近期，国家确定新能源将是未来电力系统的主体。构建以新能源为主体的新型电力系统的关键，是真正实现风电和光伏发电占主体地位。随着新能源成为主力能源，逐步增量替代火电，电网的稳定性亟需大量储能，配置比例和备电时长将提升。特别是在碳达峰后，储能或在电网侧存量替代火电，承担主力电网调峰调频职责。
未来新型电力系统会定义业能源互联网，数字化是能源互联网的核心抓手，通过数字化打通源网荷储各个环节。新能源主体及储能产业发展的必然趋势是，海量的分布式储能通过数字化手段形成一个虚拟的大型能源调节中心，进而帮助可再生能源的高比例接入和使用，来实现清洁、低碳的目的。
截至2020年底，我国风电和光伏累计装机为5.3亿千瓦。按照预测，到2030年新能源装机可能会达到16-18亿千瓦，这意味着从现在起到未来十年，新能源装机将新增10.7-12.7亿千瓦左右。储能被认为是解决新能源发电不稳定的最主要工具，可以实现削峰填谷，而新能源配置储能可以实现能量搬移，解决弃风弃光，平滑功率输出，降低功率波动范围等，并实现新能源发电的高效并网和消纳。
全球储能累计装机总功率为186 GW，中国为33 GW。全球发电系统中的储能渗透率为2.8%，中国仅为1.5%，仍有较大上升空间，储能产业正临近商业爆发拐点，即从示范性应用转向运营性应用。
青海、山西、山东、内蒙古等多个省份已经陆续出台“新能源+储能”相关方案，主要集中在“光伏+储能”、“风电+储能”模式。
海南：“十四五”期间全省可再生能源电力消纳责任权重确定。每个申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设备案规模10%的储能装置。
山西：“十四五”期间，大同市增量新能源项目全部配置储能设施，配置比例不低于5%;存量新能源项目鼓励企业分期适量配置，优先对微电网、增量配电、独立园区等具备条件的用户配置。
宁夏：要在新能源富集的宁东、吴忠、中卫地区先行开展储能设施建设。建设“新能源+储能”示范应用项目，并在全区推广应用；“十四五”期间，新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。
青海：积极推进储能和可再生能源协同发展。实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。
陕西：从2021年起，关中、陕北新增10万千瓦（含）以上集中式风电、光伏发电项目按照不低于装机容量10%配置储能设施，其中榆林地区不低于20%，新增项目储能设施按连续储能时长2小时以上，且须与发电项目同步投运。
内蒙古：进一步增加可再生能源电力消纳能力，到2025年，全区可再生能源电力总量消纳责任权重力争达到25%以上，推动自治区可再生能源高质量发展。
日前，国家发改委、国家能源局发布的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》提出，将在符合电力项目相关投资政策和管理办法基础上，鼓励社会资本等各类投资主体投资各类电源、储能及增量配电网项目，或通过资本合作等方式建立联合体参与项目投资开发建设。
目前，在市场端多个上市公司都在新能源配置储能领域进行布局和投入。但专家认为各地支持新能源配置储能发展，会增加新能源项目的投资本成，只有当锂电池成本下降至约0.35元/度电时才具备经济性，届时可再生配储能也将更具可行性。
