2021年4月21日，中央两部委发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》，要求到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上。2022年2月两部委正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求到2030年新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，与电力系统各环节深度融合发展，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。下面是GGII对2022年储能市场发展趋势的看法。
2022年国内储能电力出货量有望突破90GWh，电力储能继续巩固第一大应用地位，通信、便携式和家储多点开花
根据GGII详细统计，2021年国内储能电池出货量48GWh，同比增长2.6倍;其中电力储能电池出货量29GWh，同比2020年的6.6GWh增长4.39倍。背后增长的原因得益于2021年海外储能电站装机规模暴涨以及国内风光强配储能的管理政策。GGII预计2022年国内储能电池有望继续保持高速增长态势，保守估计年出货量有望突破90GWh，同比增长88%。
受国内双碳目标和海外能源通胀水平高位徘徊等因素影响，发电侧、电网侧和大型工商业用户侧等电力领域仍将是储能第一大下游应用。尤其是海外欧洲碳减排严格执行和美、澳储能购置补贴政策鼓励，未来1-2年储能设备仍处于供不应求的状态。预计电力储能2022年全年出货接近60GWh。
此外，通信备电、海外家储出口和便携式等细分应用场景也会保持较高速增长。预计通信备电、家储和便携式等其他细分领域2022年的出货量有望达到30GWh。以海外家储为例，海外发达国家居民电价是国内的2~3倍，高昂的电价一直是海外家储需求爆发的根本驱动力，也直接导致目前家储产品供不应求的局面。家储巨头特斯拉曾在2021年Q2财报电话会议上提及Megapack储能产品到2022年底的产能已售罄。2022年受外部紧张局势和欧美能源通胀水平高位徘徊，国内出口的家储出货量有望在2021年的基础上翻倍。
2021-2022年中国储能电池出货规模预测(GWh)
2022年锂电池价格将继续处于高位，2022年Q4将逐渐松动
2021年上游四大主材紧缺叠加下游需求快速放量，导致锂电池成本不降反增。截至2022年2月锂电池成本仍高位震荡。
锂盐端，GGII预测2022年锂盐价格有望维持在30万元/吨以上的高位，全年锂盐需求仍大于锂矿供给，市场供需仍呈紧张状态。2022年全球锂盐新增量有限。考虑墨西哥、智利尝试锂矿国有化等政治乃至宗教因素的扰动，锂矿的扩产进口不会一帆风顺，锂盐成本高位震荡将是大概率事件。
正极材料端，正极材料企业本身议价能力较低，其价格的涨跌主要受上游锂盐决定。目前正极材料领域加工费逐渐下降，但上游原材料价格的上涨导致正极材料原材料成本上行，导致其对应的成本上升。储能锂电池(主要指LFP)正极材料价格上涨主要受锂盐以及磷酸铁价格上涨带动，同时随着磷酸与磷酸一铵等产品价格的上涨，带动磷酸铁材料成本继续上涨，磷酸铁锂材料价格在2022年Q3以前仍将保持较高水平。
电解液端，2022年H1产品受主要原材料价格暴涨影响，价格仍处于高位。随着六氟磷酸锂以及VC等材料新投建产能不断释放，电解液上游产业供应链紧张的局面有望在2022年Q1后逐步得到缓解。
负极材料端，2021年Q4以来受双控政策和石墨加工价格提升的影响，锂电负极材料价格上涨10%以上。2022年负极产能充足，特别是冬奥会结束，石墨化限产限电将有所放宽，产能利用率提升，2022 Q3后供求关系将得到缓解。与此同时未来针状焦、石墨化新一轮投产释放，长期看将助推负极成本及价格下滑。
铜箔端，2021年下游需求旺盛带动叠加铜箔产能释放有限，锂电铜箔价格持续上涨。由于隔膜扩产周期约为1.5-2.5年，2021年新能源市场增速超预期刺激隔膜企业大规模扩产，远期规划产能超200亿平米，但产能释放主要集中在2023年以后。2022年锂电铜箔新增产能少，行业供需将维持偏紧态势，价格仍有望保持小幅上升的态势。
综上所述，GGII预计2022年中国储能锂电池(LFP)价格将迎来新一轮上涨，全年涨幅在15%~30%之间。2023年后随着上游部分原材料产能逐步释放，原材料价格高企的现状将得到缓解，带动动力电池成本将呈下降走势。受此影响，部分储能项目预计将推迟至今年下半年投资建设，以缓冲成本上涨带来的资金压力。
长时储能技术国内知名度进一步提升，政策与资本支持力度有望快速提升
按照储能时长，储能应用场景可划分为短时储能(<1小时)、中长时储能(1-4小时)和长时储能(≥4小时，国外部分定义≥8小时)三类。长时储能电站是再生能源高比例大规模并网下的刚需新基建。
纵观全球，美国、英国和欧盟等发达地区均投入大量资金推动长时储能项目示范和技术升级。比如美国能源部印发的《储能大挑战路线图》，明确抽水蓄能、压缩空气、全钒液流、氢储能等长时储能的应用场景、降本目标和降本路径。英国商业能源和工业战略部计划拨款6800万英镑支持本国长时储能示范项目，涵盖压缩空气、氢储能、储热、液流电池、金属空气电池等较有发展前景的长时储能技术。
2022年以来，国内正在政策、产业配套和项目示范多方面发力，长时储能产品已呈现出蓬勃向上的势头。
政策端，《“十四五”新型储能发展实施方案》提到“推动长时间电储能、氢储能、热(冷)储能等新型储能项目建设”，示范工作重点提及“百兆瓦先进压缩空气储能系统应用”、“钒液流电池、铁铬液流电池、锌澳液流电池等产业化应用”、“可再生能源制储氢(氨)、氢电耦合等复储能示范应用”。
项目端，国内压缩空气储能、液流电池储能已进入百兆瓦示范阶段，如2022年1月正式并网运行的国内首个100MW/400MWh张家口先进压缩空气储能示范项目;2022年 2月全球最大100MW级全钒液流电池储能调峰电站在大连进入单体模块调试阶段。
GGII预计2022年国内将有更多百兆瓦级压缩空气、液流电池等长时储能示范项目规划或签约落地。随着产业规模不断增长，2022年预计国内将涌现一批长时储能种子企业，成为地方政策和资本重点扶持和关照的对象。
国内主要长时储能示范项目(部分)
电力市场化改革有望加速，储能商业模式成熟度提升
2022年以来，国家部委先后印发《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》和《“十四五”新型储能发展实施方案》等电力市场与储能重磅政策，一再明确储能市场化运营的发展方向。
其中《电力辅助服务管理办法》提到“在现阶段以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上，持续推动调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场竞争方式确定辅助服务提供主体，形成交易价格，降低系统辅助服务成本，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用”，《“十四五”新型储能发展实施方案》提到“加快推动电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场”，以上针对电力市场和储能参与市场交易的表述一脉相承，同时更进一步。电力现货市场的推广普及，将会为储能的商业化运营打上一剂强心针。
在此背景下，GGII预测2022年电力现货市场试点推广将提速，更多地方将会针对储能参与本地区电力容量市场、辅助服务市场和现货市场出台配套政策和落地细则。到2022年底，将会有更多的示范省份形成“谁提供，谁获利;谁受益、谁承担”市场化原则，构建可贯穿到用户侧的电力成本传导机制与可覆盖低碳清洁化外部性的全社会成本疏导体系，届时储能资产投资积极性不足，重建设轻运营的问题将得到一定程度的缓解。
海外需求爆发继续驱动国内头部企业加快全球布局
严格的碳减排政策、大力度的储能投资补贴鼓励和更加市场化的电力运营市场，使得现阶段海外的储能装机需求量和产品毛利空间比国内市场更大。
根据市场统计，2021年国内电化学储能新增投运规模1.87GW/3.49GWh，非抽水蓄能新增装机达2.09GW。同期美国清洁能源协会最新发布当年国内部署的公用事业规模电池储能系统(不含家储等表后装机市场)的装机容量达到2.6GW/10.8GWh，是中国的1.5~3倍。澳大利亚、南非、欧盟和中东同样存在巨大的需求等待挖掘，国内储能市场“生产在内，对外出口”的外向型特点在2022年仍将继续。
在海外需求刺激下，国内头部储能企业2021年都在摩肩擦掌，加速在海外布局。比如2021年底华为中标沙特1.3GWh红海新城微电网项目，亿纬锂能与美国系统集成商Powin签署两年电芯供货协议，约定亿纬锂能未来两年将至少向对方提供1GWh的LFP电芯。GGII预测，海外使用三元电芯的锂电池储能电站失火爆炸事故短期难以及解决，2022年国内LFP储能电芯及系统供应商将会迎来更多GWh级别的采购订单，国内储能电芯及系统出口将进入GW时代。
将有更多央企国企加入储能赛道，将储能作为碳中和的一块版图
储能与可再生能源具有天然的协同性与互补性，也是未来新型电力系统中不可或缺的能源新基建。2021年以来，以国家电网、南方电网、国电投为代表的央企、国企陆续制定自身的碳中和路线，并不约而同地将储能作为实现碳中和的关键手段。比如国家电网力争到2030年公司经营区抽蓄电站装机由目前2630万千瓦提高到1亿千瓦、电化学储能由300万千瓦提高到1亿千瓦，国电投规划在2025年集团储能装机规模达到7.5GW，2035年储能累计装机达到20GW。
GGII预计2022年将有更多央企、国企提出和落地其十四五储能发展规划，进而带动储能产业链投融资规模进入新的台阶。央企国企有望成为十四五储能投资建设的主力军。
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