根据中国化学与物理电源协会发布的《2022储能产业应用研究报告》显示，2021年全球储能市场装机功率约为205.3GW，其中，中国储能市场装机功率为43.44GW，位居全球第一。
北京特亿阳光新能源总裁祁海珅对《华夏时报》记者表示：“这充分体现了我国‘十四五’对于电力系统改革的决心和实施应用的验证，以新能源为主体的新型电力系统的构建之路正在被逐渐夯实，初步具备了加速放量的态势，新型储能项目由于政策鼓励、资金补贴和商业化运营等综合因素的合力作用，其市场环境和商业模式基本上已经进入了成熟阶段，具备了大规模商业化应用的条件。”
抽水蓄能装机量最大
在全球“碳中和”的大背景下，各国都在争相配储，我国在这方面处于世界领先地位。据《2022储能产业应用研究报告》显示，2021年，中国储能市场装机功率43.44 GW，其中，抽水蓄能装机功率为37.57 GW，占比86.5%；电化学储能装机功率5117.1 MW，占比11.8%；2021年中国新增储能装机7397.9MW，其中，新增抽水蓄能装机功率为5262.0 MW，占比71.1%；新增电化学储能装机功率为1844.6 MW，占比24.9%。
兴储世纪总裁助理刘继茂认为，我国目前储能主力还是以抽水储能为主，得益于国家电力发展的需要以及风电光伏安装量的增多，需要配套储能协调新能源的接入，其中抽水储能占绝大部分，全世界抽水储能基本上都在中国，这显示了中国抽水储能技术的成熟，未来抽水储能的安装将迎来爆发式增长。
厦门大学管理学院助理教授吴微在接受《华夏时报》记者采访时表示：“中国储能产业链在全球处于领先地位，目前中国是电池行业新的领头羊，这一方面是受到国内庞大电池需求所驱动，另一方面的原因是我国掌控了全球80%电池金属精炼产能、77%的电芯产能以及60%的关键原材料产能，预计到2025年，我国将持续保持全球锂电池供应链的主导地位和竞争优势，对储能行业的发展形成有力支撑。”
电源侧首当其冲
在2021年全球电化学储能市场中，新能源+储能、电源侧辅助服务、电网侧储能、用户侧削峰填谷储能等各类场景功率装机规模分别为6999.9MW、7275.9MW、6015.9 MW、1412.7MW，占比依次为30.9%、32.1%、26.6%、6.2%。
在全球各类储能场景装机功率中，电源测首当其冲，新能源+储能紧随其后。而在我国2021年电化学储能市场中，新能源+储能领头，电源侧和电网侧位居第二、第三，其功率装机规模依次为837.5MW、532.3MW、401.0MW。
刘继茂认为，储能分为电源侧、电网侧和用户侧，电源侧、电网侧一般是集中式储能，由政府主导建设，投资大、收益率较低，电源侧和电网侧占比大，说明在“碳中和”大背景下，全球对能源转型和新能源接入较多，对新型电力系统建设发展前景看好。
吴微则表示，全球储能应用分布中电源侧辅助服务占据的市场份额最大，这主要是由于在国外成熟的电力市场，辅助服务是储能的主要收益机制。新能源+储能的应用主要是受到我国风光强制配储政策的驱动，这一方面是由于我国新能源增长迅速，电网消纳存在压力，需要储能配合；另一方面也由于中国正处于电力市场建设的初期，新能源出力的间歇性和波动性较难通过市场机制解决。
储能发展前景广阔
据《2022储能产业应用研究报告》显示，从国家电网和南方电网新型电力系统建设目标（2021-2030年）来看，在新型储能方面，预计到2025年，我国新型储能装机规模将突破5000万千瓦，其中，电化学储能年装机增量预计将达到12GW，且90%以上都将以锂离子电池为主。在抽水蓄能方面，按照规划，预计到2025年，我国抽水蓄能装机规模将达到60GW，到2030年，我国抽水蓄能装机规模将达到130GW。
吴微认为，我国储能正处于从商业化向规模化应用转变的快速发展期，未来在电源侧、电网侧和用户侧均有巨大的市场空间。电源侧，2021年12月国家能源局发布了《电力辅助服务管理办法》，明确了新型储能参与辅助服务的独立市场地位，随着未来辅助服务市场的建立，将为储能提供市场化的收益机制；电网侧，目前广东已经将储能纳入到输配电价中，未来随着更多省份完善储能的容量补偿机制，储能在减缓慢电网扩容需求、提升电网资源利用率等方面将有广阔的应用空间；用户侧，2021年7月国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求在峰谷差率大的地区拉大峰谷电价差，并建立尖峰电价机制，储能在用户侧峰谷套利和容量电费管理等方面的价值也开始显现。
祁海珅在接受《华夏时报》记者采访时则表示：“新型储能系统市场化、规模化应用不断深入，很多配套储能的项目已经得到了优先接入、优先调度和优先消纳，这也是电力系统市场化改革进一步向纵深推进的体现，随着新型储能系统能更多的作为独立的市场主体参与电力市场的交易、辅助服务，新型储能项目商业模式的可持续发展之路将被长期看好。”
