2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上。2022年3月，《“十四五”新型储能发展实施方案》进一步明确发展目标和细化重点任务。为加快推进新型储能规模化应用，推动新型储能快速发展，全国多省市自治区陆续提出了“十四五”新型储能装机目标。
青海省将全面提升多能互补的储能调峰能力。积极发展优质调峰电源、加快推动黄河上游梯级储能电站建设、全面推进电化学等新型储能设施建设。
甘肃省积极支持用户侧储能多元化发展，探索储能与物联网融合发展，建设分布式储能绿色能源系统。争取率先开展推动重力压缩空气储能应用示范。
河南省明确提出推广独立共享式储能电站模式，单个电站容量不低于50MW，鼓励发电企业、电网企业和电力用户租赁储能电站服务。
河北省大力发展煤电灵活性改造、燃气调峰电厂、抽水蓄能电站的基础上，综合考虑河北省电力安全供应、系统调节能力、电网支撑和替代、用户侧等需求情况，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，具备规模化商业化应用条件。
广东省建设发电侧、 变电侧、 用户侧及独立调频储能项目200万千瓦以上，力争到2025年电力需求侧响应能力达到最高负荷的5%左右。
内蒙古大力推进电源侧储能发展，发展新能源基地配套储能项目，新建新能源电站按照不低于15%(2小时)配置储能装置，布局一批风光储、风光火(储)、风光水(储)等多能互补型电站，提高电站整体调峰、调频深度和响应速率,促进高比例新能源高效利用。
浙江省重点支持集中式较大规模(容量不低于5万千瓦)和分布式平台聚合(容量不低于1万千瓦)新型储能项目建设，为电力系统提供容量支持及调峰能力。鼓励探索开展储氢、熔盐储能及其他创新储能技术的研究和示范应用。
浙江丽水新型储能装机容量达到120MW以上。
浙江义乌储能装机达到100MW/200MWh以上。
安徽省与别的省份不同，安徽省明确制定了各年度新型储能累计装机规模发展目标：2022年，800MW;2023年，1.5GW;2024年，2.1GW;2025年，3GW;电网侧、电源侧、用户侧储能多元化发展，将支持上述目标的实现。
广西壮族自治区2023年底前建成投产电化学储能容量不低于150万千瓦/300万千瓦时。
北京市鼓励支持先进电化学储能、大规模压缩空气储能等高效率、长寿命、低成本储能技术研发，推动实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。
湖南省积极推进电网侧储能建设，以建设大规模共享储能为主，优先在新能源资源富集的地区建设一批电网侧独立储能项目，解决新能源消纳困难、系统调节能力不足、安全稳定水平不高等问题。
云南省将规划建设31个新能源基地，装机规模为1090万千瓦，建设金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域“风光水储一体化”基地以及“风光火储一体化”示范项目新能源装机共1500万千瓦。
贵州省推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范，实现“源网荷储”的智能化高度与交易。
据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会《2022储能产业应用研究报告》数据统计分析，预计到 2025 年，我国新型储能装机规模将突破 5000万千瓦。但是，考虑到新型储能安全性问题、储能价格机制滞后性、新型储能原材料紧缺等方面的现实情况，电化学储能电站装机规模大概率会存在一定滞后性。到2025年，电化学储能装机增量预计将达到 12GW，累计装机将达到约 40GW，90% 以上都将以锂离子电池为主。
展望未来，在政策面的强有力支撑下，将推动一大批新型储能技术和系统集成商在产业发展机会中受益，为助力“双碳”目标的实现做出贡献。
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