【中信建投】储能迎来发展大潮

全球大力发展新能源，新能源发电占比提升。

新能源为全球发电量增长贡献主要力量。从总量来看，2020年全球发电总量超2.5万TWh,其中化石燃料（火电）仍是主要发电能源，发电量占比超70%；而新能源发电总量占比上升明显，2020年占比超25%。从增量上来看，2011年全球新能源在新增电力装机量的占比首次超过传统能源，2020年占比达到83%，预计未来仍将主导新增装机市场。我国2020年新能源发电站新增装机量为119.87GW，同比+129.46%，2010-2020年复合增长率为24.0%；2020年新能源发电站新增装机量占比62.89%，同比+10.65%。在碳中和的政策下，我国光伏、风电装机量仍将会维持高速增长。

新能源发电出力不稳定，且与用电高峰存在错位。

新能源发电出力与用电高峰存在错位，且不稳定。首先，从用电规律来看，早晨10点和晚上8点分别是两个高峰。但是风电、光电发电站分别在凌晨、中午出力较大，其出力时段分布与用电负荷存在较大差异。其次，季节、天气也会造成新能源发电出力的波动和不稳定性，需要其他电力措施来辅助提升电网的稳定性。

新能源发电的进一步发展需要电网的灵活性提升。

当新能源发力不稳定因素造成系统电力供应大于需求时，会导致新能源发电被弃，造成资源浪费；当发力不稳定因素造成系统电力供应小于需求时，会导致负荷削减、电力短缺。所以当新能源出力与电力负荷不匹配时需要灵活性调节资源作为媒介进行调控，以此提高电力系统向上调节以及向下调节的能力，使电力系统达到供需动态平衡。而2020年我国传统灵活性调节资源（如燃气）的装机量占比仅为4.46%，且新能源资源丰富的地区往往传统灵活性调节资源较匮乏。未来随着新能源发电占比的提升，新能源发力不稳定的问题日益突出，电力系统调节能力不足亟需解决，我国对于灵活性调节资源的需求量将进一步增加。

储能成为新型电力系统不可或缺的第四要素。

2021年02月25日，国家发改委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确了源网荷储一体化实施路径，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统。

目前储能技术路径主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能和其他储能。

其中机械储能中的抽水蓄能由于技术最为成熟，目前是储能市场上应用最广、占比最高的技术，但是抽水蓄能对于地理条件的依赖度高。电化学储能是目前市场上关注度最高的储能技术，主要分为锂电池、铅酸电池、液流电池、钠硫电池四种储能电池类型。其中锂离子电池技术较为成熟，已进入规模化阶段量产阶段，是目前发展最快、占比最高的电化学储能技术。截止至2021年，在各类电化学储能电池中，锂离子电池占比89.7%。由于锂离子电池的能量密度较高，回圈寿命长，效率高，回应速度快，所以是目前储能应用中最主要的技术路线。尤其磷酸铁锂广泛应用，占据市场主导地位。

2021年全球新增新型储能达10.2GW，同比增长117%。

2021年，全球已投运电力储能专案累计装机规模209.4GW，同比增长9%。其中，新型储能的累计装机规模占比12.2%，为25.4GW，同比增长67.7%，锂离子电池占据占据新型储能市场份额超过90%。2021年全球新增投运新型储能项目的地区分布集中在美国、中国和欧洲，三者合计占全球市场的80%。

2022年1-5月中国新型储能市场招投标项目数超50个，规模超13GWh。

2022年中国储能市场进一步快速增长，据公开信息统计，1-5月国内总项目数量超过50个，规模超13GW。其中大部分项目集中在100-300MWh，项目数量占比超过40%，容量占比超过30%。项目中超过500MWh的包括广东江门2600MWh核储互补电化学储能电站、重庆中广核1900MWh磷酸铁锂电池储能系统框架采购、山西朔州800MWh共用储能专案。未来高电量的大型项目或成为大势所趋。

根据中信建投测算，2022-2026年中国储能市场空间约170GWh，全球约700GWh。

中国：预计2022-2026年中国储能市场增量在保守、乐观、中性三种情况下分别为13.73、18.52、21.12、43.45、67.15GWh，15.02、20.01、23.84、47.72、74.10GWh，14.37、19.26、22.98、45.58、70.63GWh；市场空间合计分别约164.97、180.68、172.83GWh。海外：预计2022-2026年海外新型储能增量分别为33.32、48.01、68.32、128.38、246.42GWh，市场空间合计约524.45GWh。全球：预计2022-2026年全球新型储能市场空间约700GWh。