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作者：劉堅
單位：中國宏觀經濟研究院能源研究所，國家發(fā)展和改革委員會能源研究所
引用本文：劉堅. 新型儲能產業(yè)發(fā)展關鍵問題及政策機制[J]. 儲能科學與技術, 2025, 14(7): 2625-2634.
DOI：10.19799/j.cnki.2095-4239.2025.0096
本文亮點：1、本文在系統(tǒng)回顧我國新型儲能產業(yè)發(fā)展歷程的基礎上，提煉了技術經濟、體制機制、產業(yè)競爭等決定新型儲能高質量發(fā)展的核心要素； 2、本文對新型儲能產業(yè)發(fā)展核心要素間內在聯(lián)系和相互作用進行了深入剖析，并相應提出了“十五五”新型儲能高質量發(fā)展的政策建議。
摘 要 新型儲能是我國建設新型能源體系的重要組成和關鍵支撐，對保障新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，推動綠色低碳轉型具有重要意義。近期我國新型儲能裝機快速增長，政策體系逐步建立，但產業(yè)高質量發(fā)展仍然面臨多重挑戰(zhàn)。本文全面系統(tǒng)回顧了我國新型儲能產業(yè)發(fā)展歷程，梳理總結了“十四五”以來新型儲能關鍵政策，深入分析了當前新型儲能技術產業(yè)進展以及在科技創(chuàng)新、技術經濟、產業(yè)競爭以及體制機制方面存在的關鍵問題。研究發(fā)現(xiàn)，當前我國正處于新型儲能與電力系統(tǒng)融合的關鍵時期，未來發(fā)展?jié)摿薮?，但目前新型儲能行業(yè)發(fā)展仍面臨成本高、顛覆性技術有待突破、電力市場和調用機制尚不健全、產業(yè)“內卷化”和出海挑戰(zhàn)日益嚴峻等問題，有必要推動電力系統(tǒng)源網(wǎng)荷儲協(xié)同規(guī)劃，完善相關體制機制頂層設計與法律保障，加快突破新型儲能技術關鍵堵點，加快產品升級與迭代，完善相關電力市場與價格的機制，持續(xù)提升新型儲能盈利水平，促進新型儲能更大范圍、更多場景的應用，助力能源系統(tǒng)轉型與產業(yè)升級。
關鍵詞 新型儲能；長時儲能；容量電價；源網(wǎng)荷儲
作為電力系統(tǒng)的重要靈活性資源，新型儲能對實現(xiàn)碳達峰、碳中和，催生能源電力業(yè)態(tài)創(chuàng)新的支撐作用日益明顯。2024年，我國新增風電和太陽能發(fā)電裝機3.6×108 kW，占新增發(fā)電裝機總容量的比重超過80%，截至2024年底，風電和太陽能發(fā)電累計裝機容量達到14.1×108 kW，占比超過42%，超過煤電裝機規(guī)模。隨著可再生能源裝機規(guī)模和利用率不斷提升，新能源的波動性、間歇性等問題逐漸凸顯，由此產生的電力消納難、調峰難等問題將阻礙能源低碳轉型步伐。在電力消費方面，2024年，全社會用電量為98521×108 kWh，同比增長6.8%，其中城鄉(xiāng)居民生活用電量為14942×108 kWh，占比為15.2%，同比增長10.6%，遠超全社會平均用電增速。居民用電占比提升進一步推動全社會用電負荷高峰，2024年全國統(tǒng)調最高用電負荷達14.5×108 kW，同比提高1.1×108 kW，創(chuàng)歷史新高，華東、華中、西南等區(qū)域部分時段電力供應偏緊。儲能是調節(jié)電力供需平衡的重要手段，但抽水蓄能建設周期較長，站點資源主要分布在東中部地區(qū)，短期內其可提供的調節(jié)能力難以匹配新能源的時空分布和裝機規(guī)模的高速發(fā)展，而新型儲能憑借其建設周期短、布局靈活、暫態(tài)調節(jié)能力強等優(yōu)勢越來越成為應對新能源大規(guī)模并網(wǎng)消納和提升電力系統(tǒng)安全保供能力的主流技術。近年來，我國新型儲能政策體系逐步建立、產業(yè)基礎持續(xù)夯實、裝機規(guī)?？焖偬嵘滦蛢δ芗夹g經濟性仍然偏低、相關電力市場及調用機制仍不完善，產業(yè)“內卷式”競爭態(tài)勢加劇。雖然部分學者對新型儲能行業(yè)問題和政策措施開展了研究，但現(xiàn)有工作往往聚焦于技術、產業(yè)或政策中某個環(huán)節(jié)，缺少對產業(yè)發(fā)展核心要素間內在聯(lián)系和相互作用的深入剖析。本文在系統(tǒng)回顧我國新型儲能產業(yè)發(fā)展歷程的基礎上，通過對科技創(chuàng)新、技術經濟、體制機制等新型儲能發(fā)展關鍵要素進行分析，提出了“十五五”新型儲能高質量發(fā)展的政策建議。
1 新型儲能發(fā)展現(xiàn)狀與特征分析
1.1 裝機增速快
相比常規(guī)調節(jié)電源，新型儲能普遍具有建設周期短、選址靈活、調節(jié)性能優(yōu)異等優(yōu)勢。在建設周期方面，天然氣電站建設與煤電靈活性改造工期為1~2年，抽水蓄能建設周期8年以上，電化學儲能僅需6個月(表1)。在選址方面，煤電受限于生態(tài)環(huán)保要求，天然氣發(fā)電受限于氣源與氣價水平，抽水蓄能受限于地形落差條件，且常規(guī)調節(jié)電源建設規(guī)模普遍較大。與之相比，新型儲能技術類型多樣，環(huán)境適應性強，規(guī)?？纱罂尚。蓮V泛應用于電力系統(tǒng)源網(wǎng)荷各側多種場景。近年來，我國新型儲能裝機實現(xiàn)高速增長，截至2024年底，全國已建成投運新型儲能累計裝機規(guī)模7376×104 kW/1.68×108 kWh。新型儲能中鋰電池技術成熟度較高，市場占比97.3%，壓縮空氣、液流電池、飛輪等儲能技術處于推廣應用階段，裝機增速顯著。多個300兆瓦級壓縮空氣儲能項目、100兆瓦級液流電池儲能項目、兆瓦級飛輪儲能項目開工建設，重力儲能、液態(tài)空氣儲能、二氧化碳儲能等新技術陸續(xù)落地，儲能技術總體呈現(xiàn)多元化發(fā)展態(tài)勢。
表1抽水儲能與典型新型儲能技術對比
1.2 政策利好多
2021年國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，首次提出新型儲能概念，并明確了“十四五”時期新型儲能發(fā)展目標和重點任務。隨后，科技部、工信部、教育部先后發(fā)布新型儲能科技攻關、行業(yè)管理、學科建設相關文件，初步形成了“十四五”時期新型儲能政策體系(圖1)。為提升電源側儲能利用率，2022年國家發(fā)改委印發(fā)的《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》提出推動獨立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場。此后，各地陸續(xù)探索將電源側配建儲能逐步轉變?yōu)殡娋W(wǎng)側獨立儲能，山東、山西、甘肅、廣東等省份明確了獨立儲能參與現(xiàn)貨市場的規(guī)則，獨立儲能充放電采用節(jié)點電價結算。在輔助服務市場方面，《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》《電力輔助服務管理辦法》印發(fā)后，已有二十余省出臺新型儲能參與調峰調頻等輔助服務相關政策，其中安徽、吉林、湖南、福建、河南、廣東、寧夏、新疆、重慶、貴州等省市出臺了儲能參與調峰服務規(guī)定，山西、山東、廣東、江西、湖北、重慶、安徽等省市基于“按效果付費”原則給予新型儲能調頻補償。內蒙古、山東、甘肅、新疆、廣東等地已開展新型儲能容量補償機制探索。
新型儲能政策體系
1.3 發(fā)展?jié)摿Υ?/strong>
國內外大量研究表明，隨著新能源發(fā)電規(guī)模的提升，新型儲能將逐步替代可控電源的角色，成為電力保供和新能源消納的核心手段。中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟(CNESA)預測到2030年全國新型儲能裝機規(guī)模在2.41×108~3.26×108 kW之間，是屆時抽水蓄能的1.8~2.7倍。袁家海等預計2030年我國短時儲能需求為1.5×108 kW，“十五五”時期長時儲能技術仍將處于試點示范階段。王雪林等預計基準情景下2030年我國儲能需求為2.8×108 kW，其中短時儲能1×108 kW。全球能源互聯(lián)網(wǎng)合作發(fā)展組織研究表明在無車網(wǎng)互動的情況下，2030年新型儲能需求為9200×104 kW；若考慮車網(wǎng)互動，新型儲能需求降低至7000×104 kW。國際能源署(IEA)承諾目標情景(APS)預測我國2030年新型儲能裝機規(guī)模將超過4×108 kW，其中發(fā)電側、電網(wǎng)側儲能占比從90%降低至60%左右，到碳中和階段，我國風電、光伏等可再生能源裝機規(guī)模將接近60×108 kW，電力負荷高峰接近30×108 kW，屆時儲能裝機需求約10×108 kW，遠超火電裝機容量，成為電力系統(tǒng)中最重要的靈活性調節(jié)資源?？傮w來看，行業(yè)機構對新型儲能發(fā)展增速預計較為樂觀，普遍認為到2030年新型儲能裝機規(guī)模將大幅超過抽水蓄能，裝機量在2.2~4×108 kW之間；高校及科研院所預測相對保守，2030年新型儲能預測規(guī)模在9000×104~1.5×108 kW之間，車網(wǎng)互動有望占到新型儲能整體裝機容量的10%~20%，2030年前長時儲能需求相對較小。
表2國內外機構儲能預測對比
2 新型儲能產業(yè)面臨的關鍵問題
2.1 經濟性不足，顛覆性技術有待突破
過去十年，以鋰電池為代表的新型儲能成本持續(xù)下降，但隨著生產工藝不斷成熟，鋰電池規(guī)?；慨a的降本空間逐漸收窄，降本速度逐年趨緩。截至2024年底，國內鋰電池電芯成本降至400 CNY/kWh以內，逼近電池物料成本。此外，盡管電池材料、電芯、系統(tǒng)成本降速較快，但儲能項目EPC(工程設計、采購、施工)價格下降速度相對較慢。例如，2024年儲能系統(tǒng)中標均價下降幅度趨緩，2h磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)全年中標均價為628.07 CNY/kWh，同比下降43%，而EPC全年中標均價波動式下降，全年中標均價為1181.28 CNY/kWh，同比下降14.4%。在當前EPC成本水平下，新型儲能充放電成本仍在0.6~0.7 CNY/kWh(圖2)，與火電靈活性改造、抽水蓄能等常規(guī)電力系統(tǒng)靈活性資源相比其競爭力依然不足。除鋰離子電池外，鈉離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能、重力儲能等技術成本普遍偏高，距離商業(yè)化應用仍有較大差距。
2013—2024年全球鋰離子電池平均價格
除成本偏高外，支撐高比例新能源的顛覆性儲能技術尚未突破。鋰電池技術可較好適應分鐘到小時級調節(jié)時長應用場景，但隨著新能源發(fā)電占比增加，新型電力系統(tǒng)“靠天吃飯”特征將日益突出，日間、周間乃至季節(jié)間調節(jié)需求加大，目前全釩液流電池、壓縮空氣、氫儲能普遍存在投資成本高、轉換效率低的問題，難以真正實現(xiàn)10 h乃至季節(jié)性儲能。在毫秒至秒級調節(jié)方面，大規(guī)模風電、光伏電力電子裝備接入電網(wǎng)將減小電力系統(tǒng)轉動慣量，降低系統(tǒng)抗擾動能力。構網(wǎng)型儲能通過模擬同步發(fā)電機行為可起到快速調頻調壓、增加慣量和短路容量、抑制寬頻振蕩等作用，但還缺乏相應的標準和規(guī)范，相比常規(guī)儲能的溢價也達到了20%~30%。
2.2 市場規(guī)則不完善，調用機制不健全
不同于常規(guī)機組，新型儲能沒有啟動成本、空載成本以及分段電力成本曲線，且其充放電行為相互耦合制約，需要設計與其特征相匹配的電力市場申報和出清方式。2022年前，增量表前大型儲能以新能源發(fā)電配置儲能為主，核心功能為提升新能源消納率。2022年后，隨著新能源發(fā)電成本下降和棄電考核逐步放寬，單一新能源消納應用場景經濟性不足，大量新型儲能開始轉為電網(wǎng)側獨立儲能，運行模式也轉變?yōu)閰⑴c電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和中長期電力交易等。在輔助服務市場方面，不同地區(qū)參與調頻的準入門檻各有不同，且隨著新型儲能規(guī)模不斷擴大，調頻市場供需調整，激烈市場競爭導致調頻價格下降。在容量租賃方面，截至2023年底，超過22個地區(qū)在相關政策中提出新能源電站以租賃形式配置儲能，但隨著儲能供給的增加，租賃價格也持續(xù)走低，部分地區(qū)從2023年的240~270 CNY/(kW·a)降至2024年的不足200 CNY/(kW·a)。在容量補償方面，內蒙古、山東、青海、新疆、浙江和廣東等省已開展相關政策探索，但由于新型儲能應用場景、技術發(fā)展、成本疏導機制等方面較為復雜，國家級新型儲能容量電價政策尚未出臺。電網(wǎng)側替代型儲能因無法納入輸配電價，也基本處于停滯狀態(tài)。電源側、電網(wǎng)側新型儲能運營模式與政策機制轉變見圖3。
電源側、電網(wǎng)側新型儲能運營模式與政策機制轉變
由于缺少電力市場價格信號的有效引導，國內電源側、電網(wǎng)側新型儲能的商業(yè)運營模式仍處于探索階段，設備利用率不足。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022年新能源配儲系數(shù)僅為6.1%，遠低于火電廠配儲能(15.3%)、電網(wǎng)儲能(14.8%)和用戶儲能(28.3%)。2023年，運行情況有所改善，但遠未達到理想狀態(tài)。以中電聯(lián)統(tǒng)計的電化學儲能平均等效利用率指數(shù)來看，2022年、2023年新能源配儲僅都為17%，獨立儲能為30%、38%，工商業(yè)配儲為45%、65%。2024年上半年，各應用場景下新型儲能整體運行情況進一步提升，相比去年同期，新能源配儲平均等效利用率提升到34%，獨立儲能提升到59%，但相比用戶側儲能仍有明顯差距。盡管利用率相對較高，但隨著各地光伏發(fā)電占比升高和出現(xiàn)午間低谷負荷，用戶側儲能充電可能沖高用戶需量電價，增加用電成本。電化學儲能日均運行時間見圖4。
電化學儲能日均運行時間
2.3 產業(yè)“內卷化”，出海形勢日益嚴峻
在行業(yè)高速發(fā)展的同時，新型儲能“內卷式”競爭加劇，部分項目出現(xiàn)低于成本價中標的現(xiàn)象，嚴重擾亂了正常市場秩序，為行業(yè)發(fā)展帶來安全風險。早在2022年，新型儲能產品就開始出現(xiàn)結構性過剩，2023年全國新型儲能產能利用率低于50%。目前，國內新型儲能產線利用率已低于光伏、風電，國內產線利用率也低于全球其他地區(qū)平均水平。在產能和成本雙重優(yōu)勢下，“出?！背蔀樾滦蛢δ苄袠I(yè)的共識。從生產成本來看，我國電池(包括陽極和陰極生產設備)、電解槽制造成本均低于全球其他地區(qū)。但近期美國通過關稅、實體清單、供應鏈產地歧視等多種方式設置貿易壁壘。歐洲則設置一整套碳足跡規(guī)則限制電池進口，由于目前我國電力碳排放因子及碳足跡因子高于歐盟水平，盡管部分西南、南方區(qū)域，以及青海等省電力碳排放強度相對較低，但其低碳屬性無法得到歐盟認證，現(xiàn)行規(guī)定將提高國內新型儲能產品出海成本。新興市場增量需求有限且產品需求技術門檻低，部分地區(qū)已出現(xiàn)無序惡性競爭態(tài)勢。中國與全球電力碳排放及鋰電池生產成本對比見圖5。
中國與全球電力碳排放及鋰電池生產成本對比
注：圖 (a) 中全球及典型國家/地區(qū)數(shù)據(jù)取自國際能源署，中國各區(qū)域碳排放因子和碳足跡因子數(shù)據(jù)取自中國生態(tài)環(huán)境部網(wǎng)站；圖 (b) 數(shù)據(jù)取自中國生態(tài)環(huán)境部網(wǎng)站；圖 (c) 數(shù)據(jù)取自國際能源署。
3 “十五五”新型儲能發(fā)展展望與政策建議
3.1 發(fā)展展望
在技術層面，鋰離子電池技術成熟，產業(yè)鏈完備，應用場景廣泛，綜合優(yōu)勢突出，預計將在“十五五”時期保持市場主導地位。鈉離子電池憑借其豐富的資源和材料成本優(yōu)勢具有更大的成本下降空間，有望在“十五五”中后期替代部分鋰離子電池儲能需求。液流電池和壓縮空氣儲能技術相對成熟，國內產業(yè)初具規(guī)模，“十五五”時期的發(fā)展取決于新能源增速及電力系統(tǒng)儲能時長的需求。隨著一次調頻市場及混合儲能模式的成熟，飛輪及超級電容重力的應用規(guī)模有望得到提升。而重力儲能、液態(tài)金屬電池、熱泵儲電、氫儲能還存在工程化、循環(huán)壽命、充放電效率或安全性等方面的問題，預計2030年前其將處于技術驗證或示范階段?？傮w來看，鋰離子電池在技術水平、產業(yè)基礎、應用場景方面優(yōu)勢明顯，鈉離子電池具有明顯降本空間，而液流電池和壓縮空氣儲能在儲能時長和安全性方面更具競爭力，上述四類技術在“十五五”時期較具發(fā)展?jié)摿?圖6)。
四類新型儲能技術發(fā)展要素對比
在政策層面，電力市場不僅是新型儲能發(fā)展的基礎環(huán)境，更是推動技術創(chuàng)新與商業(yè)模式升級的核心引擎?！峨娏κ袌鲞\行基本規(guī)則》等文件確立了儲能的市場成員地位?！蛾P于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》等文件明確了獨立儲能充放電價格形成機制。2025年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布新能源上網(wǎng)電價市場化改革文件，提出推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成，并明確不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。新能源配建儲能是當前新型儲能市場增長的重要驅動力，容量租賃是配儲項目的主要收益來源，新能源進入電力市場和取消配儲要求將增加新型儲能項目收益的不確定性，也意味著其建設、運行模式，將由“按固定容量配比”向“以市場效益為準”的方向轉變，有助于引導新型儲能合理投資布局，提升新型儲能利用水平。在新形勢下，新型儲能收益將取決于“分時電價+容量價格+輔助服務價值”復合型價格信號，這也對各地電力市場建設提出了更高要求。
3.2 政策建議
一是推動協(xié)同規(guī)劃，完善法律保障。當前電力系統(tǒng)形態(tài)正在發(fā)生深刻變化，源網(wǎng)荷儲一體化趨勢加強，新型儲能的規(guī)劃布局需要從源網(wǎng)荷儲綜合資源優(yōu)化角度考慮?！笆奈濉睍r期我國新型儲能發(fā)展出現(xiàn)了一定功能定位不清晰、空間布局不合理的問題，有必要在“十四五”能源綜合規(guī)劃、電力規(guī)劃、可再生能源規(guī)劃等能源規(guī)劃體系中明確儲能的功能定位，進一步完善“十五五”及中長期新型儲能發(fā)展各項目標、重點任務和發(fā)展機制。其次，建議研究制定“十五五”新型儲能專項規(guī)劃及中長期儲能發(fā)展戰(zhàn)略，對新型儲能行業(yè)發(fā)展進行科學引導，根據(jù)電力系統(tǒng)需要合理規(guī)劃儲能建設的規(guī)模和布局，促進制儲運用協(xié)調發(fā)展。此外，新版《能源法》提出要推進新型儲能高質量發(fā)展，發(fā)揮各類儲能在電力系統(tǒng)中的調節(jié)作用，《電力市場運行基本規(guī)則》對新型經營主體進行了定義，但新型儲能在電力市場中的平等、獨立經營主體地位仍需要進一步通過立法等形式明確。
二是聚焦關鍵堵點，突破技術瓶頸。當前新型儲能成本仍然偏高，長時儲能、混合儲能、構網(wǎng)型儲能技術有待突破，設備壽命和安全性仍需要驗證，有必要研究制定儲能技術近、中、遠期發(fā)展目標和實施路線圖，持續(xù)推動關鍵技術試點示范，通過技術進步實現(xiàn)成本下降和性能提升。一方面要大力推動新型儲能本體技術研發(fā)，圍繞鈉離子電池、下一代液流電池、壓縮空氣儲能、重力儲能等關鍵技術開展技術研發(fā)與攻關，重點突破連續(xù)放電時長10 h以上的新型儲能技術。另一方面要持續(xù)推進新型儲能系統(tǒng)集成與測試技術研發(fā)，重點提升新型儲能主動支撐、慣性響應、電壓無功調節(jié)等構網(wǎng)能力。同時，要加快新型儲能試點示范，重點利用多種儲能技術配合應用實現(xiàn)優(yōu)勢互補，研發(fā)“鋰電+飛輪”“鋰電+超級電容”等混合儲能的優(yōu)化配置、能量管理、協(xié)同控制等技術，加快制定混合儲能設計、安裝、運行等相關標準，推動混合儲能在電力系統(tǒng)中的創(chuàng)新應用。最后，要加快新型儲能安全技術研發(fā)，加快固態(tài)電池、水系電池、機械儲能等高安全儲能技術研發(fā)與應用，從源頭上杜絕新型儲能項目安全隱患。
三是完善價格機制，提升盈利水平。參與電力市場是新型儲能發(fā)展趨勢，當前各地電力體制改革進程不一，新能源和新型儲能與電力系統(tǒng)的融合模式處于探索階段，新型儲能參與的電力市場存在容量補償缺失、報價出清模式不兼容、調度與價格機制不完善等問題。首先，建議結合負荷曲線、電源結構、網(wǎng)架形態(tài)等因素，加快核算新型儲能容量價值，盡早明確新型儲能容量補償方案。其次，要降低新型儲能參與電力批發(fā)市場的準入門檻、優(yōu)化出清模型、豐富市場品種，探索基于充放電價差的市場報價與出清模型，引導新型儲能以市場化方式參與系統(tǒng)調節(jié)。作為電力系統(tǒng)重要調節(jié)性資源，新型儲能對保障電力安全供應有突出作用，因此需要加強市場化運行和緊急調用機制的銜接，完善新型儲能參與臨時調度和緊急調度的成本回收規(guī)則，使新型儲能可以在各種不經濟調度的情況下收回其損耗成本和機會成本。最后，隨著分布式新能源和電動汽車的大量接入，新型儲能對降低電網(wǎng)阻塞和延緩電網(wǎng)投資的作用將不斷凸顯，建議開展配電臺區(qū)共享儲能的模式探索，研究設計適應配電網(wǎng)共享儲能的市場交易品種和交易規(guī)則，同時加快研究電網(wǎng)替代型儲能的定義與邊界，評估新型儲能替代輸配電設施投資及提升系統(tǒng)應急保障能力的綜合效益，合理測算電網(wǎng)替代型儲能設施投資與運行成本，盡快形成電網(wǎng)替代型儲能成本疏導方案。
四是加快產品升級，拓展全球市場。合理競爭有助于優(yōu)化資源配置、提升生產效率、降低生產成本、推動產業(yè)升級，我國新型儲能產業(yè)取得的全球競爭力正是市場競爭的結果。而“內卷式”競爭下企業(yè)以過度降價搶占市場份額，資源過度集中于短期市場，研發(fā)投入下降，產業(yè)升級變慢，長期來看勢必削弱企業(yè)競爭力和行業(yè)健康度。近期國內部分地區(qū)新型儲能行業(yè)出現(xiàn)“內卷式”競爭苗頭，建議強化新型儲能產品市場化準入機制，嚴格規(guī)范技術條件，加快儲能技術的標準化進程，制定和執(zhí)行嚴格的技術標準和安全規(guī)范，建立健全技術標準體系，加強安全防護水平，淘汰落后產能。培育延伸鈉離子電池儲能、重力儲能、氫儲能等發(fā)展初期的儲能產業(yè)鏈配套產業(yè)，補齊產業(yè)鏈條。與此同時，國家應引導各地結合資源稟賦、產業(yè)基礎等條件，精準定位源、網(wǎng)、荷目標市場，避免“一窩蜂”重復建設和“同質化”惡性競爭態(tài)勢。此外，有關部門與行業(yè)組織有必要加強與歐美國家標準與規(guī)則對接，建立關于儲能電池碳足跡的核算規(guī)則、方法論和數(shù)據(jù)庫，破除新型儲能貿易壁壘，努力達成產能合作，并同步向新興市場推廣“新能源+儲能”方案，積極培育新興市場對新型儲能的需求。
