01
國家層面
這56個(gè)入選項目的儲能技術(shù)路線(xiàn)包括鋰離子電池、壓縮空氣、液流電池（全釩、鋅鐵、鐵基）、飛輪、重力、二氧化碳、液態(tài)空氣、鈉離子電池、鉛炭電池等單一及混合儲能技術(shù)，其中鋰離子電池項目數量最多達17個(gè)，總規模超2.15GW/4.4GWh；壓縮空氣儲能項目11個(gè)，總規模超2.75GW/12.95GWh；液流電池儲能項目8個(gè)，其中全釩液流電池項目6個(gè)，鐵基液流、鋅鐵液流項目各1個(gè)。
02
地方層面
地方層面，廣東、福建、浙江、江蘇、安徽、廣西、河南、湖南、山東、山西、內蒙古、寧夏、云南、甘肅、河北、吉林、遼寧、上海、四川、新疆、重慶21個(gè)省市發(fā)布儲能相關(guān)政策48條。
在儲能補貼方面，浙江嘉善縣對于新建裝機容量1MW以上并納入縣級電力負荷管控管理中心統一調控的用戶(hù)側新型儲能項目，按照項目放電額定功率0.3元/瓦給予一次性建設補助，最高不超過(guò)100萬(wàn)元。
浙江杭州提出配備儲能的充電設施最高可以獲得480元/kW補貼。
廣東廣州市白云區對采用光伏、儲能、氫能、充電樁、智慧能源管理等兩種以上且裝機容量超過(guò)1兆瓦及以上的用戶(hù)側新型儲能項目，自并網(wǎng)投運次月起按放電量給予投資主體不超過(guò)0.2元/kWh扶持，連續扶持不超過(guò)2年，同一項目最高不超過(guò)300萬(wàn)元。
在儲能規劃方面，廣東東莞到2025年，全市新型儲能裝機規模力爭達到30萬(wàn)千瓦。到2027年，全市新型儲能裝機規模力爭達到50萬(wàn)千瓦。
內蒙古則提出到2025年底，電網(wǎng)側儲能規模達到3GW以上，電源側儲能規模達到6GW以上。
湖南省要求到2030年，抽水蓄能規模達到1040萬(wàn)千瓦，新型儲能裝機達到450萬(wàn)千瓦，與省內新能源裝機比例達到1:3，成為全國系統調節能力應用高地。
在新能源配儲方面，吉林省提出自2023年起，新增新能源項目原則上按15%裝機規模配置儲能，充電時(shí)長(cháng)2小時(shí)以上，鼓勵采用集中共享方式。
廣西南寧鼓勵新建的企業(yè)（非自然人）光伏發(fā)電項目按照裝機容量的10%以上配建儲能系統，額定功率下連續放電時(shí)間不低于2小時(shí)，租賃容量視同配建容量。
河北省則鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)通過(guò)自建、租賃、購買(mǎi)儲能設施或者購買(mǎi)儲能容量的方式，增強調峰上網(wǎng)能力。
在電價(jià)與市場(chǎng)交易方面，山東省明確獨立儲能的充放電價(jià)格按當時(shí)市場(chǎng)現貨價(jià)格結算，配建儲能的放電價(jià)格按當時(shí)市場(chǎng)現貨價(jià)格結算，由此產(chǎn)生的價(jià)差費用（收益）由全體工商業(yè)戶(hù)分攤（分享）。
安徽省提出電網(wǎng)企業(yè)根據結算依據向新能源企業(yè)收取費用，將補償費用支付給獨立儲能企業(yè)。獨立儲能企業(yè)充放電損耗費用補償結算季結季清，與每季度最后一月電能量電費一并結算。
江蘇省提出電網(wǎng)側獨立儲能電站需同時(shí)申報電力調頻輔助服務(wù)單價(jià)和是否參與市場(chǎng)。里程報價(jià)上限1.2元/MW。
充換電設施作為重要新能源基礎設施，其建設受到各地重視。河南商丘市發(fā)文提出到2023年年底實(shí)現高速公路服務(wù)區充電設施全覆蓋、集中式充電示范站縣域全覆蓋。到2025年累計建成集中式充換電站100座以上、各類(lèi)充電樁6000個(gè)以上。
甘肅蘭州新區明確2025年，新能源汽車(chē)充電樁規模達到700個(gè)以上；2035年，新能源汽車(chē)充電樁規模達到4000個(gè)以上。
云南省為引導居民錯峰充電，對選擇執行居民電動(dòng)汽車(chē)充電樁分時(shí)電價(jià)政策的用戶(hù)，低谷時(shí)段電價(jià)0.31元/千瓦時(shí)，非低谷時(shí)段電價(jià)0.61元/千瓦時(shí)。