新能源的大规模发展给电力系统的安全可靠运行带来了巨大挑战。“十四五”能源规划提出要“加快推进抽水蓄能电站建设，力争到2025年抽水蓄能电站装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机规模达到6000万千瓦左右”，“加快新型储能技术规模化应用，大力推进电源侧储能发展，优化布局电网侧储能，积极支持用户侧储能多元化发展”。
据国家能源局预测，2025年新型储能装机规模将超过3000万千瓦，年均增长50%以上。
国网新能源控股有限公司抽水蓄能技术经济研究院规划评审中心室主任张云飞表示，新型电力系统是一项系统工程，需要处理好火电机组有序退减出、风光等可再生能源有序渗透、灵活性资源合理配置三方面的关系。我国提出2030年风光总装机达到12亿千瓦以上的目标，按照15%配置储能的规模估算，至少需要1.8亿千瓦的储能。目前新型储能和抽水蓄能的发展规模都相对滞后，需要促进抽水蓄能与新型储能的协同发展。
在中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻看来，新型储能的发展存在两方面挑战：一是供应链价格波动传导至下游储能市场。2021年至今，在上游原材料价格的影响下，储能电池成本上升超过20%。项目初始投资相应增加、项目收益率下降，很多项目不具备商业可行性，导致目前一些已经招标的储能项目暂缓执行。二是我国新型储能市场尚未形成稳定的收益模式。新型储能的发展受政策影响大、商业模式不清晰，盈利困难。
中国能源研究会能源政策研究中心主任林卫斌表示，预计风光新能源发电量到2030年将超过20%、2040年达到35%左右、2040年超过煤电成为第一大主体电源。要实现从现在的12%到超过20%、35%，甚至将来在碳中和情景下达到60%左右的比重，其中一个非常重要的支撑条件是要靠储能的发展。
为支持储能的健康有序发展， NRDC清洁电力高级顾问王万兴认为需要充分发挥政府和市场的作用。前期政府推出政策，调动社会积极性，实现储能的快速发展。加强政府规划，从区域角度统一规划新能源装机规模、送出工程和储能设施建设。储能的健康发展需要合理的市场机制与可行的商业模式。
