无论从创新产业发展角度看，还是储能技术应用价值角度看，储能于我国经济社会发展和能源结构调整的价值不容忽视。过去一年，国家对储能产业化发展进程高度关注，且正在谋划政策以支持储能产业发展和技术应用。进入“十四五”发展新阶段，配合新能源规模化开发和利用，储能迎来了新的发展机遇与挑战。
继大连、邯郸、宜春、毕节、江苏等地落实储能发展指导意见后，新年伊始，宁夏推出《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见(征求意见稿)》，将宁夏归入鼓励“新能源+储能”配置省份名单，明确提出“10%，2小时”的储能配置要求，且新增项目储能设施要与新能源项目同步投运，存量项目要在2021年底前完成储能设施投运。“健康有序发展”是“十四五”储能发展的核心，鼓励和强制要求新能源配置储能还需兼顾经济性，“鼓励储能以独立身份参与市场交易，将电储能交易纳入现行宁夏电力辅助服务市场运营规则”可以扫清储能参与市场阻力，规范交易品种和明确价格机制成为储能实现商业化应用的关键。
同一时间，青海印发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，成为首个落实集中式新能源+储能价格补偿的省份，且在降电价大趋势下，青海创新利用输配电价降价预留资金支持储能技术应用，自发自储设施所发售的省内电网电量可获每千瓦时0.10元运营补贴，持续时间两年。除再次提出“新能源+储能”配置要求外，还首次提出“水电+新能源+储能”协同发展模式，明确各能源形式配置比例。政策保证了储能系统的最低利用小时数即充放电次数，且储能系统可按照新能源结算基价执行。面对增加的消纳压力，储能储存平价光伏电能并在其他时段释放实际增加了新能源发电量，而随着新能源平价上网，按基价结算的储能可获得一定的价差收益。但在现有储能成本下，储能投资回报并无优势，需要综合考虑一体化项目的整体投资收益。对独立储能项目来说，仅靠消纳收益和价格补偿的项目投资还存风险，且需要明确储能双边协商和集中竞价模式下，所获增发电量分成、充电运营补偿与发电电量结算的关系。
1月，湖南、蒙西、山东也再次修订了辅助服务市场规则，湖南将储能深度调峰补偿标准由征求意见稿中的200元/MWh调回500元/MWh；蒙西在补偿结算中对K值做开根号处理并调整归一化调节系数，且设置调节速率上限；山东将AGC出清价最高上限调整至6元/MW。在电力市场长效机制未建立前，储能参与市场增加了资金支付风险，但频繁变动的规则又给储能投资制造了风险， 储能的商业化发展急需一个稳定、长效的市场机制予以支撑。
目前，在“十四五”规划布局中，已有近二十个省市在规划意见中提及支持储能发展。今年1月，江苏省能源局印发《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划（征求意见稿）》，正式提出利用储能技术助力可再生能源发电方式创新转型。《内蒙古自治区可再生能源电力消纳保障实施方案》再次认可了储能对新能源规模化开发和利用的关键价值，内蒙古地区也在陆续开展新能源产业规划和储能发展规划编制工作。过去五年，“储能”已成为国家能源发展规划和能源政策中的必提词汇，“十四五”亦然如此。技术进步、产业发展、融合应用将是“十四五”我国储能发展主题，而储能促进新能源利用的价值权重有望得到提高。
