2021年7月，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变，到2025年，累计装机规模达3000万千瓦以上。该文件作为“十四五”时期的第一份储能产业综合性政策文件，给行业发展服下一颗“定心丸”。2021年9月，国家能源局发布《新型储能项目管理规范（暂行）》，促进新型储能积极稳妥健康有序发展，支持以新能源为主体的新型电力系统建设。

据不完全统计，截至目前，我国已有超过20个省份发布新能源配置储能政策，要求比例在5%—20%之间。比如，浙江提出2021年—2023年全省建成并网100万千瓦新型储能示范项目，在“十四五”时期，力争实现200万千瓦左右新型储能示范项目发展目标。

从地方的实践来看，部分新型储能已经开始进行商业化探索，初步形成了减少弃风弃光增加电费收入、参与调峰调频获得辅助服务补偿、开展削峰填谷获取价差等盈利模式，部分地区在合同能源管理、共享储能等市场化运营模式方面取得了一定成效。

随着我国明确“双碳”战略目标和构建以新能源为主体的新型电力系统，新型储能迎来发展机遇期。有机构预计，在“十四五”期间，新型储能市场的年均增长将达50%以上，市场规模或达千亿元；到2060年，新型储能市场规模或达万亿元。

不过，需要指出的是，新型储能项目要防止无序发展、一哄而上。目前，新型储能行业尚处于发展初期，商业模式尚不清晰、运营成本居高不下。据业内人士透露，为促进新能源消纳，达到提供电网调频调峰、平衡输出、缓解电力波动的作用，多个省份要求新建新能源电站配备10%—20%的储能系统，但碍于储能成本较高、没有成熟的商业模式，很多储能电站建成后使用效率不高。

国家能源局科技装备司副司长刘亚芳指出，目前，我国储能领域仍然面临着诸多问题，在技术经济性、应用安全性、政策环境和市场机制等方面都有待进一步提升完善。她认为，接下来需要做好以下四方面工作：一是推动新型储能规模化发展。坚持规划引领，优化建设布局，促进新型储能与新型电力系统各环节有机融合、协调发展；二是鼓励新型储能市场化应用。因地制宜探索灵活多样的商业模式，在保障安全的前提下，探索共享储能、云储能、储能聚合、电动汽车储能等新模式；三是加快完善新型储能体制机制。大力推进电力体制改革和电力市场建设，营造公平竞争的市场环境。研究建立新型储能价格机制，促进储能成本合理分摊和疏导；四是积极开展新型储能技术创新。以“揭榜挂帅”等方式开展新型储能技术攻关，推动产学研用各环节有机融合，加快创新成果转化，提升新型储能领域创新能力。