近日，根据江苏省发改委消息，4月2日，国家发展改革委价格司彭绍宗副司长一行赴江苏省开展专题调研，研究完善抽水蓄能和新型储能电站价格形成机制，推动行业健康持续发展。
调研组先后前往国网新源宜兴抽水蓄能电站、国信深阳抽水蓄能电站、苏州协恒光伏科技有限公司开展实地走访，听取了抽水蓄能和新型储能电站的运行和生产经营情况汇报，以及相关企业对完善国家抽水蓄能价格政策、制定储能电站价格形成机制提出的意见和建议。
彭绍宗副司长表示，国家发展改革委将会同能源局加强对电化学储能项目扶持政策的研究。下一步，国家将对此次调研中收集到的企业提出的有关项目、财税、价格等方面的情况和问题进行深入研究，统筹考虑并出台相关政策。
不久前，3月15日我国明确提出了构建以新能源为主体的新型电力系统，但在目前的新能源发电中，风能、太阳能发电具有间歇性、不稳定性的特点。如何解决这些问题，保障用电系统的安全性？储能则成为了解决新能源发电不稳定性的最主要工具，储能设备可与新能源进行配套，跟踪计划出力，优化新能源电站出力，平抑波动，实现削峰填谷以及解决微电网系统可靠供电保证问题。
除此之外，3月30日国务院b·体育（中国）发布会上，国家能源局局长章建华针对储能行业也指出，要加快推进抽水蓄能、新型储能等调节电源建设，增强电力系统灵活调节能力，大力提升新能源消纳水平。并表示，国家能源局正在围绕促进能源低碳智慧转型、新能源高质量发展、新型电力系统建设、新型储能发展等重点任务，研究制定配套政策措施。
抽水蓄能作为电力系统中稀缺的调节资源，不仅能有效促进新能源消纳，更能增强电力系统的平衡调节能力。随着高比例可再生能源接入，抽水蓄能电站发展需求将持续增长，投产规模将大幅提升，初步预计“十四五”期间年度投产规模约500-600万千瓦，预计五年内抽水蓄能电站新开工规模在3000-4000万千瓦。
据悉，目前我国有2亿千瓦以上的抽水蓄能项目在开展前期工作，根据抽水蓄能电站的需求分析，综合考虑规划站点资源情况与相关影响因素，预计到2035年，抽水蓄能需求规模约为1.4-1.6亿千瓦。
此外，据国网能源研究院最新预计，2030年之后的新型储能（即为抽水蓄能之外的各类储能总称）也将快速增长，2060年装机将达4.2亿千瓦左右；而截至2019年，我国中国的新型储能累积装机规模为2.1GW，这表明，新型储能装机规模将有200倍的增长空间。
随着各地配储政策的相继出炉，新能源配置储能助力消纳也俨然成为趋势。据公开信息统计，已有包括河南、山东、山西、湖南、贵州、青海、安徽、新疆、江西、内蒙古、宁夏等数十个省份表示优先、鼓励以及要求一定比例的储能配置。国家电投科技创新总监范霁红也表示，“当前，配置储能正在成为新能源并网或核准的前置条件”。
不过储能行业虽受宏观政策方面大力支持，但自身还存在一些问题和挑战。譬如，储能度电成本较高，缺乏相关行业标准，储能系统集成参差不齐，缺少盈利政策和市场机制等等；且对于配置储能的新能源项目来说，1W至少要增加0.1元的成本。解决这些问题，储能行业必须需要相关政策的规范、引导。
随着，构建以新能源为主体的新型电力系统成为实现碳达峰、碳中和主要举措之一，储能也肩负重任，而新型电力系统的建设也要求我们需要建立多层次，集中式与分布式并举以及调频调峰与削峰填谷高渗透的储能系统。
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