最近找了很多储能相关行业的分析报告，不是买方或卖方的报告，就是行业主流期刊。目前为止的认知是，储能还很难成为一个独立生意，政策、市场、技术都还不太够称支撑，但政府和企业的执行力很强，未来3-5年左右应该可以发展起来，这个市场足够大，值得我们长期、深入研究。
截至2019年底，全国累计风电装机2.1亿千瓦， 光伏发电2亿千瓦，生物质发电2254万千瓦，这是国家发改委提出非化石能源占一次能源消费总量比重目标的底气所在。中国累计从“弃水、弃风、弃光”的电量，规模超过200亿千瓦时，这几乎是很多国家近一年的用电量。因此，一方面非石化能源在加快发展，一方面放弃的电力资源要好好利用，这就是中国储能行业发展的基本逻辑。储能产业的第一个国家级发展规划是2017年的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，这份文件提出储能产业未来十年的目标：从研发到商业化初期过渡，我的理解就是从0-1；
从商业化初期到规模化过渡，我的理解就是从1-N；
10 MW/ 100 MW·h 级超临界压缩空气储能系统
10 MW/ 1000 MJ级飞轮储能阵列机组
100 MW级锂离子 电池储能系统等储能技术。
到2019年，国家又印发了《贯彻落实<关 于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019— 2020年行动计划》，这里非常明确支持“大容量压缩空气储能”和“百兆瓦压缩空气储能”两种技术。我写出来的意思，不是让大家去研究这些技术细节，我们只需要看看很多概念股的技术选型是否是国家支持的就好。这个文件进一步明确储能是“国家的战略性新兴产业，是一个新的经济增长点”。在2020年发改委发布《关于电力中长期交易基本规则》之前，中国的储能企业是不能作为一个独立的电力市场主题参与交易的，也就是你是不能上网卖电的。这个文件清理了这个障碍。紧接着到2020年7月，发改委发布《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》，该通知将电力中长期交易从“电量交易”转变为 “带时标的电力、电量交易”。
2020年12月，国家发改委、 能源局印发《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》，指出要“拉大峰谷价差，交易双方签订分时段合同时，可约定峰谷时段交易价格，也可参考上一年平均交易价格确定平段电价， 峰谷电价基于平段电价上下浮动。”我觉得直到这个时候，储能才有成为独立生意的可能。因为储能本身是不生产电的，它只是通过技术和商业方式，在用用电低谷的时候充电，到用电高峰的时候放电，它赚的就是峰谷差价扣除本身研发和运营费用。因此，发改委的这个规定其实是在拉大峰谷差价，是保障了储能未来的生意空间。我个人建议投资新能源汽车产业链的朋友可以思考下这个问题。新能源汽车电池本身是储能装置。如果新能源汽车保有量达到一定限度，政府很有可能通过价格引导不同时段的新能源汽车充电以调节有限的电力资源。简单说，将来可能在新能源用电高峰时提高电价，反之降低电价。储能的电力市场身份并未明确。如果用户侧储能还不能纳入电网计划，或者有法律障碍，这个事情在商业逻辑上是不成立的；
储能价格形成机制并未建立。如果峰谷电价差别很小，那么储能的市场空间将很小。而对于储能的购电价、放电价、输电价、配电价、价格结算都没有建立完整的体系，那么储能行业只会停留在股票市场炒作的这个相对幼稚的层面。
储能在整体能源结构中的定位。肯定要出台一系列限制，但是目前还看不到政府对诸如不同新能源接入形式、新能源规模比例、配置要求，储能配比等等方面的完整表述。
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