中国储能市场发展现状
一年来，从国家到地方各级都出台了一系列有利于储能的政策。国内大型储能项目相继启动，储能技术快速发展。同时，峰频调节辅助服务和峰谷电价套利是中国电化学储能最重要的收入渠道，储能行业蓬勃发展。自2021年以来，储能政策频繁发布。在国家层面，明确了“十四五”和中长期新储能发展的目标和重点任务，为“十四五”期间储能的发展提供了明确的方向。
（一）市场规模
据中国能源研究会储能专业委员会不完全统计，截至2021年底，全国已运行储能项目(包括物理、电化学和熔盐蓄热)累计装机容量达45.93 GW，同比增长29%。其中，抽水蓄能以8.05 GW的新增容量领跑，电化学蓄能以1.87 GW/3.49 GWh的运行容量和超过20 GW的计划建设容量紧随其后。新能源配置储能以及独立储能是新装机的主要支撑。
随着新电力系统建设，新能源装机规模不断扩大，新能源消费压力加大。大型储能电站建设可有效缓解新能源消耗和并网问题，平稳新能源输出波动，百兆瓦级储能电站发展步伐加快。
（二）配套政策和市场环境
1. 首次从国家层面明确了储能装机目标
2022年3月21日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，新储能由早期商业化阶段转向规模化发展，到2030年，新储能全面市场化。22日发布《“十四五”现代能源体系规划》，明确到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电比重达到39%左右;抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上，在建装机容量达到6000万千瓦左右。
根据《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》，到2025年，中国抽水蓄能总规模将超过6200万千瓦;到2030年，总规模在1.2亿千瓦左右;根据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，中国除抽水蓄能以外的新型储能装机容量将达到30个，这是首次在国家层面对新型储能进行具体规定。这是国家层面首次明确新储能装机目标。
在国家层面出台政策的同时，各地也根据当地的能源禀赋设定了相关目标。青海省提出，到2025年新增并网储能规模达到600万千瓦以上，内蒙古目标为500万千瓦，山东目标为450万千瓦，三省占全国目标的一半。部分省份虽然没有明确具体的储能装机规模，但也按照新能源装机的基本比例10% ~ 20%，连续储能2小时以上进行配置。
2. 进一步完善价格机制，形成更多应用新模式
在电价政策方面，《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》首次明确要建立新型储能价格机制，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确要以竞争方式形成电价。容量关税应该纳入输配价格的恢复。目前，对于抽水蓄能国家已经出台了容量资费机制，但新储能的发展空间更大，不能平等享受容量资费政策，新储能的电力和负荷双重属性使得其参与市场的身份难以界定，价格机制的形成也非常困难。
此外，2021年7月29日，国家发展改革委发布了关于进一步完善分时电价机制的通知，要求进一步完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差。上年度或上年度预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1;峰值电价在峰值段的电价基础上浮动比例原则上不低于20%。随后，国家出台了相应的政策，都在不同程度上拉大了峰谷电价差。
3.加快新能源与储能协调发展
《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》首次将新型储能作为市场化实施并网的条件之一。《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》首次在国家层面明确了自建/购买峰值储能的比例，要求电网企业保证并网以外的规模按15%的功率(4小时以上)初始分配峰值容量。按20%以上的挂钩比例分配的优先;电网企业在保证并网的基础上，按照15%的挂钩比例初始购买峰值容量，鼓励按照20%以上的挂钩比例购买峰值容量。在一系列利好政策的推动下，新能源+储能项目正在全国范围内快速铺开。
4.新版“两个细则”明确储能市场主体地位
2021年12月21日，国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，明确将电化学储能、压缩空气储能、飞轮等新型储能纳入并网主体管理，鼓励新型储能、可调负荷等并网主体参与电力辅助服务。新版“两个细则”明确了储能作为市场主体的地位，引入了“新的交易品种”，完善了成本分担机制，建立了竞争性的市场价格机制，为储能从市场中获益开辟了空间。