7月23日，《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》正式挂网发布。
根据意见，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。
到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。
《指导意见》要求，研究编制新型储能规划，进一步明确“十四五”及中长期新型储能发展目标及重点任务，并且大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布局、积极支持用户侧储能多元化发展。结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。充分发挥大规模新型储能的作用，推动多能互补发展，规划建设跨区输送的大型清洁能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源电量占比。探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。
在大力推进电源侧储能项目建设方面，《指导意见》提出，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目；探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。
在支持用户侧储能多元化发展方面，《指导意见》提出，鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展新场景。鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、人工智能、区块链等技术。
健全“新能源＋储能”项目激励机制。对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。
《指导意见》还提出，推动技术进步，壮大储能产业体系，包括坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用等。
《2021年储能产业研究白皮书》显示，储能产业已经吸引了越来越多资本的关注。2020年，国内与储能相关的投融资金额约在74亿元左右。另有数据显示，2020年新增投运项目中，储能在新能源发电侧中的装机规模最大，超过58万千瓦，同比增长438％。
在碳达峰、碳中和确定目标下，“新能源＋储能”加速成为多地新能源产业标配。今年以来，海南、山西、宁夏、青海、陕西、内蒙古等六个省份相继发布新能源配置储能方案，主要集中在“光伏＋储能”“风电＋储能”模式，配置比例多要求在10％以内。
业内人士分析表示，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35．6吉瓦（1吉瓦＝100万千瓦），这意味着未来5年新型储能将在现在基础上大幅增长，而且这些新增储能将主要集中在“光伏＋储能”“风电＋储能”“电化学能＋储能”等新型储能方面。
