储能是众多国家用于推进碳中和目标进程的关键技术之一，其在电力系统中的功能是调峰调频，可根据电力系统的运行需要，实现充电或放电，确保电力系统平稳运行。随着我国“双碳”战略的推进，风电、光伏等具有间歇性的新能源正在大规模接入电力系统，导致需要建设与之相对应的储能系统来解决电力供需不匹配。

　　根据各地方政府的“十四五”规划，到2025年底，加总后的新型储能装机规模超过4700万千瓦，相当于两座三峡水电站，涉及投资超1600亿元。

　　新型储能的兴起，与一系列政策的推动有关。

　　国务院在2021年10月印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统；国家发改委、国家能源局年初发布的《“十四五”现代能源体系规划》则提出，构建新型电力系统，需要“加快新型储能技术规模化应用”。

　　根据国家发改委、国家能源局2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

　　各地政府在“十四五”中的规划已远超3000万千瓦。“据中关村储能产业技术联盟统计，仅青海、山东、内蒙古、甘肃、安徽、河北、浙江七地储能的规划就达3150万千瓦。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬向第一财经记者介绍，“同时，已有20多地明确新能源配置储能比例，按照规划初步测算，储能装机总规模预计约达到4700万千瓦。”

　　截至2021年底，全国新型储能装机规模600万千瓦。这意味着，从2022年到2025年，还有4100万千瓦的新型储能市场等待开发。按照当前每100万千瓦平均造价为40亿元来计算，这4100万千瓦的新型储能涉及投资金额近1640亿元。

　　公开资料显示，2021年至今，全国至少有24个省（市、自治区）发布了新能源配储政策，将配建储能作为新能源并网或核准的前置条件。其中，多省份提出储能配置比例一般为10%及以上，个别达到20%，甚至更高。

　　由中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟编著的《2022中国储能产业创新发展白皮书》称，当前“新能源汽车企业已步入1-N发展阶段，而储能正处于0-1阶段”。这一表述实则揭示了新型储能产业机遇与风险并存的现实。