新型储能配置灵活、响应迅速，更加适合新能源储能消纳。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确新型储能独立市场地位。同年5月，独立储能的定义首次明确，完善了新型储能相关市场机制、价格机制和运行机制，指出电网侧独立储能不承担输配电价和政府性基金及附加费用，新型储能盈利模式逐步明确。
我国新型储能产业发展迎来重要战略机遇期，成为催生能源工业新业态、打造经济新引擎的突破口之一。尽管行业发展迅速，但实现商业化依然充满坎坷。安全困境犹存、成本疏导难、新能源配储利用率低，是困扰新型储能规模化发展的“三座大山”。
我国多地将配建储能设施作为新能源场站并网或优先调度的前置条件，但建设成本往往由新能源企业单一市场主体承担，影响了项目投资积极性。中国电力企业联合会此前发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，新能源配储等效利用系数较低，储能项目“建而不用”问题突出。
清华大学电机系主任康重庆表示，要从“安全性、经济性、低碳性”的角度全面评估储能价值，充分考虑储能参与的灵活性资源市场机制、灵活性成本分摊机制。
电化学储能发展迅猛，但技术经济性仍有待提升。“与抽水蓄能机组相比，锂离子电池储能寿命较短、可用容量不断衰减，全寿命周期度电成本较高。”南方电网储能股份公司储能科研院院长陈满表示，目前储能参与电能量市场、辅助服务市场等电力市场的机制还处于起步阶段，储能商业模式与市场机制有待进一步完善。
中国新型储能产业创新联盟常务副理事长高纪凡建议，推动新型储能健康发展要充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，完善市场化交易机制，丰富新型储能的参与交易品种，配套市场监管规则，推动新型储能与电力系统各环节深度融合发展；加快推动商业机制和模式体制机制创新，在重点地区先行先试，推动技术革新、产业升级，促进新型储能市场化可持续发展；强化技术攻关，构建新型储能创新体系，增强我国储能产业整体竞争力，完善储能产业链，解决储能产业链的卡脖子问题，实现新型储能产业高水平走出去；强化标准的规范引领作用，结合新型电力系统的建设需求，建立涵盖新型储能项目建设、生产运营全流程安全环保技术管理等专业技术内容的标准体系。
现阶段，美国、欧洲、澳大利亚等拥有更成熟的储能市场机制，共性特征在于放开电价管制并建立某种竞价机制，让储能主体从电价波动（充电和放电的价差）中获得商业收益，相比之下，我国的电力市场化和新型储能参与市场方式还有优化空间。
目前，国内抽水蓄能已有适用的容量电价机制，但容量电价是否覆盖新型储能尚在讨论中，容量电价是一种经济激励机制，使机组能够获得电力能量市场和辅助服务市场以外的稳定收入，有利于提高储能投资回报确定性。在新型储能参与市场方式方面，储能既可以提供削峰填谷、容量资源、调频备用等市场化程度较高的服务，又可以提供延缓输电投资、增强电网稳定性等尚被管制的服务，收益体现在多个环节，成本却往往由单一环节（主要是发电侧）承担，使其市场定位模糊，由此造成了成本疏导不畅、社会投资意愿不强等问题，因此，明确新型储能的市场定位对其市场化发展至关重要。