2021年4月21日，中央兩部委發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見(征求意見稿)》，要求到2025年新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上。2022年2月兩部委正式印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》，要求到2030年新型儲能核心技術裝備自主可控，技術創新和產業水平穩居全球前列，與電力系統各環節深度融合發展，全面支撐能源領域碳達峰目標如期實現。下面是GGII對2022年儲能市場發展趨勢的看法。

2022年國內儲能電力出貨量有望突破90GWh，電力儲能繼續鞏固第一大應用地位，通信、便攜式和家儲多點開花

根據GGII詳細統計，2021年國內儲能電池出貨量48GWh，同比增長2.6倍;其中電力儲能電池出貨量29GWh，同比2020年的6.6GWh增長4.39倍。背后增長的原因得益于2021年海外儲能電站裝機規模暴漲以及國內風光強配儲能的管理政策。GGII預計2022年國內儲能電池有望繼續保持高速增長態勢，保守估計年出貨量有望突破90GWh，同比增長88%。

受國內雙碳目標和海外能源通脹水平高位徘徊等因素影響，發電側、電網側和大型工商業用戶側等電力領域仍將是儲能第一大下游應用。尤其是海外歐洲碳減排嚴格執行和美、澳儲能購置補貼政策鼓勵，未來1-2年儲能設備仍處于供不應求的狀態。預計電力儲能2022年全年出貨接近60GWh。

此外，通信備電、海外家儲出口和便攜式等細分應用場景也會保持較高速增長。預計通信備電、家儲和便攜式等其他細分領域2022年的出貨量有望達到30GWh。以海外家儲為例，海外發達國家居民電價是國內的2~3倍，高昂的電價一直是海外家儲需求爆發的根本驅動力，也直接導致目前家儲產品供不應求的局面。家儲巨頭特斯拉曾在2021年Q2財報電話會議上提及Megapack儲能產品到2022年底的產能已售罄。2022年受外部緊張局勢和歐美能源通脹水平高位徘徊，國內出口的家儲出貨量有望在2021年的基礎上翻倍。

2021-2022年中國儲能電池出貨規模預測(GWh)

2022年鋰電池價格將繼續處于高位，2022年Q4將逐漸松動

2021年上游四大主材緊缺疊加下游需求快速放量，導致鋰電池成本不降反增。截至2022年2月鋰電池成本仍高位震蕩。

鋰鹽端，GGII預測2022年鋰鹽價格有望維持在30萬元/噸以上的高位，全年鋰鹽需求仍大于鋰礦供給，市場供需仍呈緊張狀態。2022年全球鋰鹽新增量有限?？紤]墨西哥、智利嘗試鋰礦國有化等政治乃至宗教因素的擾動，鋰礦的擴產進口不會一帆風順，鋰鹽成本高位震蕩將是大概率事件。

正極材料端，正極材料企業本身議價能力較低，其價格的漲跌主要受上游鋰鹽決定。目前正極材料領域加工費逐漸下降，但上游原材料價格的上漲導致正極材料原材料成本上行，導致其對應的成本上升。儲能鋰電池(主要指LFP)正極材料價格上漲主要受鋰鹽以及磷酸鐵價格上漲帶動，同時隨著磷酸與磷酸一銨等產品價格的上漲，帶動磷酸鐵材料成本繼續上漲，磷酸鐵鋰材料價格在2022年Q3以前仍將保持較高水平。

電解液端，2022年H1產品受主要原材料價格暴漲影響，價格仍處于高位。隨著六氟磷酸鋰以及VC等材料新投建產能不斷釋放，電解液上游產業供應鏈緊張的局面有望在2022年Q1后逐步得到緩解。

負極材料端，2021年Q4以來受雙控政策和石墨加工價格提升的影響，鋰電負極材料價格上漲10%以上。2022年負極產能充足，特別是冬奧會結束，石墨化限產限電將有所放寬，產能利用率提升，2022 Q3后供求關系將得到緩解。與此同時未來針狀焦、石墨化新一輪投產釋放，長期看將助推負極成本及價格下滑。

銅箔端，2021年下游需求旺盛帶動疊加銅箔產能釋放有限，鋰電銅箔價格持續上漲。由于隔膜擴產周期約為1.5-2.5年，2021年新能源市場增速超預期刺激隔膜企業大規模擴產，遠期規劃產能超200億平米，但產能釋放主要集中在2023年以后。2022年鋰電銅箔新增產能少，行業供需將維持偏緊態勢，價格仍有望保持小幅上升的態勢。

綜上所述，GGII預計2022年中國儲能鋰電池(LFP)價格將迎來新一輪上漲，全年漲幅在15%~30%之間。2023年后隨著上游部分原材料產能逐步釋放，原材料價格高企的現狀將得到緩解，帶動動力電池成本將呈下降走勢。受此影響，部分儲能項目預計將推遲至今年下半年投資建設，以緩沖成本上漲帶來的資金壓力。

長時儲能技術國內知名度進一步提升，政策與資本支持力度有望快速提升

按照儲能時長，儲能應用場景可劃分為短時儲能(<1小時)、中長時儲能(1-4小時)和長時儲能(≥4小時，國外部分定義≥8小時)三類。長時儲能電站是再生能源高比例大規模并網下的剛需新基建。

縱觀全球，美國、英國和歐盟等發達地區均投入大量資金推動長時儲能項目示范和技術升級。比如美國能源部印發的《儲能大挑戰路線圖》，明確抽水蓄能、壓縮空氣、全釩液流、氫儲能等長時儲能的應用場景、降本目標和降本路徑。英國商業能源和工業戰略部計劃撥款6800萬英鎊支持本國長時儲能示范項目，涵蓋壓縮空氣、氫儲能、儲熱、液流電池、金屬空氣電池等較有發展前景的長時儲能技術。

2022年以來，國內正在政策、產業配套和項目示范多方面發力，長時儲能產品已呈現出蓬勃向上的勢頭。

政策端，《“十四五”新型儲能發展實施方案》提到“推動長時間電儲能、氫儲能、熱(冷)儲能等新型儲能項目建設”，示范工作重點提及“百兆瓦先進壓縮空氣儲能系統應用”、“釩液流電池、鐵鉻液流電池、鋅澳液流電池等產業化應用”、“可再生能源制儲氫(氨)、氫電耦合等復儲能示范應用”。

項目端，國內壓縮空氣儲能、液流電池儲能已進入百兆瓦示范階段，如2022年1月正式并網運行的國內首個100MW/400MWh張家口先進壓縮空氣儲能示范項目;2022年 2月全球最大100MW級全釩液流電池儲能調峰電站在大連進入單體模塊調試階段。

GGII預計2022年國內將有更多百兆瓦級壓縮空氣、液流電池等長時儲能示范項目規劃或簽約落地。隨著產業規模不斷增長，2022年預計國內將涌現一批長時儲能種子企業，成為地方政策和資本重點扶持和關照的對象。

國內主要長時儲能示范項目(部分)

電力市場化改革有望加速，儲能商業模式成熟度提升

2022年以來，國家部委先后印發《電力并網運行管理規定》《電力輔助服務管理辦法》和《“十四五”新型儲能發展實施方案》等電力市場與儲能重磅政策，一再明確儲能市場化運營的發展方向。

其中《電力輔助服務管理辦法》提到“在現階段以調峰輔助服務市場化交易為主的基礎上，持續推動調頻、備用、轉動慣量、爬坡等品種以市場競爭方式確定輔助服務提供主體，形成交易價格，降低系統輔助服務成本，更好地發揮市場在資源配置中的決定性作用”，《“十四五”新型儲能發展實施方案》提到“加快推動電力中長期交易市場、電力現貨市場、輔助服務市場等建設進度，推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場”，以上針對電力市場和儲能參與市場交易的表述一脈相承，同時更進一步。電力現貨市場的推廣普及，將會為儲能的商業化運營打上一劑強心針。

在此背景下，GGII預測2022年電力現貨市場試點推廣將提速，更多地方將會針對儲能參與本地區電力容量市場、輔助服務市場和現貨市場出臺配套政策和落地細則。到2022年底，將會有更多的示范省份形成“誰提供，誰獲利;誰受益、誰承擔”市場化原則，構建可貫穿到用戶側的電力成本傳導機制與可覆蓋低碳清潔化外部性的全社會成本疏導體系，屆時儲能資產投資積極性不足，重建設輕運營的問題將得到一定程度的緩解。

海外需求爆發繼續驅動國內頭部企業加快全球布局

嚴格的碳減排政策、大力度的儲能投資補貼鼓勵和更加市場化的電力運營市場，使得現階段海外的儲能裝機需求量和產品毛利空間比國內市場更大。

根據市場統計，2021年國內電化學儲能新增投運規模1.87GW/3.49GWh，非抽水蓄能新增裝機達2.09GW。同期美國清潔能源協會最新發布當年國內部署的公用事業規模電池儲能系統(不含家儲等表后裝機市場)的裝機容量達到2.6GW/10.8GWh，是中國的1.5~3倍。澳大利亞、南非、歐盟和中東同樣存在巨大的需求等待挖掘，國內儲能市場“生產在內，對外出口”的外向型特點在2022年仍將繼續。

在海外需求刺激下，國內頭部儲能企業2021年都在摩肩擦掌，加速在海外布局。比如2021年底華為中標沙特1.3GWh紅海新城微電網項目，億緯鋰能與美國系統集成商Powin簽署兩年電芯供貨協議，約定億緯鋰能未來兩年將至少向對方提供1GWh的LFP電芯。GGII預測，海外使用三元電芯的鋰電池儲能電站失火爆炸事故短期難以及解決，2022年國內LFP儲能電芯及系統供應商將會迎來更多GWh級別的采購訂單，國內儲能電芯及系統出口將進入GW時代。

將有更多央企國企加入儲能賽道，將儲能作為碳中和的一塊版圖

儲能與可再生能源具有天然的協同性與互補性，也是未來新型電力系統中不可或缺的能源新基建。2021年以來，以國家電網、南方電網、國電投為代表的央企、國企陸續制定自身的碳中和路線，并不約而同地將儲能作為實現碳中和的關鍵手段。比如國家電網力爭到2030年公司經營區抽蓄電站裝機由目前2630萬千瓦提高到1億千瓦、電化學儲能由300萬千瓦提高到1億千瓦，國電投規劃在2025年集團儲能裝機規模達到7.5GW，2035年儲能累計裝機達到20GW。

GGII預計2022年將有更多央企、國企提出和落地其十四五儲能發展規劃，進而帶動儲能產業鏈投融資規模進入新的臺階。央企國企有望成為十四五儲能投資建設的主力軍。