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7月23日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。明确了储能行业的发展规划与目标，到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，累计装机规模30GW以上，2030年实现全面市场化发展。
随后没过几天，又出台了提高分时电价的政策：
7月29日，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地进一步完善分时电价机制。
文件的主旨就是继续拉开平峰和高峰时期的电价，条件具备区域，分时电价差距可达到4倍。
这两份文件一明一暗，都是在鼓励发展储能行业，而且针对的是用户端的新型储能（电价针对的是用户侧）！
虽然以抽水蓄能为代表的机械储能也是储能，但由于抽水蓄能位于发电侧，且是传统储能范畴，基本和这两份文件没啥关系了。
储能未来的十年在于电化学储能（锂电）和化学储能（氢储能）。
氢储能：由于氢气的能量密度较大，可以承载大功率的富余电能输出，很适合作为大容量的风电、光伏电站的储能介质。
但氢储能存在一个弊端，储存氢气的压力容器容易发生氢脆现象，氢气的运输和储存成本很高，目前氢储能一般仅仅能应用于煤化工的原料生产。也有少量氢气制甲醇后应用于燃料电池的，但目前处于示范阶段，尚不成熟。
电化学储能
以锂电为代表，简单讲一下电化学储能的优劣：
2.3.1 成本下降迅速
在政策利好的推动下，这几年锂电的度电成本下降飞快，目前已经有成熟的锂电储能电站应用，在特定电价条件下，储能电站的内部收益率（IRR）可以达到8%，已经够着了大部分国企央企投项目的最低标准。
2.3.2 几乎不受场地条件约束
化学储能需要较大的场地和较高的安全生产标准，而锂电储能因为能量密度相对较低，体积也较小，对场地要求较低，适合在工业园区、充电站、高端仪器设备等场所应用。
2.3.3 成本下降进入瓶颈
锂矿资源有限，可以预见，按照目前的速度发展，不远的将来，锂电将会由于上游材料价格的上涨，而进入瓶颈，锂电的度电成本不可能保持目前的趋势下降。
2.3.4 能量密度提升陷入瓶颈
虽然锂电的能量密度在过去的几年已经得到了大幅度提升，但相较于人类对能源的利用量来说，依旧太小，而锂电能量密度提升的速度并不像半导体那样成指数式增长，而是缓慢得正比例提高，锂电能量密度的提升可能跟不上人类对储能容量的需求。
三、储能产业链
氢储能的关键技术目前尚未攻克，储能受外界条件限制较大，本文着重讲一下电化学储能产业链。
3.1 电化学储能系统原理
其中PCS：储能变流器，连接电池系统与电网，实现直流和交流电的双向转换。
BMS:电池管理系统；
BS：电池组；
能量管理系统（EMS）。
电化学储能系统的成本如上图所示，其中EPC指的电化学储能电站建造的总承包费用占成本的比重，可以看到整个系统中电池成本占据了一半以上，其次是PCS储能变流器，而这两项也是储能系统中技术含量最高，壁垒最厚的版块。
编辑：骆晓栋
