管控，技术标准与管理体系亟待构建。产业链供应链环节，关键材料自主保障能力薄弱，退役电池循环利用体系尚不健全。以上挑战亟需通过技术创新、完善机制、加强监管等方式系统应对。

　　强化技术创新，突破新型储能发展瓶颈。系统布局国家级科技专项，推行“揭榜挂帅”，重点攻关长时储能效率提升、本质安全防控等关键技术。发挥龙头企业引领作用，组建产学研用创新联合体，推动装备研发与成果转化。在青海等资源富集区布局极端环境实证基地，开展多技术路线并行对比验证，依托大数据平台实现数据共享。给予首台套前沿技术装备政策支持，降成本、提韧性，增强产业链安全自主可控能力。

　　健全市场机制，构建可持续商业模式。明确新型储能独立市场主体地位，在现货市场未完善区域试点“容量租赁+调峰补贴”过渡方案，完善电价联动。加快构建“容量电价+电量电价+辅助服务”多元收益体系，扩大峰谷价差，引入爬坡、转动惯量等辅助服务品种。创新应用场景与调控方式，提升调用水平。推动绿电交易与储能放电量挂钩，实现环境权益显性化。鼓励“新能源+储能”联合运营与共享模式，支撑新型电力系统高效运行。

　　完善治理体系，筑牢产业安全根基。加快构建覆盖“安全管控—产能调控—循环利用—标准引领”的全链条治理框架。实施全生命周期安全管理，推广“电池护照”溯源。依托全国统一大市场，完善产能预警，建立备案动态监测与利用率指标体系，加强投资指导，避免低效重复建设。建立退役电池强制回收责任制，提升材料循环利用，保障关键矿产供应链安全。

　　优化产业布局，拓展国际合作空间。在西北、华东等适宜区域布局国家级产业集群，引导要素集聚，形成龙头引领、梯队协同的产业格局。深化“一带一路”共建国储能合作，发挥政府间多边、双边机制作用，推动技术交流与装备“走出去”，鼓励企业布局海外储能项目，组建中国储能产业联盟，强化风险管控，助力产业稳健“出海”。积极主导构网型储能等核心领域国际标准制定，推动认证的国际互认，以高标准引领产业高质量发展。（杨韡韡）