1、发电侧：目前新疆/山东/安徽/内蒙古/江西/湖南/河南等近30个省份相继出台储能相关政策，多明确要求新增风光装机按不低于10%比例配置储能，储能时长不低于2小时。
据国家能源局数据显示，截至2021年9月，我国风能、太阳能装机容量分别为297GW和275亿GW，合计约574GW，要实现2030年总装机容量1200GW的目标，平均每年需要新增装机规模为62.5GW，按10%配置比例计算，每年需要新增储能装机规模为6.25GW，这与发改委、能源局提出的到2025年实现新型储能装机规模达30GW以上的目标不谋而合。2、电网侧：目前国内正在逐步完善辅助服务相关补偿机制，明晰各方角色。2021年8月，发改委、能源局发布《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》，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。但笔者认为这部分未来将主要由成为独立市场主体的第三方储能项目运营商担纲。3、用户侧：工商业用户方面，2021年10月12日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，全面建立起建立起“能跌能涨”的市场化电价机制。全面执行市场化分时电价、扩大峰谷价差将进一步驱动储能发展，工商业配储空间全面打开。家用储能方面，虽然国内家用储能暂无性价比，但夏季、冬季用电双高峰愈加明显，叠加电力系统稳定运行难度不断加大，近期已出现多起限电停电事件，将催生出部分家用储能需求，随着储能系统成本的下降，这部分市场规模将稳定扩张。相比之下，海外部分地区电价高、供电不稳定，叠加灾害天气频发，家用储能会较我国而率先放量。目前储能新增装机量主要来自电化学储能，其降本主要依赖提升循环寿命以及电池成本的下降，据估算，到2025年储能系统成本将下降到0.84元/WH，彼时全球电化学储能装机量将大幅提升。
图 15：我国2000-2020各类储能装机规模技术分布从主流储能技术的发展历程来看，目前全球处于逐步从抽蓄水能向以锂电池为主的电化学储能的过渡阶段，而在较长远的未来，那电池和氢能技术则有可能占据主流：在可用于开发抽水蓄能的自然资源已逐步耗尽，电化学储能成本快速下降的背景下，电化学储能已进入商业化阶段，正逐步取代抽水蓄能成为新增装机量的主要贡献者。而从安全性、成本、能量密度等方面考量，磷酸铁锂电池成为性价比最高的技术方向。
