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7月26日：国家发改委发布了《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），进一步为储能的市场化拓展扫除了又一个障碍，给储能系统的兄弟们无疑打了一针强心针。
7月15日，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），就储能市场建设提出了明确的意见。
密集发布分时电价与储能政策：电源供应压力矛盾突出
就在做出发展新型储能要求的政策两天后，7月17日，国家发改委发布了《国家发展改革委关于做好2021年能源迎峰度夏工作的通知》（发改运行〔2021〕1058号），通知明确指出，加强调峰能力建设，提高电力系统灵活性。
要将拟淘汰退役但仍具备改造为应急备用电源条件的煤电机组予以保留；
要加大力度推动抽水蓄能和新型储能加快发展，不断健全市场化运行机制，全力提升电源侧、电网侧、用户侧储能调峰能力。
从7月15日，到7月17日，再到7月26日，不到两周时间，国家发改委连续发文三次，就涉及电力供应相关的问题做出了明确指出，这一切的问题根源来自于电源结构的调整：2020年，火电的供应比例已经下降到56%，2019年火电的供应比例为58%，按照目前新能源（核电，风电和太阳能）的建设速度和并网比例，预计不出2年，火电的比例将会突破到50%以下，为实现3060的碳达峰迈出重要一步。但问题同时也很突出，在2021年疫情影响下的电力需求出现了供需矛盾：夏季电力供应出现短缺，这也就是7月17日国家发改委专门发文做出应夏峰的专门通知。
关于7月17日的1058号文，明确指出了要加强调峰能力建设，其中吧淘汰火电机组、抽水蓄能及新型储能作为调峰的三大助力储能手段，也就是说，新型储能并非唯一的储能措施。
储能：不等于新型储能
今年3月19日，国家电网发布了服务碳达峰碳中和、构建新型电力系统、加快抽水蓄能开发建设重要举措。国家电网规划“十四五”期间力争在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站（所谓抽水蓄能电站，是指利用电力系统中多余电能，把高程低的水库内的水抽到高程高的水库内，以位能方式蓄存起来，系统需要电力时，再从上池放水至下池进行发电的水电站）
抽水蓄能电站（照片来自网络）
毋庸置疑，抽水蓄能是目前技术最为成熟的大规模储能方式，具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等“六大功能”，以及超大容量、系统友好、经济可靠、生态环保等优势，虽然建设周期长一点，但调节方便，电网企业更喜欢。
《中华人民共和国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》明确提出，要“加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用”。中国抽水蓄能电站在运装机3179万千瓦、在建装机5243万千瓦，是全球抽水蓄能电站规模最大的国家。但抽水蓄能占电源总装机比重仅为1.4%，显然不能满足新能源（配套比例10%左右）的快速发展需求。
新型储能：不等于电化学储能
根据7月15日的1051号文，中国到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，规划装机规模达3000万千瓦以上。新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。显然，这个规模大大的刺激了储能行业企业的积极性，
1051号文同样提出了要大力推进电源侧储能项目建设。一个字，储能电站的规模要大。充分发挥大规模新型储能的作用，推动多能互补发展，规划建设跨区输送的大型清洁能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源电量占比。首次提出了探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。
电化学储能电站（照片来自网络）
而自最关键的一个词是：多元化。文件指出，坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。
这里提到了压缩空气、飞轮储能、储氢、储热等多元化的新型储能技术，大家一谈到储能，就潜意识认为处理锂电池的电化学储能技术，实际上，这次1051号文就给大家指明了储能发展的多元化市场发展趋势，电化学储能并非唯一的储能技术，从目前及未来的发展规模来看，也不是规模最大的储能技术。
储能的春天已经到来：商业模式和盈利模式还需时日探索
储能从没像今天这么积极支持和政策鼓励，但随着新型电力结构的能源需求，但过去的2-3年，各地十多个省份出台了不一样的储能发展需求，但因为商业模式和企业投资储能的盈利模式无法实现，很多的储能，尤其是电化学储能电站属于零打碎敲的试水建设，大部分为电网公司自己投资建设，电源侧的储能电站如果不是并网必须根本无法实施，直白一点就是被迫上马储能配套电站，否则无法上网。
这次国家发改委提出要因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。健全新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。
至少我们看到了储能的电价机制已经出现变化，这为储能市场的发展提供了政策依据，而26日1091号文，通过分时电价政策更加明确了储能的盈利模式。
3:1-4:1分时峰谷电价：为储能投资的盈利提供了政策依据
储能作为电力辅助服务的重要手段之一，其目的是将不稳定的电源供应实现用电侧按需供应，既然是服务，那就得收费，因为储能是电源供应的一个组成部分，作为企业投资，就必须要考虑到企业的盈利问题，如果企业不盈利，储能的市场推广是无法持续的。过去2-3年的发展进度已经证明了。1091号文的分时电价政策，给储能提供了一个指导性的价格机制，大家一直模糊的盈利问题浮出水面。
1091号文指出：
合理确定峰谷电价价差。各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。
建立尖峰电价机制。各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。
毫无疑问，峰谷电价的强制政策出台，给储能的市场带来了新的希望，尽管分时电价的具体措施和分类很负责，但总体的原则就是高峰负荷时间用电必须浮出成本，而且储能无论哪种方式，储能的效率只有60-70%，电源一进一出是有损耗，装备有投资，经营要成本，不挣钱的买卖肯定没人干。
3060的新能源装机规模：电化学储能市场依旧不可限量
按当前的新能源规划，2030年装机规模将突破12亿千瓦，实际的规划预计突破14亿千瓦，按照10%*2H的配置，储能的市场容量将达到2.8亿千瓦时，由于电化学储能的建设周期短，选址方便等一些列的优势，未来电化学储能也至少不低于30%的市场规模，也要超过8000万千瓦时（个人预测），但当前的技术创新步伐还不够，成本还略偏高，这也是电化学储能发展短期内为大规模的一个实际障碍。
随着我国新能源装机规模不断扩大，电力消费结构加快变化，用电负荷呈现冬夏“双高峰”特性，电力生产侧与消费侧双向大幅波动，保障电力安全经济运行面临更大挑战，储能的建设也更加迫切，国家发改委此时出台三个文件，从储能的建设，分时电价政策的制定，充分证明了电源供需的不平衡需要储能来进行有效调节
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