习总书记在中共中央政治局第三十六次集体学习时指出，要推进先进储能技术规模化应用。近年来，我国高度重视储能技术与产业发展，先后出台一系列政策措施。截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源+储能”。但新能源配储能存在利用率不高、成本难以消化、分散方式难发挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等问题。
2021年至今，全国共有29个省区发布了新能源配储政策，其中，不少地方对分布式光伏配套建设储能都提出了明确要求。
同时，在新能源配 储能这块也有很多政策落实。我国有25个省市已经明确要求配储能。
功率型放电倍率比较 大，在两倍以上的速率，具有快速的支撑能力，用于电网波动，对电网的调频起 了支撑性作用。
容量型储能可以储存较大规模电量，可以增强电网和电力系统的 调峰能力，还可以节省输电网、配电网这个投资，将投资后放。
》，文件提出，从2021年起，新增集中式风电项目，陕北地区按照10%装机容量配套储能设施；新增集中式光伏发电项目，关中地区和延安市按照10%、榆林市按照20%装机容量配套储能设施。储能设备租赁费或购买服务价格实行最高指导价、投资收益率6.5%左右测算。储能投资运营商建设的集中式储能电站优先建设在升压站和汇集站附近，储能系统应按照连续储能时长2小时及以上，系统工作寿命10年及(5000次循环)以上，系统容量10年衰减率不超过20%，锂电池储能电站交流侧效率不低于85%、放电深度不低于90%、电站可用率不低于90%的标准进行建设。
该方案提到了准备规划共享储能站六 座，大概是在渭南有六座，延安有五座，榆林有五座。规模基本上都是要求100 万千瓦（2小时）的规模。
据《甘肃省“十三五”能源发展规划》显示，“十三五”期间，甘肃省重点开发河西走廊，加快推进玉门、肃南抽水蓄能电站前期论证工作。稳步有序推进水电开发。加强水电资源开发的规划管理和环境影响评价，严格控制小水电开发，并建设玉门昌马抽水蓄能电站项目、肃南大孤山抽水蓄能电站项目、张掖盘道山抽水蓄能电站项目。
要开展不同类型的电池储能试验示范工作，减少新能源出力波动、提高储能经济性。充分发挥西北电网内各省水电、火电资源配置优势和风光电发电的错时特性，提高调峰调频效率，集中解决新能源出力水平低的问题，推行辅助服务补偿，实现新能源高质量发展，电源与电网间、不同电源间协调发展。
支持智能电网、新型储能、新能源交通、分布式能源等技术在城市的利用。引导中小企业积极参与新产品和新技术的开发，支持光伏、风电、清洁煤电、核电、智能电网、储能等领域的关键技术攻关和产业化，开展生物燃气技术联合攻关和成果转化应用，培养一批清洁能源装备制造和工程建设创新型企业。
鼓励社会资本投资建设分布式风电、光电、水电等电源工程和储能装置，重点推进河西走廊储能技术研发应用。
2021年5月28日，甘肃发改委正式下发《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》。明确2021-2022年甘肃省安排新增风电、光伏发电项目建设规模1200万千瓦。在配置储能方面，河西地区(酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、武威)最低按电站装机容量的10%配置，其他地区最低按电站装机容量的5%配置，储能设施连续储能时长均不低于2小时，储能电池等设备满足行业相关标准。
通知要求 在河西5市都必须按10%、20%来配储能。其他地区是按5%和10%来配储能设 施。要求储能设施时长不小于两小时。但是从后续了解的情况来看，下一步可能 都会要提高到15%和20%。
近期，甘肃也发了一个关于十四五新兴储能发展的征求意见。里面对储能的一些规划容量量值还是比较大的。2025年规划包括电网侧有 660万千瓦时的规模。
2022年3月10日，甘肃嘉峪关市在《嘉峪关市“十四五”第一批光伏发电项目竞争性配置公告》中提到，申报项目储能规模不低于项目规模20%，储能放电时长不小于2小时。
2021年12月14日，《华亭市“十四五”第一批光伏发电项目开展竞争性配置工作》指出，新建5万千瓦集中式光伏发电项目，最低配套5%储能设施，储能设施连续储能时长不小于2小时。
甘肃目前在运行的唯一的储能电站——布隆吉的储能电站位于这个瓜洲区，这是2016年国家的一个试点项目。依去年的数据情况看，还是比较好的。根据网上公开的一些资料，去年的调峰收益达到了3000万，调频收益达到了3400万。另外对它进行了峰谷套利的倾斜，风电这块已经得到了将近1000万的收益，它去年的收益是7600万，还是很可观的。
据《宁夏能源发展“十三五”规划》显示，“十三五”期间，宁夏推进新能源体制机制创新建设抽水蓄能电站，开展新能源微电网建设试点。积极开展风光水火储多能互补系统一体化运行示范。鼓励可再生能源发电企业参与直接交易、跨省跨区消纳，鼓励可再生能源供热以及实施电能替代。
全面推进以信息化、自动化、互动化为特征的统一坚强智能电网建设，提升电网运行效率，提升区域电网供电保障能力。加强电源与电网统筹规划，因地制宜实施新能源集中与分散并网工程，推进牛首山抽水蓄能电站建设，发挥银川天然气电站调峰作用，科学安排调峰调频储能配套能力，有效解决弃风、弃光问题。
完善城乡电网。适应城镇配电网负荷快速增长需要，及分布式电源、微电网、智能用电快速发展，加快配电网升级改造。推进分布式能源应用，推广智能电网、新型储能装置等技术，发展分布式新能源技术综合应用体，扩大新能源利用范围，提高新能源在能源消费中的比重。
推进能源互联网发展。以“互联网+”为手段，以市场为导向，推进储能及能源消费智能化基础数据平台等基础设施建设，利用“互联网+”的新模式，积极发展储能和电动汽车应用、用户侧智慧用能和综合用能增值服务、绿色能源灵活交易、能源大数据服务应用等新模式和新业态。
2021年7月14日，宁夏回族自治区发改委正式印发《自治区发展改革委关于加快促进储能健康有序发展的通知》。文件提出，新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。从2021年起，原则上新核准/备案项目储能设施与新能源项目同步投运。存量项目在2022年12月底前完成储能设施投运。在开发模式方面，同一企业集团储能设施可视为本集团新能源配置储能容量。
2022年1月13日，宁夏回族自治区发展改革委发布关于征求《2022年光伏发电项目竞争性配置方案》意见的函，其中提到：2022年宁夏保障性光伏并网规模为4GW，需配套10%、2小时储能。
在出台的2022年新型储能项目试点工作的通知中，选取了几个试点项目，要求每个试点项目不超过200/400兆瓦时的规模，给予这些试点项目8毛钱的调峰的服务补偿价，但是也要求今年年底必须建成并网。
2021年1月29日，青海省能源局发《支持储能产业发展的若干措施(试行)》。积极推进储能和可再生能源协同发展。实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。实行“水电+新能源+储能”协同发展模式。新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1︰2︰0.2，实现就地平衡。
十四五新能源发展规划中明确提到在2025年要建成电化学储能600万 千瓦。这个与公司前面做的一些预估是一致的。青海准备按照四个统一的模式来 发展，统一规划、统一建设、统一调度、统一运营。而且2022年也希望能够建 成一些示范项目。2025年规划建造9GW∙h的储能规模。其中有7个GW∙h是准备 给直流外送、新能源配置的，有2GW∙h是给特高压来配置的。
规定对于建 设4小时以上的储能企业，允许按照储能规模给4倍的风光配比。新疆比较特 殊，在4月份的时候，国家对新疆的上网电价进行了一个调整，给予他一个定价 支持。由原来的两毛5分调到了两毛6分2，这样收益一下就增加了。反过来就是 当时规划的11个电网侧储能，可以拿4倍光伏，所以大家就不再考虑储能的收益 情况了，直接就奔着新能源去了。所以电网侧储能新疆目前来说还是进展比较快的。
2021年3月19日，新疆喀什地区巴楚县、莎车县、塔什库尔干县、叶城县四县发布了2021年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告，四地光伏项目共550MW，要求配置储能不低于2小时。
据《云南省能源发展规划(2016—2020年)》显示，“十三五”期间，云南省加强以智能微电网为重点的终端供能基础设施建设，积极开展新能源微电网试点和推广，并吸引能源装备制造、大规模储能技术、智能电网等方面的世界先进企业进入云南省，投入能源开发建设，共同走向南亚东南亚市场。
要推进能源科技创新，提升能源装备制造水平，突出重点，加大能源科技创新，重点研究和推进大型水电站安全建设、运行、生态环境保护技术；智能电网调度技术、水电与其他能源互济技术、多能互补技术、储能技术、电力交易智能化技术；分布式能源并网技术；生物质液体燃料技术、高效生物质燃气锅炉供热技术；煤炭高效清洁利用技术；页岩气开采及综合利用技术。
云南省建设“十三五”能源科技创新重点工程。积极推动智能电网、微电网示范项目建设；推进分布式能源同储能系统、蓄热(冷)技术多源互补和协调优化技术，接入分布式电源的智能配电网保护及控制技术研究；研究水电同其他能源发电互济技术以及全系统发电曲线优化技术；支持建立统一数据集中交换平台和源—网—荷数据中心，开展数据优化和分析决策技术研究；探索物联网电力监控与电力大数据分析技术。
2022年7月21日，大理白族自治州人民政府发布关于贯彻落实加快光伏发电发展若干政策措施实施意见的通知。措施中提出光伏项目按照装机的一定比例精准配置储能，鼓励采用共享模式，保障电力系统安全稳定运行。
据《贵州省能源发展“十三五”规划》显示，“十三五”期间，贵州省要大力发展“互联网+”智慧能源，优化发展水电，在乌江、红水河流域规划布局抽水蓄能电站。
智慧能源：加强能源产业链上下游企业的信息对接，提供电、热、冷能源一体化解决方案，多能互补，提高能源利用效率，构建能源供给与用户互动的综合智慧能源供应业态；积极开展智慧供暖业务，推进电能替代，构建多能协同的能源消费格局。
因地制宜建设新能源智能充放电站等基础设施；以分布式能源网络用户为基础，鼓励发展智能用电，促进能源共享经济和能源自由交易。
抽水蓄能：“十三五”时期开展修文县石厂坝抽水蓄能电站（100 万千瓦）、福泉坪上抽水蓄能电站（100 万千瓦）前期工作。
2022年11月2日，贵州省能源局发布关于公开征求《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）》意见建议的公告。公告中提到，支持煤电一体化项目优先并网，对未纳入煤电新能源一体化、需参与市场化并网的新能源项目，应根据《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号）精神， 按不低于新能源装机规模10%（挂钩比例可根据实际动态调整）满足2小时运行要求自建或购买储能，以满足调峰需求；对新建未配储能的新能源项目，暂不考虑并网，以确保平稳供电。
据《上海市能源发展“十三五”规划》显示，“十三五”期间，上海市要加快推进智能电网建设，推动储能技术等在城市电网和新能源项目中的应用，推动能源互联网项目的创新示范。
要加快实现电网的信息化、自动化和互动化，实现安全、可靠、优质、清洁、高效、互动的电力供应。
一是在中心城区推广配电自动化建设，开展分布式电源接入控制、配网运行仿真、自愈控制、风险预警等智能化建设。
二是将大数据分析技术与电力技术相结合，提高节电策略的有效性、用电预测的准确性、配用电网架和错峰调度方案的适应性。
三是全面推进实施崇明岛智能电网集成示范工程，包括崇明智能电网配电自动化示范、东滩风储示范工程、崇明钠硫储能工程化应用示范等。
此外，要推动储能技术等在城市电网和新能源项目中的应用，研制高性能储能电极材料，开发低成本、高比能、长寿命、安全可靠的动力电池，促进新能源汽车发展。
推动能源互联网项目的创新示范。以深度融合、先行先试、因地制宜为原则，聚焦分布式发电、充电桩、储能、微网等新兴领域，在有条件的园区、企业等建设一批能源互联网示范项目，通过能源流、信息流的整合实现多种能源的优化配置。
2022年1月11日，上海市发改委发布金山海上风电场一期项目竞争配置工作方案的通知，方案中提出：建设电化学等储能装置，且配置比例不低于20%、时长4小时以上。储能系统应满足10年以上工作寿命、系统效率大于90%、电芯温度偏差小于7摄氏度、年平均衰减率不大于2%。
据《江苏省“十三五”能源发展规划》显示，“十三五”期间，江苏省用户侧储能装机容量达到100万千瓦。江苏要会把调峰、储能放到更加重要的位置，结合车用电池退役再利用，努力构建以抽水蓄能为主、电池蓄能为辅的多模式电能储备体系。
抽水蓄能：坚持抽水蓄能、燃机调峰和非水储能装置相结合，多式并举，增强电网运行协调性、稳定性。按期建成溧阳抽水蓄能电站（150万千瓦），加快句容（135万千瓦）抽水蓄能电站建设，加快推进连云港（120万千瓦）抽水蓄能项目前期工作并开工建设。结合盐穴空间资源和地区电网调峰需求，开展地下盐穴压缩空气调峰储能试点。
完善电价政策，鼓励电动汽车低谷充电。实施煤电灵活性改造与运行工程，提高30万千瓦级煤电机组深度调峰能力。结合车用电池退役再利用，努力构建以抽水蓄能为主、电池蓄能为辅的多模式电能储备体系。
开展新能源微电网示范。以风能、太阳能、潮汐能、天然气等新能源分布式系统为基础，同步配置高效储能调峰装置，积极开展新能源微电网示范应用。
优先在分布式可再生能源发展潜力大、渗透率高，具备多能互补条件的地区，开展联网型微电网试点。优先在海岛等电网未覆盖地区，开展独立型微电网试点。支持可再生能源发展空间大的农林场圃以及占地面积大的独立工矿企业，积极开发新能源，构建微电网。
智慧能源：构建智慧能源系统。以智能电网为中枢，推进能源网和互联网深度融合、电力流与数据流实时交互，建设“源—网—荷—储”设备智能、供需分散、协调发展、集成互补的能源互联网。
2021年9月29日，江苏发改委印发《省发改委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》。文件指出，2021年江苏省长江以南地区新建光伏发电项目原则上按照功率8%及以上比例配建调峰能力、时长两小时;长江以北地区原则上按照功率10%及以上比例配建调峰能力、时长两小时。储能设施运行期内容量衰减率不应超过20%，交流侧效率不应低于85%，放电深度不应低于90%，电站可用率不应低于90%。
2022年5月1日，江苏苏州发布《关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见(试行)》，《意见》指出：鼓励装机容量2兆瓦以上的光伏项目，按照不低于装机容量8%的比例配建储能系统。
7月15日，昆山市人民政府办公室印发《加快推进分布式光伏发电项目开发建设的工作意见》。文件中提出，推动光伏配建储能设施建设。加大新型储能技术应用与推广，鼓励装机容量2兆瓦及以上的分布式光伏发电项目，按照不低于装机容量8%的比例配建储能系统，储能系统作为分布式光伏发电项目组成部分一并办理备案。支持发展集中式电网侧储能项目，在光伏项目相对集中、上网电量较大的区域，按照区域装机容量的一定比例配置储能系统。鼓励发展融合光伏、储能、充换电、微电网、负荷聚合等一体的综合智慧能源系统。
据《浙江省能源发展“十三五”规划》显示，“十三五”期间，浙江省要加快推进“互联网+”智慧能源行动计划。
探索城市能源互联网试点，逐步实现“源—网—荷—储—用”系统协调优化。通过大数据、云计算等互联网技术运用，率先探索智慧能源管理平台、智慧能源监测中心、智能电网综合建设工程。
开展不同类型、不同规模的智能电网试点示范。积极推广智能电网成熟技术，深化智能电网关键技术研究，统筹微网内新能源发电、微能源收集汇聚分享以及微网内的储能或发电消纳，突破能源局域网关键技术和运行模式，推动智能电网新技术、新模式和新业态兴起。
重点在工业园区、沿海离岛等开展能源局域网（微电网）建设试点，适应分布式电源、可再生能源、新能源汽车、储能等多元化负荷接入需求。
2021年12月21日，杭州临安区发布《杭州临安“十四五”光伏发电规划（2021-2025年）》，其中明确提到，结合电网提升统筹规划储能设施布局，按光伏及风电装机容量10%~20配置。
2021年9月23日，浙江省义乌市发布了《关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则(征求意见稿)》。根据《实施细则》文件要求，光伏项目按照装机容量的10%以上配建储能系统，储能系统配建可自建或采用储能置换配额交易(共享储能)模式。
2022年5月20日，《诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案》中提到，在分布式光伏开发的同时，按不低于光伏装机容量10%的要求总体配套建设光伏储能设施容量。
2022年5月11日，浙江永康发布《永康市整市屋顶分布式光伏开发试点实施方案》，《方案》鼓励非户用分布式光伏电站按照发电装机容量10%建设储能设施，充分利用目录分时电价机制，主动削峰填谷，优化区域电网负荷需求。方案中提出对非居民用户侧储能项目（年利用小时数不低于600小时），按照储能设施的功率给予补助，补助标准按150元、120元、100元/千瓦逐年退坡。
《关于柯桥区整区屋顶分布式光伏开发试点实施方案的公示》中明确提到，通过合理优化光伏、电储能配比和系统设计，建议非户用分布式光伏电站全生命周期内，按照发电装机容量的10%建设储能设施，储能设施存储时长需在2小时及以上，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。
据《安徽省可再生能源发展“十三五”规划》显示，“十三五”期间，安徽省要加快发展太阳能光伏、生物质能、风电、储能等可再生能源装备制造产业，抽水蓄能方面，到2020年，抽水蓄能电站装机规模达到 378 万千瓦。
抽水蓄能：建成绩溪抽水蓄能电站，稳步推进金寨抽水蓄能电站建设，力争开工建设桐城、宁国抽水蓄能电站，争取岳西、霍山、石台等抽水蓄能站址纳入国家新一轮选点规划。
2021年8月2日，安徽省能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿))》，文件提出申报竞争性配置光伏风电项目需承诺配置电化学储能，企业可自建、合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能。储能电站配置比例不低于10%、连续储能时长1小时，循环次数不低于6000次，系统容量10年衰减不超过20%，不得采用动力电池梯级利用方式新建储能项目。
2022年3月29日，安徽《关于征求2022年第一批次光伏发电和风电项目并网规模竞争性配置方案意见的函》要求，市场化并网条件主要通过申报项目承诺配置电化学储能装机容量占申报项目装机容量的比例进行评分，最低比例不得低于5%，时长不得低于2小时。
据《福建省“十三五”能源发展专项规划》显示，“十三五”期间，福建省要鼓励企业强化自主研发和核心技术攻关，推动智能电网、储能设施、可再生能源发电机组等产业做大做强。建立健全能源装备标准、检测和认证体系，提高能源装备设计、制造和系统集成能力。
加快智能电网建设，提升电网双向互动能力。完善电价对电网企业和电力用户实施电力需求侧管理的激励机制，利用经济杠杆调节电力需求。推广运用电动汽车充电设施、智能微网等用户侧储能设施，实施移峰填谷。
2021年5月24日，福建省发改委下发《关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知》，文件提出优先落地一批试点项目，总规模为30万千瓦，储能配置不低于开发规模的10%。
据《江西省“十三五”能源发展规划》显示，“十三五”期间，江西省重点在能源清洁高效利用、能源互联网、分布式能源、智能电网等领域，推动示范工程建设，促进科技成果尽快转化为生产力。
提高电网调峰和可再生能源消纳能力，推进江西省第二批抽水蓄能电站项目建设，推动储能技术突破和规模化应用。增强需求侧响应能力，推动电力需求侧管理城市综合试点，加强“能效电厂”示范推广。加快提升电网智能化水平。
2021年3月19日，江西省能源局发布《关于做好2021年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知》，其中明确提出优先支持光储一体化项目，2021年新增光伏发电竞争优选的的项目，可自愿选择光储一体化的建设模式，配置储能标准不低于光伏电站装机规模的10%容量/1小时，储能电站原则上不晚于光伏电站同步建成。
据《山东省新能源和可再生能源中长期发展规划（2016-2030年）》显示，山东省将结合可再生能源发电、分布式能源等项目开发和建设，开展综合性储能技术应用示范，推进以可再生能源为主、分布式电源多元互补的新能源微电网应用示范工程建设，抽水蓄能方面，到2030年，全省抽水蓄能电站装机容量达到780万千瓦左右。
综合性储能技术应用：结合可再生能源发电、分布式能源等项目开发和建设，开展综合性储能技术应用示范，通过各种类型储能技术与风能、太阳能等间歇性可再生能源的系统集成与互补利用，探索适合可再生能源发展的储能技术类型和开发模式，提高可再生能源系统的消纳能力、稳定性和电网友好性。
微电网示范项目：在经济开发区、产业园区、大型商务区和学校、医院、交通枢纽中心等重点区域，按照“因地制宜、多能互补、技术先进、创新机制”的原则，推进以可再生能源为主、分布式电源多元互补的新能源微电网应用示范工程建设，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术。
抽水蓄能：“十三五”期间，加快文登、沂蒙抽水蓄能电站建设，开工建设泰安二期、潍坊、枣庄等重点抽水蓄能电站，适时启动沂蒙二期项目前期工作。“十四五”～“十五五”期间，建成文登、沂蒙、泰安二期、潍坊、枣庄等项目，开工建设沂蒙二期等项目。到2030年，全省抽水蓄能电站装机容量达到780万千瓦左右。
2021年2月19日，山东发布《全省能源工作指导意见》，其中提到，新能源场站原则上配置不低于10%储能，并提到山东新型储能设施规模达到20万千瓦左右。
2021年11月11日，山东省能源局发布关于公布2021年市场化并网项目名单的通知。通知中提出在落实灵活调节能力方面，应根据企业承诺，按不低于10%比例(时长不低于2小时)配建或租赁储能(制氢)设施;
2022年8月11日，山东省印发《风电、光伏发电项目并网保障实施办法(试行)》征求意见稿，文件指出，户用、工商业直接纳入，整县分布式需配置储能；2023年底并网的海上风电、2025年底并网的海上光伏可免于配储。
《实施减碳降碳十大行动工作方案》中提到，全市新增集中式光伏发电项目，按照不低于10%装机容量标准配套储能。
作为山东省唯一所属区市全部纳入整县屋顶分布式光伏开发试点的市，2021年11月26日，枣庄市出台山东省首家分布式光伏储能配置标准，按照装机容量15%～30%、时长2～4小时配置储能设施，或者租赁同等容量的共享储能设施。
2022年8月10日，山东省济南市平阴县发改局印发《关于进一步加强分布式光伏项目备案、建设及并网管理的意见》，文件提出分布式光伏应就地就近消纳，整县分布式开发按照“光伏+储能”方式推进，根据具体消纳情况配建或租赁不低于15%、2小时的储能设施。电网消纳能力不足时，应提高储能配置比例及充放电时长，确保分布式光伏就地就近消纳、满足95%利用率要求。
2022年8月29日，山东胶州市发改委发布了《胶州市整市分布式光伏开发工作指导意见》。文件要求，整市分布式光伏开发应按照“源网荷储一体化”理念，明确“集中开发汇集、就地就近消纳”为主的实施路径。鼓励整市分布式光伏开发按照“光伏+储能”方式推进，应以不出现长时间大规模反送、不增加系统调峰负担为原则，综合考虑开发规模、负荷特性等因素，按照不低于装机容量15%、时长不低于2小时配置或租赁储能设施，减少对其他灵活调节类电源的依赖。
据《天津市可再生能源发展“十三五”规划》显示，“十三五”期间，天津市要积极消纳周边省市绿色清洁电力，鼓励建设配套电力调峰储能设施，通过煤电机组的灵活性改造和气电启停调峰等措施，逐步提升电力系统调节能力；加快推广分布式清洁能源供能方式，促进能源的就地转化和消纳，提高能源综合利用效率。
推动可再生能源和常规能源智能融合发展，推进可再生能源区域微网建设，将风、光、生物质等各类可再生能源与储电、热（冷）及天然气高效利用技术相结合，建设终端一体化集成供能系统，发挥多能互补和协同供应，实现资源优化配置与高效供给。
创新“互联网+新能源”发展模式，促进智慧城市建设。加快区域示范应用，继续推进新能源示范产业园区建设，实施中新天津生态城动漫园、天大求实总部基地新能源微网和“风光渔-电热储”综合互补等示范项目。
2021年6月7日，天津市发改委印发《2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设和2021年保障性并网有关事项的通知》，通知中指出规模超过50MW的项目要承诺配套建设一定比例的储能设施或提供相应的调峰能力，光伏为10%，风电为15%，且储能设施须在发电项目并网后两年内建成投运。
据《河北省“十三五”能源发展规划》显示，“十三五”期间，河北省要以规模化开发、大规模储能应用、智能化输电、多元化应用示范工程为重点，加快建设张家口市可再生能源示范区。实施崇礼零碳奥运专区、奥运光伏廊道、风光储输一体化等示范工程，建设低碳城镇和绿色能源县、乡、村，建立不同特色的非化石能源利用区。
除此之外，要结合国家要求和河北省实际，着力推进智能微网和“互联网+”智慧能源、多能互补集成优化、规模化储能、风光储输一体化、核小堆供热、新能源开发利用等一批示范项目。侧重关键和重大技术，开展联合攻关。重点实施清洁能源开发利用、能源互联及信息化融合、智慧能源核心设备研发、生物液体燃料、氢能利用、大功率动力电池、碳捕获和封存等攻关行动。
2021年9月18日，河北省发改委正式下达《河北省2021年风电、光伏发电保障性并网项目计划的通知》，明确2021年风电、光伏保障性并网项目85个，规模12.6108GW。其中，风电项目7个、1.2GW，光伏项目78个、11.4108GW。南网、北网保障性并网项目分别由开发企业按照不低于项目容量10%、15%配置储能装置，连续储能时长不低于2小时。
2021年10月9日，河北省能源局下发《关于做好2021年风电、光伏发电市场化并网规模项目申报工作的补充通知》，就市场化项目申报的有关事项给出相关意见。根据文件，2021年市场化并网项目需配建调峰能力，原则上，南网、北网市场化项目配建调峰能力分别不低于项目容量的10%、15%，连续储能时长不低于3小时，配建调峰能力应与市场化并网项目同步建成投产。
2021年12月31日,《关于下达河北省2021年风电、光伏发电市场化并网项目计划的通知》中提到的，冀北电网区城围场、丰宁两县坝上地区所有风电、光伏发电项目按照20%、4小时，其他区域按照15%、4小时配置储能装置;河北南网区域所有光伏发电项目按照10%、4小时配置储能装置(或20%、2小时)配置储能装置。配套储能项目应与风电、光伏发电项目同期建设、同期投产。
2022年3月16日，河北省《屋顶分布式光伏建设指导规范（试行）》发布，屋顶分布式光伏项目逐步按照“光伏+储能”方式开发建设，屋顶分布式光伏配套储能，可选择自建、共建或租赁等方式灵活开展配套储能建设。配套储能原则上应在主要并网点集中建设，优先采用380伏并网，并网点应在分布式光伏并网点附近，以解决部分台区电压偏差、设备重过载、就地无法消纳等问题。配套储能以不出现长时间大规模反送、不增加系统调峰负担为原则，综合考虑整县屋顶分布式光伏开发规模、负荷特性等因素，确定储能配置容量，提升系统调节能力。配套储能装置应满足10年（5000次循环）以上工作寿命，系统容量10年衰减率不超过20%。
据《山西省“十三五”综合能源发展规划》显示，“十三五”期间，山西省要加强储能和智能电网建设，发展分布式能源，鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站。
要积极发展分布式能源，探索推广智能电网、多能互补、储能等多种技术创新，形成风电、光电、煤层气发电等多轮驱动的新能源供应体系。
加强能源互联网综合集成技术创新，重点研究信息系统与物理系统的高效集成与智能化调控、能源大数据集成和安全共享、储能和电动汽车应用与管理以及需求侧响应等技术，形成较为完备的技术及标准体系。
除此之外，山西鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站。推进2项抽水蓄能项目建设，其中浑源120万千瓦，垣曲120万千瓦。
2021年8月26日，山西省发布《关于做好2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》。在其附件《2021年风电、光伏发电开发建设竞争性配置工作方案》中提到，大同、朔州、忻州、全州市建议项目在安全的前提下配置10％及以上的储能设施。
2021年9月25日，山西省能源局公示2021年竞争性配置风电、光伏发电项目评审结果。公示称，根据《2021年风电、光伏发电开发建设竞争性配置工作方案》，经各市初选上报，省能源局组织了2021年竞争性配置风电、光伏发电项目评审，优选出保障性并网项目108个、规模1120万千瓦，备选项目55个、规模590万千瓦。据梳理，在保障性并网项目中，风电17个、规模164万千瓦，备选项目中，风电9个、规模84.2万千瓦。风电配置10%储能，光伏配置10%-15%储能。
据《内蒙古自治区能源发展“十三五”规划》显示，“十三五”期间，内蒙古要研究应用先进储能、特高压输变电、智能电网、能源互联网等先进技术。
积极发展智能电网，推进微电网、大容量储能等工程示范应用，适度发展抽水蓄能电站，提高风电、光伏发电等间歇性可再生能源的消纳能力。加强电力需求侧管理，适应分布式能源、电动汽车等多元化接入需求，推动电力供需互动用电系统建设。
2021年8月27日，内蒙古发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，其中提到：电化学储能容量应为不低于项目装机容量15%（2小时），充放电不低于6000次（90%DOD），单体电芯容量不低于150Ah。
2022年3月22日，内蒙古《关于征求工业园区可再生能源替代、全额自发自用两类市场化并网新能源项目实施细则意见建议的公告》要求新增负荷所配置的新能源项目配建储能比例不低于新能源配置规模的15%（4小时）。
据《海南省“十三五”能源发展规划》显示，“十三五”期间，海南省将有序推进抽水蓄能电站开发建设，配合第二座核电站，加快推动三亚羊林抽水蓄能电站建设工作，2020年海南电网抽水蓄能电站规模为60万千瓦。
要确保琼中抽水蓄能电站3台20万千瓦机组按期投产。配合昌江核电二期工程，开展三亚羊林抽水蓄能电站建设。积极开展现有水电站改建抽水蓄能电站的研究工作。
此外，要打造安全稳定绿色智能电网，实现全省“双回路跨海联网、双环网沿海覆盖、三通道东西贯通”电力主网架格局，逐步建设坚强海南电网。积极发展大规模储能，变革能源系统运行调度模式，提高电力系统调峰和消纳可再生能源能力。
2021年3月15日，海南发改委发《关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知》。文件要求全省集中式光伏发电平价上网项目实施总规模控制，具体由省发展改革委根据2021年度及“十四五”期间全省可再生能源电力消纳责任权重确定。每个申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设备案规模10%的储能装置。
2022年1月5日，海南省开展2022年度省集中式光伏发电平价上网项目工作，单个申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设不低于10%储能。
2022年4月11日，海南澄迈启动集中式光伏申报，其中提到配套储能系统，技术方案中按照25%，2个小时配置电化学储能得10分；按照20%，2个小时配置电化学储能得5分；按照15%，2个小时配置电化学储能不得分。该政策自2022年5月12日起施行，有效期二年。
据《广西能源发展“十三五”规划》显示，“十三五”期间，广西将深度开发水电。积极推动抽水蓄能电站建设及调峰利用，研究龙滩水电站送广东电量回收途径。
广西大力推广分布式能源、智能电网、大规模储能、微电网、智能充电桩等技术，在铝、锰等产业领域积极应用高效节能技术、余热回收利用技术、冷热电联供等技术，提高能源系统整体效率。
此外，广西将大力提升电网智能化水平。推动实施“互联网+智慧能源”行动计划，采用传感测量技术、通讯技术、信息技术、自动控制技术改造升级传统电网，提高电网输变电、配用电、用电调度的智能化、网络化水平。探索电能大规模储存技术和适应高比例可再生能源利用的智能电网技术，推动各类分布式能源和智能电网技术应用，开展新能源、微电网、智能能源建筑示范项目建设。
2021年10月9日，广西壮族自治区能源局印发《2021年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知》。根据《通知》，列入2021年市场化并网陆上风电建设方案的项目共22个，总规模325.1万千瓦。2021年安排325.1万千瓦，配20%*2h储能;列入2021年市场化并网光伏发电建设方案的项目共17个，总规模395.4万千瓦，2021年安排330.4万千瓦，配15%*2h储能。
2022年1月28日，广西梧州发布《关于规范我市风电光伏新能源产业发展》的文件，其中提到，新增风电光伏项目配备不少于10%容量储能项目，提高电网调峰调频能力。要求风电光伏项目开发企业应提高项目设备先进性、储能设施、配套产业落地等方面能力。
据《广东省“十三五”能源结构调整实施方案》显示，“十三五”期间，广东省将合理推进抽水蓄能电站建设。建设深圳、清远、梅州（五华）、阳江等抽水蓄能电站，推进后续抽水蓄能电站项目前期工作，开展全省新一轮抽水蓄能选点规划研究。到2020年抽水蓄能发电装机规模达到约730万千瓦。
2022年7月8日，广东肇庆市发布《肇庆市促进光伏项目发展若干措施（征求意见稿）》。措施中提出鼓励各县（市、区）、功能区结合实际出台光伏项目及配套储能的补贴扶持政策；鼓励各地引导光伏企业按照不少于装机容量10%的能力配备储能装置。
据《湖北省能源发展“十三五”规划的通知》显示，“十三五”期间，湖北省要积极探索推进“互联网+智慧能源”发展，促进能源与信息深度融合，发展分布式能源、储能和电动汽车应用、能源大数据服务应用等新模式和新业态。
在抽水蓄能方面，注重常规水电厂与抽水蓄能电站开发，以流域综合效益最大化为目标，积极支持水电资源整合与综合开发。开展抽水蓄能电站规划调整工作，优选纳入调整规划的推荐站点。组织对生态环境造成严重影响的小水电进行整改。
2021年6月7日，湖北省发改委发布关于征求《湖北省2021年新能源项目建设工作方案(征求意见稿)》，征求意见时间为2021年6月7日至6月13日。方案中称源网荷储和多能互补项目申报规模要不低于1GW，风光火补基地按照煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目，风光水(抽水蓄能)基地按照抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源规模，对于可配置规模小于基地规模(1GW)的按照容量的10%、2小时以上配置储能。
据《河南省“十三五”可再生能源发展规划》显示，河南省要建设多能互补及储能示范工程。要推进多能互补集成优化示范工程建设，开展可再生能源领域储能示范应用，开展区域能源转型示范工程。
实施传统能源与风能、太阳能、地热能、生物质能等能源的协同开发利用，以具备条件的产业集聚区为依托，构建多能互补、高效协调的终端一体化集成供能系统。通过分布式可再生能源和能源智能微网等方式实现多能互补和协同供应。
结合可再生能源发电、分布式能源微电网等项目开发和建设，开展综合性储能技术应用示范，通过各种类型储能技术与风电、太阳能等间歇性可再生能源的系统集成和互补利用，提高可再生能源系统的稳定性和电网友好性。通过示范工程建设培育稳定的可再生能源领域储能市场，重点提升储能系统的安全性、稳定性、可靠性和适用性。
2021年6月24日，河南省发改委印发《关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，其中附件“全省新能源电力消纳指引”中明确：I类区域消纳规模为3GW，要求配置项目10%，可正常运行2小时的储能设备，总规模300MW/600MWh;II类区域消纳规模为1GW，要求配置项目15%，可正常运行2小时的储能设备，预计储能总规模150MW/300MWh;III类区域可协商规定消纳规模，要求配置项目20%规模，可正常运行2小时的储能设备。
据《湖南省“十三五”能源发展规划》显示，“十三五”期间，湖南省要加快构建智慧能源系统。建设源-网-荷-储协调互动的智能电网，建设多类型微能源网络，提高能源系统的供给质量和效率。大力发展分布式能源、储能和电动汽车应用、智慧用能和增值服务、绿色能源灵活交易、能源大数据服务应用等新模式和新生态，推动建立新型能源市场交易体系和商业运营平台，营造开放共享的能源互联网生态体系。
此外，要大力发展调峰电源，力争平江抽水蓄能电站开工，加快安化、汨罗等抽水蓄能电站前期工作，保证电网安全稳定运行。
2021年10月13日，湖南省发展改革委员会下发《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》。明确以发展电网侧独立储能为重点，集中规划建设一批电网侧储能电站，力争到2023年建成电化学储能电站150万千瓦/300万千瓦时以上。建立“新能源+储能”机制。风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量15、5%比例(储能时长2小时)配建储能电站，新增项目(指2021年1月1日后取得建设指标的项目)配建储能电站应与主体工程同步投产使用,存量项目(指2021年1月1日前取得建设指标的项目)应于2022年底前落实配建储能容量。对于没有条件配建储能电站的项目，可通过市场租赁方式按上述比例落实储能容量。
2021年11月11日，湖南省在《关于公布2021年市场化并网项目名单的通知》中提到，在落实灵活调节能力方面，应根据企业承诺，按不低于10%比例（时长不低于2小时）配建或租赁储能（制氢）设施。
2022年2月19日，湖南省发布《2021年全省能源工作指导意见》，要求建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于10%储能设施。
2021年7月16日，辽宁省发改委发布省风电项目建设方案(征求意见稿)，其中指出：本次新增风电项目1220万千瓦，全部用于支持无补贴风电项目建设，作为保障性规模，由电网企业实行保障性并网。煤电关停企业等容量替代建设风电项目(以下简称等容量替代项目)，不受总规模限制，不兼得1.5倍容量光伏替代政策。《意见稿》明确优先支持具备以下三种条件的项目：
2022年5月13日，辽宁省发布《2022年光伏发电示范项目建设方案（征求意见稿）》，优先鼓励承诺按照建设光伏功率15%的挂钩比例（时长3小时以上）配套安全高效储能（含储热）设施，并按照共享储能方式建设。
据《北京市“十三五”时期能源发展规划》显示，“十三五”期间，北京市要充分发挥首都科技创新优势，集中攻关大规模储能等关键技术，重点攻关高效储能、智慧融合控制等关键技术，推动能源互联网发展。
在能源互联网方面，要加强能源互联网基础设施建设，开展区域能源互联网试点示范。
(一)推进能源互联网基础设施建设。整合可再生能源在线监测系统、电力需求侧管理系统、节能在线监测系统，建设基于互联网的智慧运行云平台，发展智能光伏、智慧储能设施，建设计量、交易、结算等接入设施与支持系统。
(二)鼓励储能运营新模式。建设基于电网、储能、分布式电源、充电设施等元素的电动汽车运营云平台，促进电动汽车与智能电网间能量和信息的双向互动，发展车电分离、电池配送、智能导引运营新模式。逐步推广储热、储冷、储电等分布式储能设备应用，利用充电设施和不间断电源(UPS)冗余能力，拓展分布式储能设施规模，建立储能设施数据库，通过互联网与服务平台实现运行管控。
(三)开展能源互联网试点示范。加快城市电网智能化建设，基本实现可再生能源、分布式电源就地消纳和并网运行。推进延庆八达岭经济技术开发区、海淀北部、亦庄金风科技园等新能源微电网示范项目建设，探索完善新能源微电网技术、管理和运行模式，实现可再生能源发电、供热、制冷、储能联动的综合运行调配。
据《吉林省能源发展“十三五”规划》显示，“十三五”期间，吉林省要推进智慧能源项目建设，加快“互联网+”智慧能源项目建设，组织专家对储能电池、抽水蓄能、储热等技术进行联合攻关，在可再生能源并网、分布式发电、微网、电动汽车等领域开展储能技术示范项目。
进一步提高可再生能源电力消纳能力，鼓励利用风、光、水、煤等资源组合优势，开展风光水火储多能互补系统一体化运行示范。重点在白城、吉林、松原等具备开展多能互补条件的地区推进多能互补示范项目建设。
加快推进能源全领域、全环节智慧化发展，提高能源发展可持续能力，推进能源生产、输送、使用和储能等集成互补的能源互联网项目建设。重点在长春、吉林、白城等地区开展示范项目建设。
大力发展储能技术，充分发挥人才集聚的比较优势，组织专家对储能电池、抽水蓄能、储热等技术进行联合攻关，在可再生能源并网、分布式发电、微网、电动汽车等领域开展储能技术示范项目。
积极主动适应“互联网+”发展新业态，运用能源互联网将能源生产端、能源传输端、能源消费端连接起来，对能源互联网中的数据进行分析，动态调整吉林能源供需关系，提高能源经济运行的监测预测预警能力。
加快能源科技创新体系建设，建立能源企业、高校、研究机构为一体的产学研联盟，在热电联产、燃料电池、智能电网、分布式能源等方面开展深入的技术研究，打造吉林能源科技创新品牌。
据《黑龙江省能源发展“十三五”规划》显示，“十三五”期间，黑龙江省要加强配套储能设施建设，开展应用储能技术消纳示范，促进风电、光伏等清洁能源消纳。
加快先进能源技术研发创新。依托 703 研究所、哈电集团、哈工大、哈工程、黑龙江科技大学等科研院所，加强技术攻关，力争在高寒地区储能供热技术、燃料电池等领域核心技术取得重大突破，实现推广应用一批、示范试验一批、集中攻关一批。
据《四川省“十三五”能源发展规划》显示，“十三五”期间，四川省要加快储能电池技术的集成创新, 推进能源区块链技术研发,探索电力市场、能源互联网交易市场和碳交易市场关键技术。
天府新区分布式智慧能源“互联网+”管控与交易示范项目。广泛接入包括储能、新能源汽车、冷热电三联供、数据中心、制氢设施等智慧化用能终端。
攀西战略资源创新开发试验区全钒液流电池示范工程。探索建设将全钒液流电池技术应用于大规模储能系统的能源互联网示范工程。富余水电制氢与氢能利用产业示范工程。建设制氢、储氢、用氢设施,进行氢能综合利用的低碳交通示范运营,推动支撑电、冷、热、气、氢等多种能源智能协同的能源互联网基础设施建设。
宜宾高捷工业园区能源互联网示范工程。以天然气分布式能源项目为支撑,构建“分布式能源站+综合能源微网”,并为能源互联网技术的大规模推广积累技术和运营经验。
要加强能源装备研发制造。发挥四川能源科技装备研发优势,坚持增强自主创新能力,以大规模储能电池、智能电网、能源互联网等装备研发制造领域为重点,突破关键技术、材料和零部件瓶颈,加快培育重点装备自主成套生产能力。
截至2021年底，全国储能装机规模达到4266万千瓦，其中新型储能装机626.8万千瓦，同比增长56.4%；新型储能中90%为电化学储能。截至2021年底，电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为49.7%、27.4%和22.9%，电源侧储能接近装机的一半。各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。其中，电源侧配储能是各个省份重点支持方向，近期逐步加大了独立储能发展要求。
为充分了解储能设施的运行情况，中电联对电网公司、发电集团等单位所属的新型储能进行了专项调研。本次共调研电化学储能项目208个，合计容量215万千瓦，占全国电化学储能装机的近40%。其中，调研新能源配储能装机105万千瓦，占全国新能源配储装机的2/3，具有代表性。调研结果表明：
从不同应用场景储能项目配置时长看，调研机组储能平均时长为2小时，新能源储能配置时长为1.6小时，火电厂配储能为0.6小时，电网储能为2.3小时、用户储能为5.3小时，基本反映了各应用场景的技术需求和特性。
从各区域储能应用场景分布看，华北、西北区域以新能源配储能为主，华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡，南方区域以火电厂配储能为主。
从储能运行策略看，新能源配储弃电期间一天至多“一充一放”运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。
从储能等效利用系数看，调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，用户储能为28.3%。相对而言，华北、西北区域的新能源配储等效利用系数高于其他区域。
从储能项目造价和商业模式看，储能项目造价大多在1500～3000元/千瓦时之间，项目间由于边界条件不同造价差异较大。新能源配置储能具有平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性、缓解输电阻塞等作用，在能量市场、辅助服务市场、容量市场中具有多元价值，商业模式不尽相同，地区差异性较大。但从实际情况看，大部分储能项目的盈利水平不高。
一是新能源配储能利用率低。新能源配置储能是多种储能应用方式中的一种，新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。从调用频次来看，目前，新能源配置的储能一般是在有弃电时段进行充放运行，至多“一充一放”运行，部分区域配置的电化学储能基本未调用。电网侧、用户侧配的储能多为“两充两放”运行模式，火储调频由于受AGC调度指令响应，储能调用频繁；从等效利用系数来看，2022年第一季度新能源配储、火储、电网侧配储、用户侧配储等效利用系数分别为6.1%、15.3%、14.8%、28.3%。火储、电网侧和用户侧配储日利用小时分别是新能源配储利用小时的2.5倍、2.4倍、4.6倍，用户侧配储的储能实施利用最为充分；从日充放电等效利用率来看，新能源配储、火储、电网侧配储、用户侧配储等效利用率分别为51.1%、344.6%、82.4%、67.1%，说明新能源配储平均两日才能实现一次完整的充电。
二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证。新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大。多地采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。考虑到各地资源特性、消纳形势、电力系统需求不同，应当详细测算新能源配置储能的必要性及比例。但已建成的新能源配储电站利用率低下，说明“一刀切”式的配比要求不科学，且缺乏自主调用储能的商业模式与市场化激励，对储能作用考虑得并不充分。例如，部分地区要求存量项目开始配置储能装置，而根据修订后的GB38755《电力系统安全稳定导则》要求，多数新能源场站已完成一次调频改造，若再按照10%配置储能，储能设施完全能够满足场站一次调频能力需求，已经开展的一次调频改造无法发挥作用，造成资源浪费。尤其是新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大，总体处于产业发展初期，问题、需求和目标导向尚未理清（如新能源侧配储能是解决消纳问题、还是解决上报的功率曲线误差超标问题、或是解决系统灵活性资源不足问题），“一刀切”的配置要求和管理方式不利于新型储能高质量发展。不同新能源类型配置同等储能缺乏科学性，光伏、风电同属新能源，但由于其发电特性不同，同要求下的配置储能在经济性、利用率方面具有较多差异性，同质化的配置储能要求缺乏科学性；分散的配置方式无法体现规模效益，新能源配置储能主要跟随新建项目，采取分散模式。由于建设单位为了抢占资源，更关注项目能否通过并网验收，配建储能的应用效果放在其次，储能装置质量参差不齐、管理使用模式也千差万别，再叠加调用次数少，造成储能利用率低、经济性差。尤其是单个新能源发电企业配置的储能或调峰设施规模较小，在运营过程中难以产生规模效应，出现运营成本高、效率低等问题。此外，不同电站之间的储能在协调方面也存在障碍，导致储能作用发挥不充分，储能利用率严重受限。
三是新型储能成本较高，缺乏疏导渠道。新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术，新能源配储投资成本无法满足收益率要求，投资回报机制模糊。目前新能源电价约在0.3元/千瓦时左右，即仅仅依靠回收弃电，远远不能满足收益率要求。新型储能对电力系统的效用呈多样性，主要受益方是电力系统全体参与者或者是用户，目前除削峰填谷（含消纳）和调频外，回报机制大多不清晰，且受政策性影响较大。当前，新能源配储成本由新能源开发企业承担，并未向下游传导，叠加锂离子电池成本上涨，给新能源企业带来了较大的经营压力，影响新能源开发企业投资决策。新能源配置的储能可为电网提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，但在新能源场站内布置，现行的市场机制难以体现储能的其他价值。
四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善。新能源配储商业模式仍显单一。新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，对于大部分新型储能的经营环境而言，电源侧电价峰谷差并不显著，辅助服务价格也不高，导致储能收益难以保障；储能的诸多市场和价格规则仍有待落地。2022年5月24日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，对新型储能“入市”后的市场、价格和运行等机制均作出了重要部署，该政策的出台将有效推动新型储能市场化进程，对储能产业及商业模式的创新发展意义重大。然而，该政策的落地与实际执行仍面临较多问题，各地在细化地方方案上也需因地制宜，政策变动对收益影响较大。此外，当前新能源配置储能仅规定了储能配置比例等基本参数，未出台配套的具体使用和考核办法；如储能如何参与调度、调度的频次、充放电次数、放电深度等方面尚没有明确的规定等，导致储能系统安装之后使用的实际效果和收益难以保证，不仅加剧了部分企业劣币驱逐良币、选择质量较差低廉储能产品的意向，且强配储能极少被调用，形成了负反馈的恶性循环。
五是新型储能安全管理仍需加强。近年来，随着新型储能的规模扩大和应用日益广泛，其面临的安全问题也愈发严峻。据不完全统计，自2018年起至今，全球已发生了40多起储能电池爆炸起火事件，暴露出当前储能电池产品存在安全可靠性不足、相关标准规范指导性不强、安全管理措施落实不到位、安全预警及应急机制不健全等问题。可以说，安全问题是新型储能规模化健康稳定发展的关键影响因素之一。在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。电化学储能的安全包括电池本身的安全性和作为储能系统使用时的系统安全性，涉及储能电池、电池管理系统、电缆线束、系统电气拓扑结构、预警监控消防系统、运行环境、安全管理等多个方面，涉及对象也包括专业技术操作人员、储能电池本身以及电站安全运行管理等。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。
六是新型储能运维难度大。电化学储能电芯数量庞大，储能项目电池单体颗数的规模已经达到万级甚至几十万级，且随着电池运行时间的延长，电芯性能必然会出现或多或少的衰减，但BMS不能跟随电芯性能衰减而实时更新电芯安全指标，且现有标准没有明确详细的现场检测方法。此外，储能电池在安装前和运行中缺少现场检测设备，无法在场站端对储能电池、模块或系统进行详细的检测分析，导致运维人员不能够及时了解电池在运行过程中的详细参数，只能依靠电池管理系统分析，维护难度极大；储能电站运维涉及到电气、化学、控制等多专业，对于现有运检专业来说属于新事物，当前储能电站运维粗放，运维及检修、调控监控人员均没有相应的技术储备及检修运维装备，大多数人员由新能源场站抽调，未经过专业的储能系统技术培训，对储能系统出现的部分问题无法及时解决，导致储能系统停机脱网或发生电池安全事故，运检维修人员专业性有待提升。标准更替造成部分早期项目不满足技术要求，部分早期建设的储能电站，在设计及建设之初，按照当时设计标准满足要求，但随着相关国家标准、行业标准的完善，特别是大红门储能电站事故以来，国家、行业、地方均提出了更严格的要求，以至部分原设计标准已不满足，部分储能电站需要进行整改后方可投入运行。针对储能系统的电网调度运行有待优化，一是在部分地区，由于电网夜间不会给光储系统下指令放电，导致储能在辐照较好阶段储存的电能不能用于支持晚用电高峰，只能用于下午辐照较差时段，影响储能的峰谷发电价差；二是电网调度尚未形成储能信息上传的完整系统，无法与现有AGC功率下达系统相结合，造成不能有效防止储能系统充电时出力与AGC下达出力不一致所导致的“两个细则”考核，出现电站一边为系统削峰填谷做贡献，一边因出力曲线无法跟踪被考核。
因地制宜配置储能规模和型式。结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，具体分析各地系统调频、调峰需求，综合煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升等实际情况，合理确定新能源配置储能的规模和型式，避免资源浪费。
逐步扩大独立储能/共享储能比例。借鉴发展抽蓄模式来发展新型储能，逐步扩大独立储能/共享储能比例。从优化电力系统运行、提高储能设施利用率、支撑新能源占比逐步提高等角度出发，统筹区域内新能源项目、电网安全运行要求，集中建设独立或共享储能电站，新能源大基地项目、新能源分布式项目配置储能均宜集中建设储能电站，新能源项目共享储能容量、分摊储能费用。
健全储能设施运行机制。建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，对于已经布置在新能源侧的储能设施，按照相关要求进行改造向独立/共享储能发展，最大程度发挥储能促进新能源消纳、调峰调频、功率支撑等多重作用。优化储能电站并网运行控制策略，提高储能利用效率。此外，储能系统运行应以延长储能设施寿命为核心，在满足调度要求的条件下，尽量避免设备使用次数不均衡、设备频繁操作和电池系统长时间深度充放电。
加大技术创新。改进储能电芯安全控制技术及安全结构，完善储能电站并网运行控制策略，提升本质安全水平；加强安全预防智能化建设，搭建数字化储能电站数据处理与运维平台，减少操控失误带来的安全问题；强化针对电化学储能的消防能力建设，进一步深化储能电站系统安全研究、储能系统火灾演化机制及防控技术研究,针对火灾防控、早期预警、事故处置等方面的重点攻关，联合企、事业多部门研究制定储能电站专门的消防安全产品和应急方案；此外，建议有关部门牵头制定储能电站消防审核验收（备案）程序及要求，解决消防报批难题，同时健全消防安全生产责任制，完善储能电站应急预案和消防联动机制。
优化安全管理体系。强化电化学储能消防管理，制定储能电站消防审核验收、备案程序；建立电池选型和检测体系，新投运储能项目须开展电池单体、电池模块及电池管理系统到货抽检及储能电站并网检测，检测不符合要求的不予并网；在运储能项目应开展在线运行性能监测和评价，定期进行抽检及监督检查，不符合要求的应予以整改，并增加建立对储能电池的高/低电压穿越、电网适应性、充放电性能、过载性能、额定能量等涉网性能相关测试要求；加强运维人员安全培训，持续优化储能电站的安全管理体系，明确各环节安全责任主体及安全管理职责划分，完善基于储能项目技术升级和安全性的检测认证和监督体系，建设并运维好电化学储能电站安全监测信息平台。
完善技术标准体系。结合新型储能技术进展和安全需求，动态更新电化学储能标准体系，提升储能标准与科技创新、管理创新的耦合力度，在储能电站设计、设备技术要求、施工及验收、运行维护、设备检修、安全及风险防控等方面，加快标准制修订工作，提升电化学储能相关国家标准、行业标准、团体标准的建设力度，实现标准引领。
健全新型储能电站参与电力市场规则。按照《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》要求，各地方加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好地融入电力市场。包括：取消储能调频机组调节速率值上限，推动储能调频项目更快发展；当电网因安全需求调度储能项目参与调峰，导致充放电价差为负值时，计入现货市场补偿；出台相关的税收优惠与投资补贴、技术研发补贴等多项专项补贴政策，对项目的补贴范围、补贴标准及具体的操作规则等予以明确；增加新能源发电侧配套储能调峰等辅助服务贡献的奖励，提升配建储能项目的积极性；支持电网侧储能项目长期租赁模式运营并合理规定最短租赁年限，保障电网侧储能项目投资回报收益等。
完善新型储能参与电能量市场、辅助服务市场等机制。目前储能的盈利主要来源于电能量收益、辅助服务收益。在目前机制下，储能受电价差低、调用次数不足、辅助服务价格低等因素影响，收益无法得到有效保障；部分地方政府虽然有补贴，但是随着储能规模的扩大，补贴难以持续。为此，亟需建立保障新型储能盈利的长效机制，完善电能量市场、辅助服务市场等机制，通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源，引导社会资本参与新型储能建设。
出台新型储能容量电价政策。鉴于新型储能与抽蓄在功能与价值的统一性，新型储能电站价格机制首先考虑储能容量带来的系统共享和多方获益的特点，按照“谁受益、谁分担”的原则承担相应的容量成本。建议理顺各类灵活性电源电价机制，出台容量价格政策，尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。