纵观2021年全年，中国储能产业发展呈现出六个特点：
一、单年新增电力储能装机首次突破10GW，同比增长220%
根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟全球储能数据库的不完全统计，截止到2021年底，中国已投运的储能项目累计装机容量（包括物理储能、电化学储能以及熔融盐储热）达到45.74GW，同比增长29%。2021年，电力储能装机继续保持高速增长，同比增长220%，新增投运规模达10.14GW，其中，抽水蓄能规模最大，为8.05GW；电化学储能紧随其后，投运规模达到1.87GW/3.49GWh，规划在建规模超过20GW；压缩空气储能新增投运规模大幅提升，达到170MW，是其2020年底累计规模的15倍，源侧新能源配置储能以及独立储能成为新增装机的主要动能。
二、各省发布储能规划目标，已超国家“十四五”目标
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》，明确提出到2025年实现累计装机30GW的发展目标，新版《指导意见》发布后，各地基于区域能源发展的切实需求以及带动新兴产业发展的需求，相续发布十四五储能发展目标。
据中关村储能产业技术联盟统计，仅青海、山东、湖南、浙江、内蒙古五省及南方电网储能的规划达39GW，已高于国家制定的30GW目标。同时，已有20多地明确新能源配置储能比例。按照规划初步测算，储能装机总规模预计约达到47GW。根据《储能产业研究白皮书2021》预测，2025年中国储能市场规模保守场景下将达35.5GW，理想场景下将达 55.9GW。这意味着2022年至2025年期间，储能将保持年均72%以上复合增长率持续高速增长。
表：典型地区储能“十四五”规划
三、政策体系初步建立，为储能规模化发展奠定实现基础
300多项政策出台，支持密度和力度达到空前之高。2021年在中央文件中，首次明确了储能作为碳达峰、碳中和的关键支撑技术，为储能长期发展奠定了基础。国家层面，储能的直接政策密集出台，第二部新型储能指导意见，明确了储能发展目标与重点任务；《新型储能项目管理规范（暂行）》和《电化学储能电站安全管理暂行办法》（征求意见稿）的出台，将形成储能全生命周期、全流程的管理体系，为储能可持续发展保驾护航；“十四五”新型储能发展专项规划即将发布；新版“两个细则”，明确了储能的市场主体地位，推出“新的交易品种”、完善成本分担机制、建立竞争性的市场价格机制，为储能开拓了市场获益空间；电价市场化改革，进一步拉大峰谷价差，将催生出更多应用新模式。
市场机制仍待进一步完善，价值认定等问题亟待解决。在储能步入高速发展的同时，对行业能否建立可持续发展的轨道，仍存隐忧。在主要应用领域，储能还未形成稳定、合理的收益模式，储能参与市场交易的细则尚处空白；现货市场如何与调峰市场融合，如何与辅助服务市场形成联动；如何对储能的容量价值予以认定，如何建立合理的市场化容量补偿机制。这些问题，仍待一步步解决，是亟需深入研究的重点。
四、百兆瓦级储能项目成主流，技术进步及安全保障是核心支撑
储能正迎来“大规模”发展时代。2021年，新增规划、在建、投运百兆瓦级项目的数量再次刷新历年记录，达到65个，超过2020年同期的8倍，规模达14.2GW，是2021年新增储能项目总规模的57%。仅去年12月，山东首批储能示范项目、湖南儒林储能电站项目、张家口中储国能压缩空气储能电站项目等十余个百兆瓦级项目相继并网，给2021年的储能市场画上一个圆满句号。
各类储能技术路线蓬勃发展，支撑储能规模化发展。抽水蓄能装机实现跨越式发展当年装机超过8GW，仍是储能的主流技术。在新型储能技术中，锂离子电池的装机最多，通过阳极补锂技术提升电池循环寿命和“刀片”电池提升单体电池的容量是锂离子电池技术的两个重要进展；压缩空气储能和全钒液流电池等长时储能技术正在受到市场越来越多的关注，均有百兆瓦级的项目落地。此外，MWh级钠离子电池的正式投运也为分布式储能等领域的应用提供了新的技术选项。未来，除了技术本体，包括大规模储能的集成技术、调度控制技术、构网型逆变器技术等在内的储能与电网交互方面的技术将会更加受到市场关注，也是储能在新型电力系统中规模化应用的关键支撑。
安全制约产业发展，需要政府监管、标准规范和行业自律三方面协同。根据CNESA不完全统计，2021年全球共发生9起储能安全事故。2022年开年之初，韩国又发生3起电池相关火灾事故。储能安全是全世界面临的难题。北京“416”储能电站事故以来，产学研各方对储能电站的消防安全提到前所未有的重视程度，并在标准制定、消防监管、质量管控、技术研究等方面投入更大的力量， 国家发改委、国家能源局出台《电化学储能电站安全管理暂行办法》（征求意见稿），办法将形成覆盖从规划、准入、产品制造、设计、施工及验收、并网调度、运行维护及退役储能电站全生命周期的监管体系，明确各相关主管部门及各相关主体的责任，使储能从业者严守产业发展安全底限有法可依。2021年底，工信部出台了《锂离子电池行业规范条件（2021年本）》，强制性国家标准《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》启动编制；北京市发布了地方标准《电力储能系统建设运行规范》。行业方面，2021年7月中关村储能产业技术联盟联合12 领军企业共同发起《关于推进储能产业安全、健康、可持续发展的行业自律公约》。未来随着各方共同努力，储能安全得到有效保证，储能产业将会迎来更加迅猛发展。
五、市场刚性需求驱动，储能应用进一步细化
重建设轻运营问题凸显，共享储能或成有效方案。为解决新能源场站自身建设储能成本高、利用率低、质量无法保证等弊端，接受统一调度的共享模式逐渐成为储能和新能源协同发展的主流模式。据统计，截至到2021年底，已经通过备案或公示的共享储能项目总规模超过10GW，主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃等多个省份。
辅助服务市场机制革新，细分应用方向逐步明晰。目前，调峰、调频是储能参与电力市场的主要领域，辅助服务费用分摊和品种较少等问题制约着储能的发展。）实际执行中辅助服务相关费用由发电侧承担，制约着储能在辅助服务领域获得补偿的可持续性。新版“两个细则”规定了辅助服务按服务对象分摊的原则，辅助服务费用分摊机制的逐步完善将推动储真正进入市场化、商业化发展的新阶段。《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》政策在国内首次明确提出辅助服务的相关费用由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊，具有里程碑的意义。）从国外经验来看，储能作为快速响应资源，已经在国外市场证明非常有优势和竞争力。随着一次调频市场需求的增多，一次调频市场有望成为独立储能新的价值增长点。《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》允许独立储能电站可通过参与电力一次调频市场获得收益，扩展了独立储能的收益来源。
用户侧配置储能需求提升，应用场景不断拓展。《关于进一步完善分时电价机制的通知》提出了合理确定峰谷电价价差、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制等；随着电价市场化改革的推进，工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价，分时电价机制完善、高耗能用电成本上升刺激工商业用户的储能配置需求。用户侧储能在虚拟聚合、数据中心、5G基站、港口岸电等场景的应用需求也将大幅提升，并带来一系列商业模式的创新。
六、金融资本加速融入，抢跑储能赛道高新技术企业
二级市场热度高，反映储能市场快速增长预期。随着构建新型电力系统发展理念的提出以及激励政策密集出台，储能产业发展的确定性大大加强，资本加大二级市场的押注。根据CNESA储能景气度指数显示，2021年，储能指数大幅跑赢创业板，年末指数为1648点。全年整体上涨64.8%，各储能相关上市公司对2022年储能业务的增速预期普遍超过100%。
资本市场对储能技术企业的关注继续升温。据CNESA不完全统计，2021年超过十五家储能企业，融资总额超过250亿元。远景能源、蜂巢能源均超过百亿或数十亿元融资，中储国能、中科海纳、采日能源、协能科技等均在亿元以上融资。其中既有红杉资本、高瓴创投、IDG资本等知名风险投资机构领衔，也不乏三一重工、小米战投、三峡电能、长城控股、华阳等产业投资人；华控基金，人保资本，泰康创投，中兴银行等财务投资人以及一些地方产业引导基金也涌入到储能赛道，造成2021年高成长性优质储能企业投资席位一票难求的局面。从目前的发展趋势来看，战略投资方持续看好前瞻性储能技术，增加对钠离子电池、液流电池、压缩空气储能、氢能等技术的投资。预计2022年还将有更多的储能企业成功融资并顺利上市。
央企国企纷纷切入储能产业链。以国家电网、南方电网、国家能源集团、国电投、华能、华电、三峡集团等为代表的央企，从新能源业务对储能需求出发，不断加强储能技术储备和储能业务培育，和储能技术企业展开深度战略合作。此外，储能产业链企业之间也开始强强联合，宁德时代、阳光电源、海博思创等企业创新大客户合作模式，与电网公司和央企发电集团成立合资公司，实现优势互补，协同开发。
2021年是国家“十四五”开局之年，储能产业正在蓄力加速，属于我们的黄金时代大幕已经徐徐拉开，储能产业如何行稳至远，有效的支持以新能源为主体的新型电力系统的构建，在能源转型过程中发挥应有的市场价值，是时代赋予储能人的使命和担当！
