從發展歷程看，儲能最先在分布式能源領域實現了批量應用，之后火電聯合儲能調頻開始了商業化探索。2018年，電網側儲能掀起一波發展小高潮，2020年開始的“儲能+新能源”則將儲能正式帶入了規模化發展階段。進入2021年，在“雙碳”目標加持下，儲能的整體發展遠遠超出了業界預期。
從政策層面看，在《關于完整準確全面貫徹新發展理念 做好碳達峰碳中和工作的意見》《2030年前碳達峰行動方案的通知》兩個文件的指導下，各個層面的支持政策不斷出臺。
從應用端來看，“儲能+新能源”快速增長，2021年已有21個省份發布風電、光伏發電開發建設方案，14個省份還明確了2021年年度規模指標，其中風電和光伏發電裝機容量合計127.8吉瓦，若按10%、2小時配置儲能，儲能容量將達12.78吉瓦/25.56吉瓦時。
在國內市場，新疆、青海、湖南、江蘇、山東、山西等省區結合各自需求，正在進行共享儲能、“背靠背”租賃等新型商業模式探索。江蘇等地正在開展包含分布式儲能在內的需求側資源參與調峰試點運行，為未來虛擬電廠參與電力市場交易提供基礎。
在國際市場，全球規劃在建及投運的百兆瓦儲能項目大幅增加，300兆瓦/450兆瓦時澳大利亞大電池項目投運，華為成功簽約全球最大儲能項目—沙特紅海新城1300兆瓦時儲能項目。這說明在全球范圍內，儲能項目已經進入規模化部署的新階段。
2022年，在碳中和目標的推動下，儲能行業有望持續“加速跑”——多元技術快速發力，大規模項目持續落地，行業將迎來更多的良機。
應用：“儲能+”是最大看點
2021年，我國儲能裝機容量大幅增加。據中關村儲能產業技術聯盟統計，2021年上半年，國內新增新型儲能建設項目257個，儲能容量為11.8吉瓦，分別是2020年年同期的1.6倍和9倍，百兆瓦以上規模的項目個數是2020年年同期的8.5倍；百兆瓦級的大型項目陸續開工，吉瓦級的巨型項目也被列入開發日程。預計2022年投運項目將大幅增加。
2022年，儲能應用場景會更加多元化，“儲能+”將有諸多看點。
各省結合自身情況，展開集中式共享儲能電站的嘗試。以青海為例，2019年6月，青海省內調峰輔助服務市場啟動，至當年11月底，通過共享儲能，新能源累計增發電量8990萬千瓦時，儲能企業獲得補償費用合計5004萬元，實現了新能源企業、儲能企業共贏。
除了青海，多個省份也已經在建或備案多個共享儲能電站，據公開信息，截至2021年8月底，共33個共享儲能項目已啟動備案流程。
隨著電價機制的完善，整縣屋頂光伏的開發，以工商業配套儲能為主的分布式儲能迎來發展機遇。綠色數據中心和5G基站建設也會釋放對儲能的需求。此外，解決風電、光伏大規模接入電網后給電力系統帶來的安全問題，也會發揮儲能的價值。在2021年9月國家能源局發布的新版“兩個細則”中，電力輔助服務品種的增加以及按效果付費的設計思路將有效激發市場的活力，促進新商業模式不斷涌現。
資本市場對儲能的關注會繼續升溫。2021年，越來越多的儲能企業成功融資并順利上市，2022年還將有更多的儲能企業融資并上市。
隨著電力現貨市場的啟動，各地推出了新型商業模式。從山東市場來看，其未來需要解決中午時段的調峰問題，因此，可在考慮其他靈活性手段之后，測算出儲能的需求，并對該省首批示范儲能電站給予容量租賃、輔助服務、優先發電權交易三個方面的激勵政策，進而塑造出可行的商業模式。
隨著一次調頻、短時備用等新型輔助服務品種的出現，未來“儲能+新能源”有望在現有收益來源的基礎上進一步豐富和多元化，從而促進商業模式的持續創新。
在國際層面，全球的大規模儲能項目將持續推進。
各國碳中和計劃或可再生能源發展目標，推動了“儲能+新能源”的發展。英國國家電網測算，在2048年實現凈零目標的前提下，2050年累計投運儲能規模需達到40吉瓦；美國對于充電來源自光伏的儲能實行聯邦投資稅收抵免（ITC）政策，將設備成本降低約30%。根據EIA的預測，2021～2023年，美國“儲能+新能源”的比例將從30%提升到60%；以色列、南非、愛爾蘭、烏克蘭等國都規劃了“儲能+新能源”的項目，成為值得關注的新興市場。
用戶側儲能是另一個潛力巨大的市場。在澳大利亞，理想場景下2040年家用儲能裝機容量將達35吉瓦；歐洲家用儲能市場同樣值得關注，歐洲光伏產業協會在2021年發布的一份年度市場調查報告中預測，歐洲住宅儲能市場將呈上升趨勢，到2025年，歐洲部署的住宅電池儲能系統總容量將達到12.8吉瓦時。
技術：長時儲能值得關注
2021年，儲能核心技術在不斷突破。
寧德時代利用全生命周期陽極補鋰技術開發了滿足12000次循環的儲能專用磷酸鐵鋰電池；比亞迪推出“刀片”電池進一步提升單體電池的容量；中科院工程熱物理所的百兆瓦先進壓縮空氣儲能國家示范項目順利并網，目前正在開展更大規模壓縮空氣儲能關鍵技術攻關。固態電池、鈉離子電池和液流電池也在不斷發展中。
國外對長時儲能頗為重視。
不久前，BP、比爾·蓋茨、西門子等公司和個人組成長時儲能理事會。該理事會發布的第一份報告顯示，長時儲能的部署勢頭日益強勁，在過去五年中，長時儲能技術公司的投資約為30億美元，預計到2025年，全球部署長時儲能的容量將達到25～35吉瓦/太瓦時，投資約為500億美元。到2040年，全球可部署85～140太瓦時的長時儲能項目（>8小時），使電網實現凈零排放，這需要1.5萬億～3萬億美元的投資。
國內也開始關注長時儲能。
隨著極端惡劣天氣的頻繁出現，單一依靠短時儲能的系統可能無法滿足高比例新能源的接入。據了解，2020年冬季，我國西北地區在一次冷空氣間歇期中，風電低出力達到120小時，光伏的冬季低出力持續時間則更長。光伏、風電的間歇性可以通過鋰電池儲能系統等“短時”儲能系統在一定程度上進行管理，但電池儲能系統卻難以滿足更長時間的電力需求，長時儲能系統在新型電力系統中已經變得越來越重要。
目前，國家自然科學基金、國家重點研發計劃、國家能源局首臺套示范項目等均布局了長時儲能示范項目，比如壓縮空氣儲能、液流電池、水體儲熱、熱化學儲熱等。
機制：充分發揮儲能的多重價值
影響儲能行業發展的因素有很多，目前來看，關鍵因素有以下幾個。
一是各類主流儲能技術仍處在不斷發展迭代中，性能提升、成本下降仍有很大的空間。部分技術受原材料的影響，甚至會出現價格上浮波動。例如2021年下半年以來，受電池原材料價格上漲以及下游需求拉升，鋰電池電芯價格出現上漲。
二是尚未建立合理的儲能價格機制。儲能是一種靈活的調節資源，不同類型的儲能技術可以滿足不同場景下的電力需求，可以執行調峰、調頻、爬坡、慣量支撐、黑啟動、削峰填谷等功能，但就目前儲能規劃和電力機制來看，儲能的多重價值并沒得到充分發揮。
三是應盡快建立能夠反映電力商品屬性和質量屬性的電價機制或現貨市場價格機制。在中國現貨市場建設過程中，應考慮設計存在時序和地點特性差別的電價機制，一方面引導用戶用電行為與發電情況相匹配，另一方面通過發現價格反映儲能等靈活性資源的市場價值。
此外，儲能系統的安全也是行業面臨的一大挑戰。
根據中關村儲能產業技術聯盟不完全統計，2011年1月至2021年9月，全球共發生50余起儲能安全事故。要解決當下的儲能安全問題，必須在安全規范方面多下功夫，以“事前預防為主，安全監控為輔”的原則，規范儲能電站全生命周期的管理。2021年7月，中關村儲能產業技術聯盟聯合12家領軍企業共同簽署了《關于推進儲能產業安全、健康、可持續發展的行業自律公約》，希望為行業的安全健康可持續發展發揮作用。
針對上述影響因素，相關部門需要從政策、機制等方面入手，讓儲能行業更好地優化“體能”，減少下一程中的阻礙。
首先是建立能夠充分反映儲能價值的市場化機制。
應盡快落實儲能在電力市場交易中的主體身份相關實施細則，建立能夠反映電力稀缺屬性的電價機制或現貨市場價格機制，根據未來以新能源為主體的新型電力系統的需要，適時考慮增加新的輔助服務品種，建立儲能服務的成本疏導機制，針對提供保障電網安全的儲能資產進行系統性成本與效益評估，并依據評估結果考慮是否將其納入輸配電價。
其次是推動儲能與可再生能源協同發展，合理規劃儲能配置規模和價值評估體系。
在構建以新能源為主體的新型電力系統架構下，應因地制宜、科學合理地規劃各地儲能配置規模與比例，搭建儲能價值評估體系，規范儲能參與電力系統調用規則，確保投運儲能項目的高效利用，避免儲能資源的無效配置。
再次是明確儲能安全主體責任。
盡快落實儲能安全主體責任，自上而下地開展儲能電池系統級別的火災防控及處置研究，形成可被市場接受的安全應用方案，出臺相關安全標準和規范，有效降低系統應用安全風險并確保環保可靠。
最后是建立儲能技術應用的標準體系。
為保證項目高質量可靠應用，應在各應用領域建立儲能技術標準體系，避免低價低質量競爭干擾市場正常秩序的情況出現，依照應用效果設計付費補償機制。
從政策層面看，在《關于完整準確全面貫徹新發展理念 做好碳達峰碳中和工作的意見》《2030年前碳達峰行動方案的通知》兩個文件的指導下，各個層面的支持政策不斷出臺。
從應用端來看，“儲能+新能源”快速增長，2021年已有21個省份發布風電、光伏發電開發建設方案，14個省份還明確了2021年年度規模指標，其中風電和光伏發電裝機容量合計127.8吉瓦，若按10%、2小時配置儲能，儲能容量將達12.78吉瓦/25.56吉瓦時。
在國內市場，新疆、青海、湖南、江蘇、山東、山西等省區結合各自需求，正在進行共享儲能、“背靠背”租賃等新型商業模式探索。江蘇等地正在開展包含分布式儲能在內的需求側資源參與調峰試點運行，為未來虛擬電廠參與電力市場交易提供基礎。
在國際市場，全球規劃在建及投運的百兆瓦儲能項目大幅增加，300兆瓦/450兆瓦時澳大利亞大電池項目投運，華為成功簽約全球最大儲能項目—沙特紅海新城1300兆瓦時儲能項目。這說明在全球范圍內，儲能項目已經進入規模化部署的新階段。
2022年，在碳中和目標的推動下，儲能行業有望持續“加速跑”——多元技術快速發力，大規模項目持續落地，行業將迎來更多的良機。
應用：“儲能+”是最大看點
2021年，我國儲能裝機容量大幅增加。據中關村儲能產業技術聯盟統計，2021年上半年，國內新增新型儲能建設項目257個，儲能容量為11.8吉瓦，分別是2020年年同期的1.6倍和9倍，百兆瓦以上規模的項目個數是2020年年同期的8.5倍；百兆瓦級的大型項目陸續開工，吉瓦級的巨型項目也被列入開發日程。預計2022年投運項目將大幅增加。
2022年，儲能應用場景會更加多元化，“儲能+”將有諸多看點。
各省結合自身情況，展開集中式共享儲能電站的嘗試。以青海為例，2019年6月，青海省內調峰輔助服務市場啟動，至當年11月底，通過共享儲能，新能源累計增發電量8990萬千瓦時，儲能企業獲得補償費用合計5004萬元，實現了新能源企業、儲能企業共贏。
除了青海，多個省份也已經在建或備案多個共享儲能電站，據公開信息，截至2021年8月底，共33個共享儲能項目已啟動備案流程。
隨著電價機制的完善，整縣屋頂光伏的開發，以工商業配套儲能為主的分布式儲能迎來發展機遇。綠色數據中心和5G基站建設也會釋放對儲能的需求。此外，解決風電、光伏大規模接入電網后給電力系統帶來的安全問題，也會發揮儲能的價值。在2021年9月國家能源局發布的新版“兩個細則”中，電力輔助服務品種的增加以及按效果付費的設計思路將有效激發市場的活力，促進新商業模式不斷涌現。
資本市場對儲能的關注會繼續升溫。2021年，越來越多的儲能企業成功融資并順利上市，2022年還將有更多的儲能企業融資并上市。
隨著電力現貨市場的啟動，各地推出了新型商業模式。從山東市場來看，其未來需要解決中午時段的調峰問題，因此，可在考慮其他靈活性手段之后，測算出儲能的需求，并對該省首批示范儲能電站給予容量租賃、輔助服務、優先發電權交易三個方面的激勵政策，進而塑造出可行的商業模式。
隨著一次調頻、短時備用等新型輔助服務品種的出現，未來“儲能+新能源”有望在現有收益來源的基礎上進一步豐富和多元化，從而促進商業模式的持續創新。
在國際層面，全球的大規模儲能項目將持續推進。
各國碳中和計劃或可再生能源發展目標，推動了“儲能+新能源”的發展。英國國家電網測算，在2048年實現凈零目標的前提下，2050年累計投運儲能規模需達到40吉瓦；美國對于充電來源自光伏的儲能實行聯邦投資稅收抵免（ITC）政策，將設備成本降低約30%。根據EIA的預測，2021～2023年，美國“儲能+新能源”的比例將從30%提升到60%；以色列、南非、愛爾蘭、烏克蘭等國都規劃了“儲能+新能源”的項目，成為值得關注的新興市場。
用戶側儲能是另一個潛力巨大的市場。在澳大利亞，理想場景下2040年家用儲能裝機容量將達35吉瓦；歐洲家用儲能市場同樣值得關注，歐洲光伏產業協會在2021年發布的一份年度市場調查報告中預測，歐洲住宅儲能市場將呈上升趨勢，到2025年，歐洲部署的住宅電池儲能系統總容量將達到12.8吉瓦時。
技術：長時儲能值得關注
2021年，儲能核心技術在不斷突破。
寧德時代利用全生命周期陽極補鋰技術開發了滿足12000次循環的儲能專用磷酸鐵鋰電池；比亞迪推出“刀片”電池進一步提升單體電池的容量；中科院工程熱物理所的百兆瓦先進壓縮空氣儲能國家示范項目順利并網，目前正在開展更大規模壓縮空氣儲能關鍵技術攻關。固態電池、鈉離子電池和液流電池也在不斷發展中。
國外對長時儲能頗為重視。
不久前，BP、比爾·蓋茨、西門子等公司和個人組成長時儲能理事會。該理事會發布的第一份報告顯示，長時儲能的部署勢頭日益強勁，在過去五年中，長時儲能技術公司的投資約為30億美元，預計到2025年，全球部署長時儲能的容量將達到25～35吉瓦/太瓦時，投資約為500億美元。到2040年，全球可部署85～140太瓦時的長時儲能項目（>8小時），使電網實現凈零排放，這需要1.5萬億～3萬億美元的投資。
國內也開始關注長時儲能。
隨著極端惡劣天氣的頻繁出現，單一依靠短時儲能的系統可能無法滿足高比例新能源的接入。據了解，2020年冬季，我國西北地區在一次冷空氣間歇期中，風電低出力達到120小時，光伏的冬季低出力持續時間則更長。光伏、風電的間歇性可以通過鋰電池儲能系統等“短時”儲能系統在一定程度上進行管理，但電池儲能系統卻難以滿足更長時間的電力需求，長時儲能系統在新型電力系統中已經變得越來越重要。
目前，國家自然科學基金、國家重點研發計劃、國家能源局首臺套示范項目等均布局了長時儲能示范項目，比如壓縮空氣儲能、液流電池、水體儲熱、熱化學儲熱等。
機制：充分發揮儲能的多重價值
影響儲能行業發展的因素有很多，目前來看，關鍵因素有以下幾個。
一是各類主流儲能技術仍處在不斷發展迭代中，性能提升、成本下降仍有很大的空間。部分技術受原材料的影響，甚至會出現價格上浮波動。例如2021年下半年以來，受電池原材料價格上漲以及下游需求拉升，鋰電池電芯價格出現上漲。
二是尚未建立合理的儲能價格機制。儲能是一種靈活的調節資源，不同類型的儲能技術可以滿足不同場景下的電力需求，可以執行調峰、調頻、爬坡、慣量支撐、黑啟動、削峰填谷等功能，但就目前儲能規劃和電力機制來看，儲能的多重價值并沒得到充分發揮。
三是應盡快建立能夠反映電力商品屬性和質量屬性的電價機制或現貨市場價格機制。在中國現貨市場建設過程中，應考慮設計存在時序和地點特性差別的電價機制，一方面引導用戶用電行為與發電情況相匹配，另一方面通過發現價格反映儲能等靈活性資源的市場價值。
此外，儲能系統的安全也是行業面臨的一大挑戰。
根據中關村儲能產業技術聯盟不完全統計，2011年1月至2021年9月，全球共發生50余起儲能安全事故。要解決當下的儲能安全問題，必須在安全規范方面多下功夫，以“事前預防為主，安全監控為輔”的原則，規范儲能電站全生命周期的管理。2021年7月，中關村儲能產業技術聯盟聯合12家領軍企業共同簽署了《關于推進儲能產業安全、健康、可持續發展的行業自律公約》，希望為行業的安全健康可持續發展發揮作用。
針對上述影響因素，相關部門需要從政策、機制等方面入手，讓儲能行業更好地優化“體能”，減少下一程中的阻礙。
首先是建立能夠充分反映儲能價值的市場化機制。
應盡快落實儲能在電力市場交易中的主體身份相關實施細則，建立能夠反映電力稀缺屬性的電價機制或現貨市場價格機制，根據未來以新能源為主體的新型電力系統的需要，適時考慮增加新的輔助服務品種，建立儲能服務的成本疏導機制，針對提供保障電網安全的儲能資產進行系統性成本與效益評估，并依據評估結果考慮是否將其納入輸配電價。
其次是推動儲能與可再生能源協同發展，合理規劃儲能配置規模和價值評估體系。
在構建以新能源為主體的新型電力系統架構下，應因地制宜、科學合理地規劃各地儲能配置規模與比例，搭建儲能價值評估體系，規范儲能參與電力系統調用規則，確保投運儲能項目的高效利用，避免儲能資源的無效配置。
再次是明確儲能安全主體責任。
盡快落實儲能安全主體責任，自上而下地開展儲能電池系統級別的火災防控及處置研究，形成可被市場接受的安全應用方案，出臺相關安全標準和規范，有效降低系統應用安全風險并確保環保可靠。
最后是建立儲能技術應用的標準體系。
為保證項目高質量可靠應用，應在各應用領域建立儲能技術標準體系，避免低價低質量競爭干擾市場正常秩序的情況出現，依照應用效果設計付費補償機制。
