理由一：國家大力支持

2月，國務院發布《關于加快建立健全綠色低碳循環發展經濟體系的指導意見》，提出加快大容量儲能技術研發推廣，提升電網匯集和外送能力。辛保安提出2025年抽水蓄能裝機5000萬千瓦目標。

3月，兩部委發布《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》提出：積極實施存量“風光水火儲一體化”提升，穩妥推進增量“風光水(儲)一體化”，探索增量“風光儲一體化”，嚴控增量“風光火(儲)一體化” ，所有“一體化”方案幾乎都涉及儲能。

4月，國家發展改革委、能源局發布重磅文件《關于加快推動新型儲能發展的指導意見(征求意見稿)》(正式稿7月份發布)，提出2025年新型儲能3000萬千瓦以上裝機，2030年，實現新型儲能全面市場化發展。國家能源局啟動源網荷儲、多能互補一體化項目方案報送。

7月，國家發展改革委印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》，部署各地進一步完善分時電價機制，拉大峰谷價差，條件具備區域，分時電價差距可達到4倍。

8 月，《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》發布，鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰，功率的 15%、 20%以上可以優先并網，時長4小時以上。

9月，《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035年)》提出：到2025年，抽水蓄能投產總規模6200萬千瓦以上;到2030年，抽水蓄能投產總規模1.2億千瓦左右。

10月，國家發展改革委印發了《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)，取消工商業目錄銷售電價，提出調整燃煤發電交易價格上下浮動范圍為均不超過基準電價的20%，推動工商業用戶都進入市場。

理由二：地方政府大力支持

2021年，內蒙古、安徽、陜西、河南、山東、甘肅、海南、新疆、貴州、青海、山西、寧夏均發布了新增風、光強制配10%~20%不等儲能。12月，在安徽省能源局印發《2021年風電、光伏發電開發建設方案》中，光伏配儲更是最高達到35%;風電最高達到98%。

除了強制配儲，浙江、江蘇、廣東等9地地方政府也給予了儲能補貼政策。

理由三：儲能成本快速下降

2013年，鋰電池儲能電站成本為6元/Wh，到如今1.5元，儲能成本下降了75%，據BNEF預計，到2030年，儲能成本還要在此基礎上再下降75%。2021年，東吳證券認為，儲能系統成本為1.5元/Wh左右，儲能迎來經濟性拐點。

理由四：企業用電成本增加

取消工商業目錄電價后，全部工商業將采取直接參與電力市場交易或代理購電的方式購買電力，新工商業電價=煤電上網電價±20%的方式組成，高耗能企業電價不受20%限制。工商業電價尤其是高耗能企業用電成本大大增高，安裝儲能電站可以在電網低谷給充電，高峰時放電，降低企業用電成本。

理由五：央企爭相入局儲能

2021年至少12 家央/國企簽約風光儲一體化項目39個，規模共計37.578GW，投資總額1739億元。

6月，國網時代400兆瓦時，國內單體規模最大儲能電站在福建霞浦開工;9月，三峽首個300MW/600MWh獨立儲能電站在慶云縣開工;除了和風光配儲建設，獨立儲能電站也逐漸受到央企青睞。

除了央企，華為、陽光、上能、林洋、晶科、天合等光伏民企龍頭也紛紛入局儲能。

理由六：前景廣闊

隨著儲能技術的不斷創新、儲能成本的持續下降，央視報道表示：到2030年儲能市場空間或可高達萬億以上。