2021年4月21日，国家发改委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（以下简称《指导意见》）。这是自2017年能源局联合五部委发布《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》后，第二部针对储能产业的国家级综合性政策文件。《指导意见》明确了十四五时期3000万千瓦储能发展目标，提出统筹开展储能专项规划， 进一步明确“十四五”及中长期新型储能发展目标及重点任务。并对标抽蓄电站首次提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制。在电力市场改革的过渡阶段，对规模化储能在系统中发挥的调节作用给与了价值出口，突破了储能价格机制的政策瓶颈，此外，文件进一步明确了新型储能独立市场主体地位，对储能参与各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准提出了研究制定的要求，为储能实现多重收益给与了身份保障，明确了执行路径，破除了储能发展中的“硬砍儿”。
针对当下新能源配置储能的痛点问题，《指导意见》也进一步明确储能与新能源的协同发展，通过在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜，为新能源配置储能实现合理化成本疏导指明了方向。同时强调了新型储能对电网灵活调节能力和安全稳定水平发挥的作用，对电网供电能力的提升，强调了电网应急供电保障能力、延缓输变电升级改造对储能的需求。随着业界对电网侧储能加深认知，市场边界逐渐明确，监管能力的提升，电网侧储能将吸引各类社会主体进入，在政策的引导下，电网侧储能将焕发新的生机。
4月22日能源局发布《2021年能源工作指导意见》提出，要稳步有序推进储能项目试验示范，推进电力源网荷储一体化和多能互补发展，促进储能技术装备和商业模式创新等，在多个维度部署了今年储能的工作任务。在《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》文件中，重点支持每年不低于20亿千瓦时新能源电量消纳能力的多能互补项目以及每年不低于2亿千瓦时新能源电量消纳能力且新能源电量消纳占比不低于整体电量50%的源网荷储项目。通知要求强化了项目的主动消纳能力，并将其作为考核的关键门槛，同时强调发挥一体化项目的“整合”优势，对实现源网荷储各个环节、风光水火储各类资源要求进行统筹优化。自通知发布以来辽宁、甘肃、河南、安徽、新疆、陕西、内蒙古及张家口等地都开始积极准备源网荷储一体化和多能互补项目的申报工作。除国家能源局发布的通知中要求的申报条件外，各地根据区域发展需求和特色对项目要求各有侧重，其中内蒙古、陕西、安徽三省强调项目实施后的独立运行能力，要求项目原则上不得占用大电网的调峰资源。大型基地项目的落地将直接带动一批规模化储能项目的落地实施，并有助于发挥储能在系统中的作用并评估其应用价值。
地方层面，山西省在印发的《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中提出了依托晋能控股等集团,探索大容量、高参数煤电项目与风电、光伏、储能项目一体化布局；推进国网时代大同集中式独立储能项目、隆基“光伏 + 储能”平价示范项目、启迪清能云冈矿压缩空气储能项目等。甘肃发布了《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，自2020年1月发布《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》以来，甘肃的调频市场规模扩大，调峰补偿规模急剧缩小，调频收益被市场看好。最新发布的《征求意见稿》中，调频辅助服务补偿价格由上限15元/MW下调至12元/MW。调峰辅助服务申报价格非现货期间为0.5元/kWh，现货期间为0.3元/kWh。调整后的价格对市场收益的影响还需进一步跟踪测算，调峰市场与现货市场如何融合以及储能参与电能量市场如何获益还未能明确。此外文件要求双边协议中应明确充电电量、充电电价、储能转换损耗分摊、网损分摊、辅助服务费用分配原则及费用结算方式等条款，相关条款仍需政府部门进一步明确细则。
《指导意见》的发布，可以说是在储能发展的关键裉节儿上给产业注入了强心针。3000万千瓦的发展目标，是建设新型电力系统对储能资源的需求下提出来的，随着需求的明确和倒逼，储能在发展过程中一直面临的各种市场机制和政策机制层面的问题，将随之得到解决，中国的储能市场将释放出巨大的空间和潜力。展望十四五，3000万千瓦的储能发展目标很有可能是行业发展的保守目标。
