发展新型储能是我国建设新型能源体系的重要组成部分，也是其关键支撑。这对确保新型电力系统的安全稳定运行，以及推动绿色低碳转型具有重要意义。

近期，媒体报道我国首个百兆瓦时钠离子储能项目一期工程成功投产，这标志着钠离子新型储能技术在全球范围内首次实现大规模商业化应用。近年来，全国多个地区加快了新型储能产业的布局与发展。“十四五”期间，我国新增的新型储能装机容量推动了超过1000亿元的经济投资。为促进这一发展，国家能源局已经发布了多项通知，如《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》和《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》，对新型储能在我国的发展提出了更为详细的要求。截至今年第一季度，全国已建成的新型储能项目累计装机规模较去年同期增长超过210%。就技术路线而言，锂电池占比高达97%，液流电池、压缩空气、飞轮、超级电容和绿色电气体等非锂电储能技术也取得了一定突破，平均储能时长在2至4小时的新型储能装机占比接近三分之四。

然而，我国的新型储能市场仍处于快速扩张阶段，目前面临原材料价格波动较大和储能电站建设运营成本偏高的挑战。因此，需要采取多种措施，按下新型储能发展的“加速键”。

首先，要加快创新驱动，培育壮大新型储能产业。应在安全性、持久性、经济性和便捷性等方面加速探索，推动产学研的深度融合，建立以能源革命为背景、市场需求为导向、企业创新为主、产学研用相结合的全新储能产业体系。应重点关注新型储能产业的关键环节和细分领域，增加对多元长周期技术、全过程安全技术、智能调控技术，以及全固态电池和非锂电储能的科研攻关; 组织协同创新，加速场景应用，同时在标准规范建设、人才培养与使用、成果转化应用等方面加强行业管理，完善配套制度。

其次，要实现“源、网、荷、储”的一体化发展。在电源侧，加快传统火电的节能降碳改造，同时深化风能和太阳能等新能源与新型储能的融合，提高新能源的消纳能力。在电网侧，科学规划新型储能单元的建设，规范新型储能并网接入要求，发挥其调频和调峰的功能，以缓解电网阻塞和电源与输电容量之间的结构性矛盾，增强电力系统的韧性。在负荷侧，深挖用户需求，按需建设负荷侧储能电站，推动“分布式新能源+储能”模式参与电力辅助服务市场，从而提升新能源的就地消纳能力以及电力系统的经济性和安全性。

为确保新型储能市场的稳定运行，需要优化价格政策。应调整电源侧储能的购电和放电价格政策，灵活应用共享租赁、容量补偿等多种模式，提高新能源配储项目的综合效益，有效降低发电企业的运营成本，以应对市场价格波动的风险，促进“新能源+储能”的多元主体参与电力现货交易，推动市场的有效清算。同时，应结合试点经验，健全“储能电量+容量价格”的形成机制，探索将电网替代性储能的成本纳入输配电价回收机制，建立电网侧储能电站的竞争性电价机制，努力实现新型储能设备单元与电力系统的匹配、技术功能与市场价值的统一、运营成本与投资收益的协调。

最后，应完善标准体系，支持新型储能的高质量发展。依据《新型储能标准体系建设指南》，应加速制定共性技术标准，科学规划新型储能电站的设计、建设、运行与安全应急等技术规范。同时，围绕新型储能的研发创新、测试验收和检测认证等关键环节，协调相关主管部门积极开展地方标准的制定与修订，支持行业协会、生产企业和科研机构联合制定新型储能行业标准。加强新型储能碳足迹核算标准的国际交流与合作，促进我国碳足迹背景数据库的建设和完善，助力实现绿色电力价值的国际互认。