截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。近年来，我国已初步形成了新型储能行业管理体系，地方政府和各类市场主体发展建设新型储能积极性高涨。
但是伴随着行业逐渐深入发展，部分问题也逐渐显露出来。由于我国目前行业整体还处在从研发示范向商业化初期过渡的阶段，且受市场环境变化、行业标准缺失等因素影响，部分储能项目“建而不用”问题逐渐显露。
据中国光伏行业协会名誉理事长王勃华介绍，近年来光伏电站按容量以某一比例配置储能作为辅助消纳与支撑电网的措施，成为电站开发建设的前置条件。在储能商业模式尚不完善的情况下，强制配储给投资者带来一定的负担。据企业测算，按照100MW项目配置10%/2h储能系统的要求，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦，在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加约0.3元/瓦。另外，储能系统设备自身故障停运也是储能利用率低的因素之一。
国家能源局新能源司副司长熊敏峰表示，“光伏强制配套产业、配置储能现象仍时有发生，尤其是储能建而不用、光伏参与电力市场的收益风险加大等。这些问题需要各方认真研究，共同推动解决。”对此现象，相关部门将会同有关方面研究优化储能调度运行机制，着力解决“建而不调”的问题。
对此问题，业内人士建议，未来应优化储能配置和调运方式，完善市场机制，提升储能利用水平。中电联统计与数据中心副主任蒋德斌建议，要合理运用储能规模和型式，建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制。并且为了提高储能效率，应该将重点放在加大科技创新和完善市场运行机制等方面。同时，为了保障新型储能可以更好地融入电力市场，还应该加快完善相应的配套措施及与电力市场相关的政策及实施细则。采用灵活电价机制，出台容量价格政策，加快完善新型储能的商业模式，促进行业合理化竞争。
2月13日，国家能源局发布对十三届全国人大代表第BH0108号建议的答复。答复中提出，国家发展改革委将积极安排中央预算内投资支持国家储能技术产教融合创新平台建设，着力推动新型储能高质量发展。国家能源局将积极会同有关部门完善新型储能支持政策，指导各地加强新型储能规划布局和调度运用，积极开展试点示范，完善配套政策机制，强化产学研用协同，推动全产业链协调发展。
2月22日，国家标准化管理委员会、国家能源局发布《新型储能标准体系建设指南》提到：加快制修订设计规范、安全规程、施工及验收等储能电站标准，开展储能电站安全标准、应急管理、消防等标准预研，尽快建立完善安全标准体系，结合新型电力系统建设需求，初步形成新型储能标准体系，基本能够支撑新型储能行业商业化发展。且到2025年力争在在电化学储能、压缩空气储能、可逆燃料电池储能、超级电容储能、飞轮储能、超导储能等领域形成较为完善的系列标准。逐步构建适应技术创新趋势、满足产业发展需求、对标国际先进水平的新型储能标准体系。
