中国储能网讯：过去几年，究竟哪一年是“储能元年”，一直都是圈内茶余饭后的热点话题，足见市场对储能爆发式发展的期许。
回望刚刚走过的2021年，无论是宏观的政策环境，还是实际的装机规模，中国储能市场发展再次获得加速动能，这也在投资热度和产品发布力度方面得到了切实回应和验证。
当新进入者纷至沓来，当大量资本涌入期待着把储能推举为下一个万亿级市场，我们也要清醒的看到当前市场中的各种风险和不确定性。如何在不确定的发展环境中抓住确定的机遇或许将是2022年储能市场的关键。
01 政策环境
2025年30GW装机目标确立
储能发展获得新动能
2021年7月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。与2017年第一版指导意见推动储能的普遍示范应用不同，新版指导意见更加聚焦储能的规模化发展和储能在实现“双碳”目标中的应用价值。新版储能指导意见提出明确了2025年实现累计装机30GW的发展目标。
截至2020年底，中国新型储能累计装机3.2GW，这意味着十四五期间国内储能市场将实现近10倍增长。
02 区域市场
各省市积极规划“十四五”发展目标
示范项目、激励政策为储能装机助一臂之力
2021年在新版储能指导意见的带动下，以山东、宁夏、内蒙古等为代表的地方政府也在加速制定本地“十四五”储能发展规划。截至2021年底，已有近十个省市发布了当地不同阶段的储能发展目标，总规划容量已超过26GW，预计2022年还将有更多省市加入其中。如若上述目标能够全部实现，将成为国家30GW目标的有力支撑。
为了推动目标的实现，布局示范项目、给予电价激励、提出新能源配置储能要求等成为主要的配套政策手段。同时，以项目吸引产业配套落地也是各地方政府积极推动当地储能发展的重要目的。以山东2021年投运的首批500MW示范项目为例，调峰电价激励为优化项目经济性提供了强有力支撑。如何摆脱示范项目依赖，真正实现储能项目的市场化建设和布局可能是未来各地政策设计的关键。
03 电力市场
辅助服务市场改革箭在弦上
将成为储能收益多元化的重要突破口
曾引领中国储能商业化应用的火储联合调频，在2021年发展趋缓。传统调频市场日趋饱和，浙江、江苏项目试探前进，火储联合调频发展须待新的区域市场政策机制改革。
与之相对的是，调峰辅助服务愈发引人关注，储能作为新能源调峰资源的价值开始显现，调峰市场将成为储能项目增加多元化收益的重要渠道。
2021年12月新版“两个细则”正式发布，市场期待多年的储能提供辅助服务的主体地位得以确认。辅助服务的种类也进一步丰富，贯穿到用户侧的成本分摊与传导机制得到重点提及，储能应用于电力辅助迎来新的局面。2022年期待各区域市场的突破，根据各自特点出台具有实操性质的细则。
04 发电侧
新能源+储能大势所趋
储能成为风光电站开发的标配
2021年以来，在新能源调峰消纳压力不断增加的背景下，配置储能成大部分省份风光项目开发的必备要求。根据各地已发布的2021-22年风电、光伏项目开发建设方案，储能配置容量10-30%不等，储能时长1-4小时不等。
2021年已有接近20个省市发布新建风电、光伏项目配置储能的要求，伴随新能源的储能规划规模已超30GW。如果全部顺利建成，2025年装机目标将顺利实现。但如何使用和盈利，仍是新能源+储能的主要困境。据某风电企业介绍，其某个风电场+储能项目，年利用次数仅为数十次。
05 用户侧
电价机制接连调整
储能机会跌宕起伏，几家欢喜几家愁
2021年因频频发布的拉大峰谷分时电价政策，市场再次嗅到了用户侧储能的项目机会。2021年7月，发改委发文拉大峰谷价差；10月的深化燃煤上网电价改革的文件再次提及取消目录电价。截至2021年底，近30个省市已响应此政策宣布取消目录电价，进而以市场决定燃煤上网电价以及上次浮动一定比例的形式确定销售电价。
然而政策的不断调整也让市场中几家欢乐几家愁。与7月的政策拉大峰谷价差不同，新政下，多数省份出现了峰谷价差缩小的局面。以北京为代表，新政下峰谷最大价差缩小至0.6元/kWh左右，较之前下降了约0.5元/kWh。而用户侧电价随燃煤电价波动的机制，也给用户侧储能项目的评估带来了一定的困难。
06 商业模式
容量租赁模式确立
独立共享式储能电站引领项目开发新风尚
独立共享式储能电站在2021年异军突起，这类项目由于单个项目规模大、运行模式更为灵活成为储能项目开发的新热点。仅2021年12月底，山东、湖南就接连并网5个100MW/200MWh独立储能电站。
目前储能电站赢利点较为单一，调峰作为主要收入之一尚不足以支撑电站运营。因此，在新能源强配背景下，储能通过容量租赁模式，获取定量收益，成为储能电站财务评估中最主要一环。
2021年8月，国家发改委、能源局发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》进一步肯定了储能容量租赁模式。
未来独立储能电站模式的可持续发展，关键还将取决于是否能从电力市场获取持续合理的收益。浙江的两部制电价、山西的一次调频市场，或许可为储能电站的发展提供借鉴
07 技术产品
以高安全性为目标
储能技术和产品开发快速推进
2021年各大储能厂商的产品开发和布局加速推进，特别是上半年一系列展会发布会，各种新产品发布呈现百花齐放百家争鸣之势。大量在光伏和电动汽车领域已经应用成熟的技术被借鉴到储能产品设计中。包括1500V高压储能系统、组串式储能系统、液冷电池系统等在内的一系列产品设计思路正在行业内广泛推广和应用。
与此同时，大红门火灾事故也将储能安全推向风口浪尖，提高储能系统安全性成为储能系统设计和项目开发的焦点。随着产品技术进步、标准体系完善和更多的企业研发投入，储能系统在安全性、集成度、可靠性、能量效率方面的性能将有望快速提升。
08 产业链
电池涨价缺货
储能装机快速增长的绊脚石
2021年，特别是下半年以来，原材料价格上涨和产能紧缺已经对储能企业的产品生产和项目开发产生直接影响。不少企业面临买电池难、电池涨价、项目交付时间延长、抢夺电池产能等实际问题，不仅给产品交付时间带来了不确定性，也使集成商的风险陡增。
在实际业务操作中，集成商需要采用预付款的方式锁定电池产能，且交付周期也只能保障在一季度以上。另外，因为风光电站开发商的并网时间节点尤为重要，如若储能项目不能按期投运且价格上涨，也会给整个新能源储能项目的经济性造成直接影响。
09 海外布局
中国储能产品和项目开发加速走出去
拥抱海外市场发展机遇
2021年借助海外储能发展的热潮，中国企业参与海外储能项目开发和产品供应的力度不断增加。
一方面以华能等为代表的央企直接参与海外储能项目投资，另一方面以华为1.3GWh红海项目为代表，中国企业海外项目的储能系统订单和交付规模也屡攀新高。
与储能系统类似，电池和逆变器等零部件企业的海外参与度也不断增强。除传统的美国欧洲市场之外，东南亚、中东等市场日益受到关注。
在国内市场蓬勃发展的同时，中国企业也在积极利用国内的产业链规模和成本优势参与到海外储能市场中，收获全球储能市场发展的红利。
10 市场参与方
储能赛道成为投资新热点
机遇与风险共存
随着新能源+储能成为风光电站开发的标配，以新能源电站开发为主业的大量央企、地方国企和EPC企业纷纷加入到储能市场中来，并逐渐成为新能源储能电站和独立式储能电站的开发主力。与此同时，他们正在开始往上游系统集成领域延伸，与光伏类似，未来央企在储能产业链的存在感也将不断增强。
另一方面，明确的装机增长预期也吸引大量资本和圈外企业纷至沓来，除风光等临近产业的企业外，传统车企、化工企业等也正在大规模布局储能和电池产能。特别是电池领域，近一年的疯狂扩产也会带来未来潜在的低端产能过剩、高端产能不足的风险。尽管储能成为被寄予厚望的万亿级发展新赛道，但是目前过于脆弱的市场盈利机制仍将会令行业发展在短期内面临极强的波动和不确定性风险。
