如果你对该问题感兴趣的话，推荐你看看《电力及公共事业行业能源转型深度报告：新型储能技术及产业研究报告》这篇报告，下面是部分摘录的内容，具体请以原报告为准。
1.锂离子电池任重道远，动力电池需求旺盛，成本居高不下
新型储能各技术路线相较而言，锂离子电池技术成熟度最高，应用也最广泛，但其度电 储能成本仍在 0.6 元/千瓦时以上，1h-2h 储能时长的小规模示范应用尚可依靠补贴和政策 倾斜加以平衡，随着储能装机量的提升，2h 以上的长时储能需求量增大，这样的成本水 平将导致系统成本大幅增加。 电动汽车对锂离子电池的需求日渐增多。综合相关机构预测，到 2035 年，全球电动汽车 动力电池对于锂离子电池的需求超过 3500gWh，与此同时，金属锂的全球已探明储量约 2200 万吨，我国储量仅约 150 万吨，旺盛的需求除了对锂资源提出挑战，也造成锂离子 电池成本居高不下，当前锂离子电池尚无法满足电动汽车动力电池的需求，更难以支撑 上亿千瓦级的储能市场。
2.新型储能示范（首台套）项目落地实施困难重重
示范项目代表着创新技术的首次规模化实际应用，特别是首台套项目的建设，没有可参 照对比的成熟案例，相关技术标准、安全标准等往往缺失或与现有标准不一致，在项目 立项审批时会触及到很多原有规章制度的空白，地方政府和主管部门在项目审批过程中 缺乏依据难以决策，使得应用新技术的项目落地难度增大，不利于新型技术的发展和示 范。 市场对于创新技术也存在较多“歧视”现象，出于规避未知风险的考虑，相关项目市场 招标会对历史业绩等提出明确要求，示范（首台套）项目难以通过市场化方式推动落地； 另一方面，示范（首台套）项目存在较多的不确定性，需要通过实际项目进行验证和优 化，经济性无法保证，难以获得市场和投资者的青睐，在资金、应用场景、审批流程等 多重因素制约下，项目落地困难重重。
3.新型储能价格机制未建立，商业模式仍有待探索
“双碳”目标引发了电力系统结构的深度变革，电力供应可靠性、电网安全稳定运行、 新能源高效利用等成为未来电力系统发展的主线，储能作为提升系统调节能力、促进新 能源消纳的重要措施，是新型电力系统中不可或缺的组成部分，电力系统中增加储能已 成为共识，但没有完善的价格机制支撑，额外增加的储能设备缺乏投资回收渠道，难以 吸引更多的资本投入，无法实现产业的稳定可持续发展。 当前只有部分省份对独立共享储能建立了较为明确的市场规则，但相关规则基本只着眼 当下，无法长期适用。对新能源项目配置的储能装机来说，其受调度机制与回报机制均 不明确，不仅不能发挥储能装机的作用、更无投资回收机制和渠道。对于用户侧储能， 除峰谷差套利外尚无其他盈利模式。总体来看，适合国内储能产业发展的市场机制和商 业模式仍有待进一步探索。
4.新能源配置储能标准缺失，监管难度加大
随着对储能在电力系统中重要性的认识不断加深，新能源项目要求配置储能逐渐成为常 态。自 2020 年起，地方各省对于新能源项目配置储能的政策要求力度已逐渐加强。没有 价格机制的支撑，储能设备的配置属于纯成本开支，对于平价上网后盈利能力有限的新 能源发电项目造成极大压力，从实际情况来看，目前缺乏统筹规划和管理，小规模的储 能难以真正发挥作用，造成资源的极大浪费。
新型储能的市场发展速度快于标准和监管制度体系的建设速度，使得当前储能行业监管 难度加大，个别地方为了招商引资，要求新能源必须配置储能，增加项目投资成本，项 目业主为降低成本使用低价劣质产品，造成低端技术凭借价格挤压先进技术、参数虚标 作假等劣币驱逐良币的现象，严重影响行业健康发展。
5.新型储能在国家法律层面的支持不够
尽管近年来国务院、各部委和各级地方政府对于发展储能的政策密集出台，一再强调发 展储能（特别是新型储能）的重要性，但缺乏顶层设计和统筹规划、标准缺失等系列问 题。目前新型储能产业正面临商业化发展初期向规模化发展的关键时期，需要政策作出 更强有力的支持。 自 2010 年《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》提出了“电网企业应发展和应用 储能技术”的原则性要求，至此再未从立法层面对储能作出规定，相对概括的要求无法 对储能企业参与市场活动提供明确的指导和规范作用。虽然在《电力中长期交易市场规 则》等政策中明确支持储能企业是电力交易市场的独立主体，但具体的权利义务等交易 规则并未明确，仍体现出明显的原则性和指导性特征，储能企业的独立市场地位仍未真 正落实，亟需从法律层面给予明确定位，为新型储能产业发展提供法律保障。
1.尽快将电动汽车作为移动储能电站纳入新型储能范畴
电动汽车不仅是交通工具，更是移动的储能工具，截止 2022 年 6 月，中国纯电动汽车保 有量已超过 810 万辆，预期今年超过 1000 万辆，电动汽车未来在新型电力系统应用场景 丰富，目前技术上已实现车网双向的电力充放。推动电动汽车作为移动储能工具纳入新 型储能范畴，构建虚拟电厂参与新型电力系统，为电网提供削峰填谷等服务，将对保障 电力系统稳定性、发挥电动汽车的储能价值产生重要意义。未来应从政策层面推动电动 汽车电力反哺电网、电力实时结算等政策瓶颈，实现电动汽车储能效益。
2.简化新型储能项目审批流程
积极鼓励创新技术的试点示范。聚焦各类应用场景，关注多元化技术路线，开展重大科 技创新、不同技术路线、不同场景和区域的试点示范，并加强试点示范项目的跟踪监测 与分析评估。对于通过试点示范项目取得预期成果或经权威专家组论证通过的重大创新 技术，从金融、市场等方面给予进一步支持。 政策保障试点示范项目顺利落地。充分认识新型储能在新型电力系统中的重要地位，将 新型储能试点示范项目列入国家或地区重点支持的科研项目计划，特别是自主创新技术 或首台套工程，开辟项目审批绿色通道或特事特办简化项目审批流程，鼓励各地因地制 宜开展新型储能政策机制改革试点，大胆先行先试。支持新型储能相关的先进集成制造 产业落地，培育和延伸新型储能上下游产业，推动全产业链发展。
3.加快建立新型储能价格机制，探索多元商业模式
建立和完善新型储能价格机制。政府主管部门应针对新型储能产业的客观发展阶段，对 储能的购电价格、放电价格、输配电价格以及结算方式等方面制定明确的交易电价政策， 补偿储能所产生的经济效益和环境效益。现阶段以激励新型储能技术及产业发展为主， 为未来新型储能发展做好政策研究储备。在经济基础较好、市场化程度高的地区，加快 探索实施储能容量。 电费机制。考虑增加新的辅助服务品种，结合实际情况探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、 备用等各类辅助服务品种的设立。
强化新型储能独立市场主体地位。基于新型储能对于电力系统的容量支撑与调峰能力， 以及应急供电保障和延缓输变电升级改造需求的能力，支持新型储能作为独立市场主体 直接参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，使其能够在各类市场中进行灵 活交易，充分发挥其灵活性和系统价值。 创新商业模式。基于新型储能独立市场主体地位，推动发展规模化独立储能和共享储能， 逐步取代新能源发电项目单独配套的储能项目，在条件具备的地区开展商业模式创新试 点，结合不同技术路线和不同地区特点，从容量租赁费用、峰谷套利、辅助服务、容量 电价补偿等方面探索新型储能项目的赢利模式，积极引导社会资本的投入，推动新型储 能产业的可持续发展。管理部门和市场参与者，应有足够的信心和耐心，支持各种商业 模式探索和发展。
4.因地制宜发展新型储能，分类制定各项标准
因地制宜推动新型储能良性发展。各地应以实际需求为导向，开展新型储能产业顶层设 计，统筹规划新型储能建设规模、建设标准和空间布局，避免无效投资和重复投资，杜 绝因政策与市场不配套引发的资源浪费和以次充好等恶劣现象，政府主管部门应加快新 型储能项目的监管体系建设，加强对储能装置生产、检测认证、建设安装和运营的质量 监督和安全监管，确保有效投资和行业的健康发展。 加快新型储能标准体系建设。基于新型储能技术仍普遍处于研发和示范的现实情况，技 术标准仍有较大不确定性，应首先从安全性、稳定性、工作效率、环境友好性等方面建 立新型储能的示范建设标准，并逐步完善各新型储能技术路线的技术标准，加快建立以 储能全生命周期性能表现为核心的标准体系，并随行业发展更新迭代。
5.强化新型储能法律地位，加快推动《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》修订
推动新型储能立法保障。重视新型储能作为新兴主体在电力系统中的重要作用，以及新 型储能缺乏高位阶、有效力法律规范的现实情况，加快推动《中华人民共和国可再生能 源法（修正案）》的修订，从立法层面明确新型储能在实现“双碳”目标、能源转型和新 型电力系统中的战略地位，对新型储能规划建设、投资运营、调用消纳、价格机制等内 容提供法律依据和保障。 持续完善新型储能相关政策。从推动行业快速发展和规范行业健康发展的角度，不断结 合产业发展实际提供政策指导，从市场准入、审查批复、市场监管、激励政策等层面对 现有储能政策进行进一步细化和完善。各省市根据自身特点，在国家宏观政策指导下提 出符合自身发展实际的新型储能政策并推动落实，引导行业的良性可持续发展。
