相比于光伏、風電、電動汽車等產業在發展初期，政策的百般呵護，儲能的發展稱得上是一波三折。以光伏行業為例，國家通過金太陽示范工程、度電補貼等方式，極大的促進了光伏行業的發展，隨著其商業化進程的推進、技術的提升和成本的下降，進入平價上網時代，國家逐步取消補貼，讓其自由的參與市場競爭。
儲能的發展依賴于電動汽車產業發展帶來的電池規模化成本降低，使得鋰電池為主的電化學儲能具備了發展的條件。前幾年，盡管儲能普遍被認為是未來電力系統中不可或缺的關鍵元素，但由于儲能系統度電成本仍較高，同時缺乏相關政策對儲能的補貼，一直處于一片看好，但雷聲大、雨點小的尷尬。近幾年，隨著火電側AGC商業模式的成熟、電網公司自投儲能和新能源側“強配”，促進了電源側和電網側儲能的爆發，但由于儲能度電成本仍較高，用戶側儲能一直處于不溫不火的狀態。
用戶側儲能建設模式簡單、應用范圍廣泛、市場化程度高，在合適的盈利模式下，是最具“星星之火、可以燎原”的應用場景。
用戶側儲能盈利模式主要有峰谷差套利、需求側響應、輔助服務、降低變壓器容量費、節省變壓器增容費用等模式，由于需求側響應調用次數有限，輔助服務電力市場尚未健全，用戶側儲能仍主要依賴峰谷電價差的套利。隨著雙碳目標的推進，江蘇蘇州、浙江溫州、廣東肇慶等多個地區出臺政策對用戶側儲能進行補貼，初始投資和運營期間發電量補貼是主要的實現方式。9月，義烏市發布《關于推動源網荷儲協調發展和加快區域光伏產業發展的實施細則（征求意見稿）》，對接受電網統調的儲能系統按照峰段實際放電量給予儲能運營主體0.25元/千瓦時補貼，補貼兩年。
10月，廣東肇慶發布《肇慶高新區節約用電支持制造業發展的若干措施》，對區內企業建設儲能，建成使用后給予150元/千瓦補貼，每個區內企業最高補貼100萬元。
11月，蘇州吳江區發布《關于蘇州市吳江區分布式光伏規模化開發實施方案的通知》，對2021年7月至2023年底期間并網儲能項目，按照實際放電量給予運營主體補貼0.9元/千瓦時，補貼2年放電量。
此外，國家發展改革委印發的《關于進一步完善分時電價機制的通知》，拉大了峰谷電價差并建立尖峰電價，同時，由于“限電”產生的催化作用，國家發改委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場改革的通知》，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價，并擴大市場交易電價上下浮動范圍，同時工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。
以江蘇為例，燃煤發電市場上下浮動幅度擴大為20%，且高耗能企業不受20%限制。工商業電價由市場來主導，根據近期發布的12月份電網公司代理購電工商業用戶電價，大工業用電度電峰谷電價差達到了0.855元，相對儲能0.6-0.7元左右的度電成本，已具有較好的盈利空間。
隨著新能源為主體的新型電力系統的建設，特別是隨著整縣光伏計劃的推進，分布式光伏在配電網中的滲透率逐步提高，隨著電價波動范圍的加大以及需求側響應、輔助服務等電力市場的健全，用戶側儲能也會實現真正的“燎原”。
