随着政策趋于明朗，储能产业热度骤然升温，资本产业入局者众多。

如今，只有500万人的北海道，储能市场激战正酣。据《科创板日报》报道，华为在日本已开始销售2MWh储能系统。盯上了资源丰沛、储能短缺的北海道市场的除了华为，还有特斯拉、SB energy等外企及本土巨头等。

对新能源需求十分迫切的日本，是全球第四大电力消费国。根据伍德麦肯兹发布的报告，预计到2030年，日本将成为第三大储能国，未来市场空间广阔。于是，除了竞争已然白热化的中国和美国市场，不少企业将目光纷纷投向日本的储能赛道。

据了解，日本规划到2030年，新能源发电量比例要占到35%。为此，日本经济产业省（METI）划拨了近9830万美元给安装锂电池储能系统的家庭和商户，补贴高达66%。

之所以舍近求远布局海外市场，部分企业还是基于中国补贴政策配套不足的考量。影响储能应用及商业模式的关键因素还是政策。实际上，我国政府层面密集出台利好储能的政策基本是在2021年。有业内人士透露，低价时储存电能、高价时售出电能，是储能最清晰的盈利路径。但我国当前并未实施阶梯式费率，对企业来说，成本增加、收益率降低始终是储能行业迅速普及的障碍。

作为中国五大发电集团之一，华能集团为推动能源转型，近年来大幅加速风、光等新能源投资。

“目前发电集团风、光项目配储能，更多是为了拿风、光指标，储能实际的经济性贡献几乎为零——配了储能后，收益率普遍降低约1个百分点。”华能清洁能源研究院储能技术部主任刘明义在接受媒体采访时表示，可再生能源配储能要求令企业进退两难。一方面，集团公司每年有新能源开发规模要求；另一方面，投资收益率也有硬性指标，一旦降低很难过审。

电源侧遇到的困境，电网侧也未能幸免。企业想将电网储能电站的成本纳入电网输配电价进行摊销？不可以。2019年5月，国家发展委、国家能源局出台的《输配电定价成本监审办法》明确，抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电定价成本。

2019年12月，不能将成本转移至电网有了更严格的规定。国家电网发布的《关于进一步严格控制电网投资的通知》要求，不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。

而对于用户侧储能，则有了利好消息，通过价格杠杆作用为储能发展创造了更大的盈利空间。《关于进一步完善分时电价机制的通知》有几个显著亮点，要求科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差；在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。

到了2021年8月，国家能源局发布《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》和《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》，在明确了储能独立市场主体身份的同时，完善了辅助服务市场的新构架。

“在发展过程中，我们应该看到政策对储能产业的影响。”陈海生告诉《环境经济》，由于储能技术成本和市场对其应用价值的支付尚不匹配，储能投资敏感性极强，投资冲动和投资风险长期并存。

储能下一阶段的发展目标必然是商业化。当前，除了政策“硬指标”要求上马储能项目，不少企业押注储能也有着“占坑”的心理动机——想抓住布局产能的机遇，以期在未来能源转型中占据一席之地。

有业内人士担心，这种情况可能会带来产业的无序发展，尤其是我国储能电站缺乏系统性标准和规范，企业为降低成本可能会加剧安全风险。

推动储能大规模应用，安全性是不可逾越的门槛。2021年4月16日，北京丰台区最大规模的商业储能电站突发爆炸，爆炸当量相当于26千克TNT，造成了人员伤亡和财产损失。

实际上，电网侧、电源侧、用户侧的诸多类型储能电站都发生过事故。为加强电化学储能电站安全管理，2021年8月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司组织起草了《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》，首次提出了针对电化学储能安全关系的新制度设计，起到了纲领性指导文件的作用。

相关的细化标准也陆续出台。如在锂离子电池行业管理方面，工信部对《锂离子电池行业规范条件》和《锂离子电池行业规范公告管理暂行办法》进行了修订，明确储能型锂离子电池主要包括但不限于应用于新能源储能、通信储能、工商业储能等储能领域的锂离子电池。

在“双碳”目标驱动下，储能作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，其规模化发展已成为必然。未来，随着国家政策的强势推动、新能源在新型电力系统占比的提升，储能或将迎来新一波发展机遇，这一赛道也将呈现新的竞争格局。