2021年9月，十多个省份出台了不同程度的限电措施，引爆点是煤炭价格严重偏离了电厂盈亏平衡点，煤电厂越发电，亏损越大。在“双碳”目标驱动下，我国新能源装机占比提升，增加了电网的波动性，各省调峰压力增大。
我国“十三五”时期水电基地已开发和将开发的水电站中，装机500万千瓦以上水电站增量近乎为零，优质大水电具有较强的稀缺性，“十四五”后水电装机规模将大幅降低。
据统计，2021年至今，全国24个省公布的“十四五”期间新增风电、光伏装机超639GW。传统能源增速下滑，为了保障长久供电可靠安全，必须构建以新能源为主体的新型电力系统。
新能源的大量接入，对电网的安全稳定运行造成了影响。根据国家电网预测，2035年，风、光装机规模分别将达到7亿、6.5亿千瓦，全国风电、光伏日最大波动率预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦，大大超出目前的电源调解能力，迫切需要重新构建调峰体系和调度系统，以应对新能源5亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。
近年来，我国储能发展进入窗口期，但储新比依旧低于全球水平。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2020年，中国储能装机与新能源装机比例为6.7%，除中国以外的其他国家和地区储能装机与新能源装机比例为15.8%。我国储能产业发展增速滞后于新能源产业发展进程。
国家层面从2021年起，陆续出台了一系列纲领性文件，从顶层设计、市场机制、价格机制、调度机制等方面为新型储能建设高速发展插上“翅膀”。
表 国家层面的新型储能纲领性政策
在国家政策的引领下，各省陆续出台相关政策实施细则，支撑新型储能的规划、建设、价格疏导、价值体现、聚合应用、调度管理、运营维护，探索具有经济型的新型储能商业模式，加速储能发展进度。
根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2022年1-5月，地方出台储能相关政策297项。主要可分为：供给端、需求端、补贴政策和市场机制四大类别。
1、供给端：围绕各省十四五能源规划，锚定新能源装机规模，坚持集中式和分布式并重，推动交通、工业、建筑领域低碳化，大力发展新型储能及拓展储能聚合应用。
我国优质风光资源位于西部、北部地区，但电力消费主力在东南沿海(胡焕庸线以东占86.5%)，西北部地区政策主要围绕风光大基地，2022年3月国家发改委、国家能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，风光基地总装机规模达455GW。
西北地区储能相关政策主要围绕国家新能源大基地建设目标，推进“源网荷储一体化”项目，此外，西部地区锂资源丰富，多省对于储能电池产业布局出台了明确规划和支持政策。
此外，“东数西算”项目启动以来，围绕大数据中心节能以及安全需求，各省也提出了支持大数据中心配套建设储能设施的发展规划。
我国东部和南部区域，新能源资源禀赋差，除广东、福建区域海上风电外，优质风光资源集中在云南地区，但云南地区地形复杂开发难度高，大力开发云南新能源会进一步恶化可再生能源消纳现状。
该区域政策主要是围绕分布式储能，储能聚合应用，比如配套新能源车的储充基础设施建设，以及关注储能产业链，比如锂电原材料、储能锂电池技术等。
2、需求端：发电侧根据各省市的特殊情况，出台新能源配置储能的比例和小时数;电网侧重点突出分布式储能的重要性，以及进一步明确辅助服务补偿机制;用户侧出台迎峰度夏保障供电相关政策，以及侧重交通领域低碳化政策。
2021年起，为了促进新能源配置储能、减少对电网的冲击，各省市都陆续推出了相关政策文件，对储能配置比例和充电小时数有一定要求，配置比例一般为10-20%，配置时长通常为2小时。但随着电芯原材料价格高涨，电芯价格持续走高，强制配储项目成本难以为继，新能源企业配储意愿很低。
部分省市已经清晰地发现，由于各地资源、电力发展现状等差异，一刀切式的强配储能比例并不利于行业的健康持续发展，在原有的政策下，额外补充了建设储能可以获得补贴的政策，比如浙江义务就规定了在“十四五”期间以500万元为补贴上限的政策。
构建新型电力系统从技术层面来看，不仅需要依赖大电网结构发展集中调度技术，也需要尊重新能源快速发展的事实和规律，配套建设分布式能源体系。2022年1-5月，已有河北省、浙江诸暨市、山东枣庄等多个省区或地市对分布式光伏提出配套建设储能的要求。
3、补贴政策：2022年1-5月的补贴政策主要针对用户侧储能以及新能源车及周边产业链。
终端的电气化率对于实现“双碳”目标的贡献率是20%，其中尤以交通和建筑领域影响最大。因此，广西、云南、广东深圳、海南、重庆、浙江、四川成都等省，都出台了对于新能源车充电设置的专项补贴政策。
用户侧储能的补贴已经逐步落地到市，成都、苏州等地，都出台了用户侧储能项目的补贴政策，比如，成都明确对于入选的储能项目，年利用小时数不低于600小时的，按照储能设施规模给予每千瓦每年230元，且单个项目最高不超过100万元的资金补助，补助周期为连续3年。苏州明确接入园区的用户侧储能项目按照项目放电量补贴0.3元/千瓦时，补贴3年。
4、市场机制：配角变主角，新型储能作为独立储能参与电力市场
新型储能可以独立或与其他市场主体联合参与中长期、现货等各类电力市场，进一步明确新型储能独立市场主体地位。
为了推动工商业用户进入市场，通过市场化方式形成用电价格，明确拉大工商业用电高峰、低谷电价。
南方“两个细则”修订，大幅提高深度补偿标准，有效激发火电灵活性改造积极性。明确市场化电力用户按照“谁提供、谁获利;谁收益、谁承担”的原则进行补偿和分摊，辅助服务费用具备向下游传导的通道，有助于鼓励新能源配储能建设。
除了可操作性的电价政策外，国家层面的储能关键政策已陆续出台，地方层面围绕着国家政策也陆续发布了具有当地特色的市场机制或补贴政策。参照目前实现初步经济收益的商业模式，以及参考海外成熟市场的运营模式，应进一步根据各地的资源情况及电力消纳特征，区别性制定地方性政策，疏导储能成本，推进储能产业长期健康发展。
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