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10月25日，溫州市人民政府辦公室下發(fā)關于印發(fā)溫州市制造業(yè)千企節(jié)能改造行動方案（2021-2023）的通知。通知指出：對完成備案并接入市級分布式光伏數(shù)字化管理平臺的“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”的分布式光伏項目，按照實際發(fā)電量，給予0.1元/千瓦時的補貼。對于實際投運的分布式儲能項目，按照實際放電量給予儲能運營主體0.8元/千瓦時的補貼，鼓勵各地加大對集中式儲能項目的支持。

10月26日，浙江平湖市發(fā)改局印發(fā)關于公開征求《平湖市新一輪鼓勵光伏發(fā)電項目建設的若干意見(征求意見稿)》意見的公告，意見提出：對工商業(yè)、學校、醫(yī)院、黨政機關和村(社區(qū))等公共建筑屋頂光伏發(fā)電項目以及“農光互補”光伏發(fā)電項目，實行三年發(fā)電量補助，每年按實際發(fā)電量給予0.1元/千瓦時~0.2元/千瓦時不等的電價補助。此外對居民戶用屋頂光伏發(fā)電項目實行一次性裝機補助，按裝機容量1元/瓦補助。

10月13日，湖南省發(fā)改委發(fā)布了《關于加快推動湖南省電化學儲能發(fā)展的實施意見》。明確以發(fā)展電網(wǎng)側獨立儲能為重點，集中規(guī)劃建設一批電網(wǎng)側儲能電站，力爭到2023年建成電化學儲能電站150萬千瓦/300萬千瓦時以上。

10月12日，云南省發(fā)展和改革委員會向社會公開征求《關于進一步完善分時電價機制的通知（征求意見稿）》。該意見稿實施的范圍包括，所有大工業(yè)用戶（電氣化鐵路牽引用電除外）和用電容量在100千伏安以上的一般工商業(yè)用戶均執(zhí)行峰谷分時電價。

電度電價峰谷價差維持現(xiàn)行1.5:1:0.5，其中非市場化電量在目錄豐枯電價基礎上，峰時段電價在平時段基礎上上浮50%，谷時段在平時段電價下浮50%；市場交易電量以當月電能量交易價格為基準，峰時段電價上浮50%，谷時段電價下浮50%；政府性基金及附加、基本電費不參與浮動。

9月30日，廣東肇慶高新區(qū)發(fā)布《節(jié)約用電支持制造業(yè)發(fā)展的若干措施》文件指出，重點推動儲能、冰蓄冷項目建設。一是對區(qū)內企業(yè)建設儲能、冰蓄冷項目的，建成使用后給予150元/千瓦補貼，每個區(qū)內企業(yè)最高補貼100萬元。二是在錯峰用電時期，儲能負荷可以沖抵錯峰用電的負荷指標。鼓勵抽取自來水、冰蓄冷、儲能、不固定時間工序等企業(yè)工序錯峰，將用電高峰時段珍貴的負荷指標讓渡給緊急需要的企業(yè)。工業(yè)企業(yè)于低谷時段（0:00-8:00）用電生產的，按產生電費的5%進行補貼；于平段用電生產的，按產生電費的2%進行補貼。此外，對區(qū)內企業(yè)利用樓頂和閑置空間建設光伏發(fā)電自用項目的，建成發(fā)電使用后給予300元/千瓦補貼，每個區(qū)內企業(yè)最高補貼100萬元。

9月29日，江蘇發(fā)改委印發(fā)《省發(fā)改委關于我省2021年光伏發(fā)電項目市場化并網(wǎng)有關事項的通知》。文件指出，2021年江蘇省長江以南地區(qū)新建光伏發(fā)電項目原則上按照功率8%及以上比例配建調峰能力、時長兩小時；長江以北地區(qū)原則上按照功率10%及以上比例配建調峰能力、時長兩小時。儲能設施運行期內容量衰減率不應超過20%，交流側效率不應低于85%，放電深度不應低于90%，電站可用率不應低于90%。

8月23日，內蒙古自治區(qū)發(fā)布關于加快推動新型儲能發(fā)展的實施意見（征求意見稿），根據(jù)意見稿，到2025 年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變。

全面推廣“新能源+儲能”的系統(tǒng)友好型新能源電站，實現(xiàn)儲能與新能源電源的深度融合、聯(lián)合運行。新建保障性并網(wǎng)新能源項目，配建儲能規(guī)模原則上不低于新能源項目裝機量的15%，儲能時長2 小時以上；新建市場化并網(wǎng)新能源項目，配建儲能規(guī)模原則上不低于新能源項目裝機量的15%，儲能時長4 小時以上；配建比例2022 年后根據(jù)情況適時調整。支持鼓勵已并網(wǎng)的新能源項目建設系統(tǒng)友好型新能源電站。

6月16日，南京市財政局印發(fā)南京市2020年度充電設施建設運營財政補貼辦法的通知。通知明確：給予具備“光儲充放”功能，儲能電量達到500千瓦時(及以上)且光伏裝機容量達到100千瓦(及以上)的社會公共充電設施運營補貼0.2元/千瓦時。

6月15日，河南省發(fā)改委及河南能源局發(fā)布《關于加快推動河南省儲能設施建設的指導意見》，文件指出，鼓勵新能源項目配套建設儲能。對儲能配置比例不低于10%、連續(xù)儲能時長2小時以上的新能源項目，在同等條件下優(yōu)先獲得風光資源開發(fā)權，由電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)先并網(wǎng)、優(yōu)先保障消納。

1月18日，青海發(fā)改委、科技廳、工信廳和能源局聯(lián)合印發(fā)《支持儲能產業(yè)發(fā)展的若干措施(試行)》，文中明確補貼標準：對“新能源+儲能”、“水電+新能源+儲能”項目中自發(fā)自儲設施所發(fā)售的省內電網(wǎng)電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼（經省工業(yè)和信息化廳認定使用本省產儲能電池60%以上的項目，在上述補貼基礎上，再增加每千瓦時0.05元補貼）。加大科研經費投入，優(yōu)先支持儲能產業(yè)技術研發(fā)，開展多種儲能技術、不同儲能方式及系統(tǒng)集成等關鍵技術研究。

2020年12月25日，西安工信局發(fā)布《關于進一步促進光伏產業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見(征求意見稿)》，針對分布式光伏項目制定了相應的補貼政策：對2021年1月1日至2023年12月31日期間建成并網(wǎng)的分布式光伏項目給予0.1元/千瓦時補貼，連續(xù)補貼5年;針對光儲系統(tǒng)應用，對儲能系統(tǒng)按實際充電量給予投資人1元/千瓦時補貼，同一項目年度補貼最高不超過50萬元。