欢迎来到今天的“储能行业分析报告”的分享，在了解了中国储能行业发展背景，以及储能技术背景之后，在今天的分享中，中国出海半导体将重点为您解读两个问题：一是储能产业的规模及预测；二是国内外新型储能发展比较。
储能产业规模及预测
可再生能源发电量的提升将带来全球储能市场规模的快速增长
伴随着未来全球经济持续发展和人口增长，以及电气化水平的提高，将带来电力需求的持续快速增长。据美国能源信息署（EIA）预测，未来30年全球发电量将增长约70%，到2050年达到4.2万TWh。其中可再生能源预计未来将成为全球最主要的电力来源，到2050年约占总发电量的56%，在2020年的基础上增长了两倍多。以煤和天然气为代表的传统能源目前仍为主要发电能源，在2020年占比近60%，但预计在未来几十年中的占比将逐步下降，到2050年，传统能源的占比将下降到39%（图6）。
图6：全球不同类型能源的发电量预测，1000TWh15
从不同类型的可再生能源发电量分布来看，风能和太阳能的快速发展将成为未来的主要驱动力。据EIA预测，到2050年，风能和太阳能发电将占到可再生能源发电量的72%，较2020年占比提升近一倍。而传统的水力发电在未来几十年间的发展则将趋于平稳，占比由2020年的58%下降至2050年的24%（图7）。风能和太阳能等新能源所特有的间歇性和不稳定性将推动全球储能市场的快速发展。
图7：全球可再生能源发电量预测，1000TWh
电化学储能作为新型储能方式的代表,未来发展前景尤为广阔。据CNESA预测，到2027年，全球电化学储能产业装机规模将达1,138.9GWh,2021-2027年间复合增长率达61%（图8），约为未来储能总装机容量31%16的年复合增长率的一倍。
图8：全球电化学储能装机量，GWh
2022年中国电化学储能装机量同比翻番，2026年装机量有望占到全球1/5以上
根据CNESA数据显示，2021年中国储能市场中不同类型储能方式的占比与全球基本保持一致。其中抽水蓄能仍是最主要的储能方式，占比86.3%，与全球86.2%的占比持平；新型储能方式占比12.5%，高于全球0.3个百分点。电化学储能为最主要的新型储能方式，占比96.7%，比全球占比略低一个百分点，锂离子电池占据主流（图9）。
图9：2021年中国不同储能类型累计装机占比
截至2022年底，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位累计投运电化学储能电站472座、总能量14.1GWh、同比增长127%；2022年，新增投运电化学储能电站194座、总能量7.9GWh，占已投运电站总能量的60.2%，同比增长176%（图10）。
图10：中国电化学储能装机量，MWh
从国际比较来看，根据国际能源署IEA的预测，到2026年，中国电化学储能总装机量将跃居各国首位，占比22%，较2020年上升2个百分点，几乎与欧洲全境的总装机量持平，较美国高7个百分点。除中国外，印度也表现尤其突出，其电化学储能装机量将由2020年的忽略不计飙升到2026年20%的全球占比（图11）。
图11：各国和地区电化学储能总装机量占比预测
从传统储能方式抽水蓄能来看，2026年中国的总占比与2020年持平，为11%，在2020-2026年间的新增装机总量预计达381GWh。印度的装机量占比预计将从2020年的15%翻一番达到2026年的33%，7年间预计新增装机量达2,587GWh（图12）。
图12：各国和地区抽水蓄能总装机量占比预测
国内外新型储能发展比较
中国积极推动新型储能规模化，市场机制调整事关长期发展
在“双碳”目标和能源转型的大背景下，以电化学储能为主的新型储能是重要的电网灵活性调节资源，将迎来大规模商业化应用契机，除了需要不断推进技术进步和提高成本竞争力外，有利的政策环境和市场机制也必不可少。结合“十四五”以来国家出台的产业政策来看（表5），国家正积极推动到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，到2030年实现全面市场化发展。此外，政策端始终强调深化电力体制改革，推动储能参与电力市场交易，原因是政策支持是重要的初期推动力之一，但中长期内，中国储能产业需要依靠稳健高效的市场机制建立可持续的盈利模式，实现高质量发展。
表5：“十四五”时期国家出台多项新型储能产业支持政策
现阶段，美、欧、澳等拥有更成熟的储能市场机制，共性特征在于放开电价管制并建立某种竞价机制，让储能主体从电价波动（即充电和放电的价差）中获得商业收益，相比之下，中国的电力市场化和新型储能参与市场方式还有优化空间（表6）。
表6：中国、美国、欧洲、澳洲储能产业市场机制对比
电力市场化方面，目前国内抽水蓄能已有适用的容量电价机制，但容量电价是否覆盖新型储能尚在讨论中，容量电价是一种经济激励机制，使机组能够获得电力能量市场和辅助服务市场以外的稳定收入，有利于提高储能投资回报确定性。2021年4月《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确抽水蓄能电站执行两部制电价，提出以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，浙江天荒坪、湖北天堂、江苏沙河抽水蓄能电站均采用了两部制电价18。尽管同年7月《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场，研究探索将电网替代性储能设施成本、收益纳入输配电价回收。不过在2022年全国两会提案中，宁德时代董事长提到“目前新型储能无法（与抽水蓄能）同等享受容量电价政策，面临不公平竞争，发展速度和质量严重受限”19。此外，在中长期电力市场、电力现货市场与辅助服务市场上，新型储能目前可参与的竞争范围和深度同样比较有限，新型储能只有广泛深度参与电力市场，才会充分发挥多元化价值，因此各地还在积极探索新型储能可参与的电力市场交易品种与机制。
新型储能参与市场方式方面，储能既可以提供削峰填谷、容量资源、调频备用等市场化程度较高的服务，又可以提供延缓输电投资、增进电网稳定等尚被管制的服务，收益体现在多个环节，成本却往往由单一环节（主要是发电侧）承担，使得其市场定位模糊，由此造成了成本疏导不畅、社会投资意愿不强等问题，因此，明确新型储能的市场定位对于其市场化发展至关重要。自2021年7月《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出要明确新型储能独立市场主体地位，到2022年6月《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》明确定义独立储能身份，当前符合条件的新型储能项目在公平参与电力市场竞争方面已基本无政策障碍。后续，储能这一新独立市场主体的加入，也将刺激各类电力市场在准入条件、交易机制、技术标准等方面做出相应调整，调整的大方向在于“市场主导，有序发展”20，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新型储能有序发展。
总体上，中国新型储能产业仍处于商业化和规模化发展初期，产业方面还需继续攻克技术和成本瓶颈，政府方面还需进一步完善储能参与电力市场竞争的细则，这一过程中，储能主体将在诸多应用领域开启商业模式的探索。
15.1TWh（太瓦时）=1,000GWh（吉瓦时）=10亿kWh（千瓦时）
16.Global energy storage capacity to grow at CAGR of 31% to 2030, Wood Mackenzie, September 30
17.装机容量目标在之后政策文件中较少被提及
18.抽水蓄能电价机制、建设动态与前景，能源头条，2022年7月9日
19.新型储能实施容量电价可行吗？中国能源报，2022年4月6日
20.“十四五”新型储能发展实施方案，国家发展改革委、国家能源局，2022年3月21日
报告来源：毕马威分析
