2021年7月23日，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》公布，再次明确储能独立市场地位。
此前，储能的商业模式需要依附于发电、电网、用户等市场，这对储能行业的发展产生了较大的限制作用。
随着储能支持政策逐步推出，市场对储能的重视也将大幅提升，储能行业万亿市场规模可期。受市场前景的驱动，各地积极推出储能支持政策。一时之间，资本市场上储能板块也快速升温，近期储能成为资本市场上的热门题材。
政策和资本双利好储能行业，针对如何把握储能行业历史性机遇问题，专家建议，储能公司应该挖掘更多应用场景以建立商业模式。
值得注意的是，专家也提醒，储能政策边界条件日益清晰，但也不能一哄而上，要规范地开发市场。同时还要注意储能的安全性问题，储能行业要探索出在保证安全性的情况下收益更大化的商业模式。
储能行业再次明确独立市场地位
储能在新能源行业中的独立地位，再次获得明确。
7月23日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，明确新型储能独立市场主体地位。到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上，新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。
从新能源行业的从属地位，到拥有独立的市场主体地位，储能行业走过了较长的历程。
2005年，国家发展改革委公布《可再生能源产业发展指导目录》，标志着我国在储能产业的战略布局的开始。2014年《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》首次将储能列入9个重点领域。2016年，在《国家“十三五”规划纲要》中，储能首次进入国家规划。2017年，《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》公布，这个政策是首个大规模储能技术及应用发展的指导性政策。2019年，我国首个储能补贴机制出台。
尽管储能行业的地位在不断提升，但是，储能行业的发展，仍饱受市场地位不明确的限制。储能仍需要依附于发电、电网、用户等市场，并未获得独立储能电站的市场身份。
一位不具名的储能研究专家(以下均简称“储能研究专家”)对财经网表示：“此前电力行业的部分法规和政策只针对发输配用资源，而未明确界定储能的定位和身份。”
在2020年举办的第九届储能国际峰会暨展览会上，阳光电源副总裁吴家貌曾表示：“谁为新能源储能付费是不确定的，另外目前的火储调频市场上，缺少按效果付费，从电网侧没有理清计价，投资收益也不明确，用户侧收益非常单一。国内储能产业可持续发展的建议，必须从用户侧、发电侧、电网侧等，建立谁受益谁付费的机制，要建立峰谷电价差动态调整机制以及探索储能容量电费机制。”
与此同时，发达国家对储能的独立定位处于不断明晰的趋势。据中电能源情报研究中心报告，2018年，美国将储能列为独立的电力资产;2019年6月，英国对储能定义进行修订，将储能系统归类为发电设施。德国、澳大利亚等国降低进入市场的储能装机规模要求，让小型储能供应商有机会参与市场。这些国家总体上是降低储能参与市场的门槛，以鼓励储能发挥在电力系统中的多重作用。
此次《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确新型储能独立市场主体地位，对于中国发展新型储能行业意义重大。储能研究专家对财经网表示：“《关于加快推动新型储能发展的指导意见》是第一个针对新型储能技术发展的纲领性文件。该政策更聚焦在新型储能上，相比抽水蓄能而言，新型储能，特别是非电网侧的新型储能发展，更需要结合市场化机制。”
地方积极布局万亿储能市场
随着储能行业的成长性越来越清晰，各地都已经开始了对储能行业的布局，逐步推出相关支持政策。
弘达光伏创始人刘继茂对财经网表示：“已有七个省/市已经明确出台了光伏配储能相关补贴政策，分别是：安徽合肥市、陕西西安市、广西贺州市、湖南省、海南省、河南焦作市、青海省。除此之外，内蒙、安徽、甘肃、广东、湖北、吉林、宁夏、青海、陕西、西藏、云南、广西、山西等省份将‘光伏+储能’写入了“十四五”规划。”
刘继茂进一步表示：“在现有出台‘新能源+储能’政策相关文件的省份中，湖南、内蒙古、山西、湖北、河北、内蒙古乌兰察布市、贵州、宁夏、山西大同市、青海、陕西、新疆阿克苏地区、海南、江西、广西、甘肃、山东等省/市已经明确出配置储能的具体要求。”
储能研究专家对财经网表示：“从储能应用场景来看，西北地区推出了较多关于发电侧储能相关政策，比如新疆通过补贴激励新能源发电配置储能，又如在青海发电侧储能可参与调峰辅助服务。在用户侧储能方面，峰谷分时电价政策是典型的储能支持政策。此外，储能在输配电领域也有显著的应用价值。《指导意见》明确，如果储能起到了部分输配电的功能，其成本可以通过输配电价予以回收。”
市场存在预测，随着各地储能支持政策逐步推出，市场对储能的重视也将大幅提升，储能将迎来市场规模扩张的黄金期。
根据光大证券测算，2025年储能投资市场空间约0.45万亿元，2020年-2025年的累计市场空间为1.6万亿元;2030年市场投资可达1.3万亿元，累计规模达6万亿元;2060年市场投资为5万亿元，累计规模达122万亿元。
华创证券分析称，储能在电力系统中的重要性逐渐增强，按照集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧划分，经测算，预计到2025年中国储能装机规模在70-120GW/150-250GWh，全球储能累计装机300GW/600GWh，年均复合增速40-50%，预计全球储能市场空间约5000-7000亿。
尽管储能行业未来成长规模巨大，但中国的储能行业仍处于成长期阶段，行业管理经验有待积累，发达国家的储能管理经验或许可以提供借鉴。
储能研究专家对财经网介绍：“海外其实就有好有坏，在英国，储能被用于电网调频，新型储能的发展就相对较快。另外，德国和澳洲较高的用电价格也催生了“分布式光伏+储能”的商业模式。但是也有不太理想的，比如韩国，尽管拥有全球领先的锂电池产业，但由于技术和监管方面的问题，韩国自2018年以来连续出现储能电站安全事故，其储能产业的发展也遭受沉重打击。”
政策、资本双利好，储能公司如何把握机遇?
刘继茂指出，储能市场是下一个风口，未来将迎来爆发式增长，电池、储能变流器、电池材料等公司业绩也将大幅增长。
更多的储能行业利好政策也在推出，7月29日，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4∶1，其他地方原则上不低于3∶1。
8月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》，提出在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。
据国家能源局能源节约和科技装备司二级巡视员刘亚芳透露，后续还将加快出台新型储能发展“十四五”专项规划、新型储能项目管理规范，完善顶层规划和统筹协调工作，多措并举推动新型储能高质量规模化发展。
一时之间，资本市场热情升温，8月11日，储能和输配电气成为市场最大的热门题材，电池概念强势，带领钠离子电池、刀片电池、燃料电池走强。
无论是政策，还是资本，均对储能行业敞开了机遇的大门，储能公司要如何把握机遇?
一位不具名的新能源研究专家(以下简称“新能源研究专家”)指出，市场化并网的新增风光项目要配置调峰资源和能力，电化学储能其中选项之一，这是从电源侧为储能提供新的市场和发展空间。《关于进一步完善分时电价机制的通知》从推进电力市场化建设完善电价机制，拉大峰谷电价差，科学划分峰谷时段，实施季节性电价等，对电化学等新型储能而言，通过用户侧的电价给予支持，储能就可以有更多应用场景，建立商业模式。
北京特亿阳光新能源总裁祁海珅建议，我国用电负荷比较集中的东南沿海地区的城市，需要加装储能系统，而中西部地区的新能源光伏/风电产出比较大，再不能就地消纳的情况下，发展“光伏/风电+储能”一体化协调电站，解决间歇性、不稳定性发电的消纳问题，避免弃光、弃风造成资源浪费。另外，在用电负荷比较大、比较集中的地区，发展分布式光伏/分散式风电+储能+电动车充电一体化的多能互补电站，可以解决新能源汽车充电站配电容量不足，拓展电动车V2G反向送电给电网的新型储能系统。这种多能协调+互补的“综合能源服务”模式的前景会更好、经济效益也很可观。
另一方面，专家也指出，储能行业也应该重视发展过程中可能出现的挑战。
新能源研究专家指出，最近一个月政策密集的，储能政策边界条件日益清晰，但也不能一哄而上，大蛋糕在那儿，不能乱抢，还是要规范地开发市场，按照市场规则把各个项目前期基础做好。还有重要的一点是储能的安全性问题。无论是储能电站作为独立主体运营，还是跟其它方式结合，不同的应用方式、不同的规模、安全方案应该都是有它的特点，还是要专门进行相应规范性设计，要探索出在保证安全性的情况下收益更大化的商业模式。
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