在“碳达峰、碳中和”目标愿景下，以光伏发电、风电为代表的新能源迎来新的发展机遇。
在中央财经委员会第九次会议上，中央高层提到“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，构建以新能源为主体的新型电力系统。
这也是继气候雄心峰会上，中央高层提出“到2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”目标后，再次将新能源提升到了一个前所未有的高度。
然而，伴随光伏发电、风电逐渐扮演越来越重要的角色，其本身的间歇性和波动性也将对整个电力系统带来重大改变。
3月18日，国家电网国调中心副总工程师裴哲义在2021年智能光储设计研讨会上表示，随着新能源的快速发展，新能源装机已经成为我国第二大电源，在一些地区已经成为第一大电源。新能源对电网安全稳定的影响日益突出，增加了电网调节难度，降低了系统的抗干扰能力。
在此背景下，新能源配置储能成为碳中和目标指引下能源转型的必然选择。
中关村储能产业技术联盟秘书长刘为表示，在构建以新能源为主体的新型电力系统目标下，目前储能发挥的价值已经形成共识。随着电力改革不断深入，市场机制不断完善，储能将发挥更重要的支撑作用，对于储能产业而言也是一个跨越式发展的黄金期。
中关村储能产业技术联盟统计，截至2019年底，中国已投运储能项目累计装机规模32.4GW，占全球市场总规模的17.6%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为30.3GW；电化学储能的累计装机规模位列第二，为1709.6MW；据不完全统计，2020年新增投运容量2.7GW；其中，电化学储能新增投运容量首次突破GW大关，达到1083.3MW/2706.1MWh。
另外，国网能源研究院还发布了一个预测，中国新型储能(主要除抽水储能之外)在2030年之后将迎来快速增长，2060年装机规模将达4.2亿千瓦(即420GW)左右。相比到2019年中国新型储能累积装机规模2.1GW，这意味着2060年中国新型储能装机规模将带来近200倍的增长空间。
进入“十四五”时期，风电和光伏发电迎来全面平价期，已有约20个省市纷纷出台新能源项目配置储能的鼓励政策，新能源与储能融合发展的大势已经形成。
然而，目前掣肘新能源配置储能的关键因素之一仍是成本问题。
刘为给出的一项预测的是，“十四五”期间，若(光伏项目)配置20%的储能，我国仅有5个省市可以实现光储平价；配置10%储能，有17个省市可以达到光储平价；配置5%储能，绝大部分地区能实现光储平价。
当下，一位电力设计院的负责人给记者算了一笔账，以100MW光伏项目为例，按照光伏系统成本每瓦4元钱，光伏系统总成本4亿元。按照储能配置10%的比例，储能时长2小时，每千瓦时1500元计算，配置储能的成本为3000万元，占据光伏系统成本的7.5%。
业内不少人士看来，目前储能成本间接成为新能源项目开发商的叠加“额外成本”。
中关村储能产业技术联盟曾发文指出，储能所面临的种种困境都与市场建设的不完善相关。“谁受益，谁付费”的市场机制和补偿机制尚未形成，可再生能源配置储能的成本尚无合理的机制进行疏导。
裴哲义认为，目前储能并未形成一个成熟、稳定的商业模式，应该加速探索和完善，这样才能使储能产业健康有序发展。
当然，实现光储平价离不开技术创新，也需要储能电池、系统集成、PCS(储能变流器)等相关领域企业的共同努力。
早在2012——2013年进军光伏逆变器市场的华为，如今其进一步“带货”智能组串式储能产品落地，发力光伏储能市场。
华为副总裁、数字能源产品线总裁周桃园认为，未来光伏产业将迎来三大变化，除了光伏电站的核心诉求从降低LCOE转向降低LCOE与提升并网能力并重，绿电必然走向千行百业、千家万户之外，还包括光伏平价走向光储平价，传统储能必然走向智能储能。
“‘十四五’时期，随着装机规模的提升、储能技术的创新，储能的度电成本会实现快速突破，最终让光伏平价走向光储平价。”他进一步表示，储能系统度电成本的降低不能依靠单一电池行业来解决，要将储能技术、电力电子技术与智能化技术融合创新。从系统架构、智能化程度上，重构储能系统，提升储能系统可用容量，降低运维成本，并且提升储能的安全性，降低全生命周期的成本，才能让储能行业更加快速健康地发展。
