国家以及地方出台多项相关政策支持储能发展，将新型储能作为提升电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力的重要一环，从市场设计、价格机制等角度营造良好发展环境，推进先进储能技术规模化应用。相关政策明确储能独立市场主体地位，完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，探索实践新型共享储能模式，支持项目落地实施。海外欧美纷纷发布储能技术相关发展路线图，加速建立全球竞争力储能产业链，推进储能应用降本增效，催化储能行业迅速成长。
能源绿色转型储能地位明确，长时方案作用关键风电、光伏等新能源比例持续提高将给电力系统带来巨大挑战，先进储能技术可发挥重要电力辅助作用，保障可再生能源消纳和电力系统稳定。我国现阶段储能装机结构以抽水蓄能为主，锂电池储能迅速增长。但随着极端恶劣天气频繁出现，依靠中短时储能系统可能无法满足未来更高比例新能源接入需求。实现平抑数周乃至季节性新能源波动，需采用更大容量储能技术以实现更长时间维度能量存储。长时储能技术理事会预计2040 年长时储能容量将达85-150TWh，需要投入资金1.5-3 万亿美元。世界主要国家纷纷推出多项研发规划和资助指南，推动长时化学储能技术示范应用，重点布局关键技术创新。长时储能系统在新能源比例不断提高背景下作用愈加关键。
长时化学储能前景广阔，开启“氢能2.0”时代氢能作为清洁、高能量密度二次能源，是一种优异长时化学储能方式，全球主要国家将氢能上升到能源战略高度。现阶段绿氢制备还受可再生能源电力成本和电解槽电解效率等因素限制。重视技术研发和应用推广，有利于推动绿氢成本降低。据世界氢能理事会预计到2028 年可初步实现与灰氢相当成本。日本已投运世界最大光伏制氢项目(FH2R)。此外氢能在化工、冶金、建筑等多领域展现广阔应用前景。氨能和液态阳光开启氢能2.0 时代主要长时储能方向，拟着力解决氢能储运困扰。日本领衔推进氨能战略，联和多国建立氨能产业链，率先应用燃气轮机发电替代传统化石燃料。我国积极推动液态阳光方案，利用光伏制氢，并通过高效催化二氧化碳加氢制备绿色甲醇，实现高效负碳长时储能，还可推进交通、化工、建筑等领域深度脱碳。提高系统转化效率和降低光伏电力成本是绿色甲醇实现平价关键。
风险提示
1、政策落地不及预期；2、疫情变动影响；3、储能投资不及预期；4、储能技术进展不及预期；5、储能技术存在安全事故与环境风险。
