中國儲能網(wǎng)訊：2023年我們預(yù)期中美風(fēng)光裝機高增長驅(qū)動表前配儲需求，歐洲能源危機戶用居民電價維持高位驅(qū)動表后需求、表前大儲項目增長亦有望迎來高增速，我們看好2023年全球儲能鋰電池需求量達(dá)189GWh，同比增長超60%。
摘要
我們認(rèn)為全球儲能發(fā)展的核心驅(qū)動力在于波動性可再生能源發(fā)電量增長增加電力系統(tǒng)不穩(wěn)定性，催生對儲能等靈活性資源的需求。我們預(yù)期2023年全球風(fēng)光裝機迎來高增長。我們預(yù)期23年光伏全球需求有望同比增長40%-50%至近350GW、2023年中國風(fēng)電裝機量將達(dá)到70-80GW，同比增長約30%-40%，驅(qū)動全球儲能配置需求。
中國在各省新能源強制配儲政策下，風(fēng)光裝機規(guī)模高增直接驅(qū)動表前大儲迎來放量。目前中國已有超20個省份提出新能源配儲要求，風(fēng)光裝機量增長，且配儲比例、配儲時長提升，我們預(yù)期2023年國內(nèi)表前大儲需求量同比增長126%至27.9GWh。表后工商業(yè)儲能則隨各省峰谷價差拉大而有望獲得更高經(jīng)濟(jì)性。
美國市場海關(guān)政策向好組件運量增加，光伏裝機高增驅(qū)動表前大儲放量。美國開始釋放UFLPA扣押的組件，地面光伏電站有望迎來快速裝機，美國表前儲能項目盈利方式多樣，且最新IRA法案將獨立儲能納入ITC范疇，并且提高稅收抵免額度（從26%提高至30%，甚至最高可達(dá)50%）。我們預(yù)期2023年美國表前大儲需求量有望提升至70GWh，同比增長超50%。
歐洲高位居民側(cè)電價驅(qū)動戶用儲能，表前大儲項目增多保障裝機規(guī)模。天然氣價格攀升推動居民零售電價上漲，我們預(yù)期23年歐洲居民側(cè)電價仍將維持高位，疊加各國戶儲補貼延續(xù)及FiT上網(wǎng)電價退坡，將持續(xù)刺激歐洲戶儲需求。表前側(cè)歐洲儲能項目數(shù)量增多，有望保障2023年大儲裝機規(guī)模。
其他發(fā)展中國家風(fēng)光裝機增長及電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施薄弱驅(qū)動儲能裝機需求。2021年以來，巴西、印度、智利等國家均通過政策手段驅(qū)動表前及表后儲能裝機。此外，如南非等部分發(fā)展中國家電力基礎(chǔ)設(shè)施相對薄弱、電網(wǎng)覆蓋率低、停電次數(shù)多，將帶來部分保障供電系統(tǒng)穩(wěn)定性與離網(wǎng)式儲能需求。
風(fēng)險
全球儲能需求不及預(yù)期，儲能市場競爭加劇。
正文
2023年全球儲能需求有望同增60%+
我們認(rèn)為全球儲能發(fā)展的核心驅(qū)動力在于波動性可再生能源發(fā)電量增長增加電力系統(tǒng)不穩(wěn)定性，催生對儲能等靈活性資源的需求。如我們在《儲能，鋰電的第二成長曲線已來臨》報告總中所述，在波動性可再生能源發(fā)展初期，電力系統(tǒng)中可調(diào)火電及抽水蓄能足以應(yīng)對VRE帶來的擾動，VRE發(fā)電量可盡數(shù)并網(wǎng)。隨著VRE裝機量和發(fā)電量逐漸提升至10%-20%的臨界值時，電力系統(tǒng)對儲能等靈活資源的需求將快速增長。從全球范圍內(nèi)看，目前希臘、德國等歐洲國家VRE占比高達(dá)30%+，中國、澳洲、美國市場VRE占比位于10%-20%，我們預(yù)計全球主要國家對靈活性資源需求均將隨可再生能源發(fā)展而迎來快速提升。
我們預(yù)期2023年全球風(fēng)光裝機迎來高增長。根據(jù)中金風(fēng)光公用環(huán)保組預(yù)測，光伏方面，維持2022年全年國內(nèi)裝機100GW，海外裝機130-140GW，全球230-240GW的判斷不變。展望2023年，預(yù)期上游產(chǎn)業(yè)鏈降價刺激終端需求、美國海關(guān)政策逐步向好推動頭部企業(yè)組件運量增加，全球需求有望同比增長40%-50%至近350GW；風(fēng)電方面，在行業(yè)飽滿招標(biāo)量支撐下，預(yù)計2023年中國風(fēng)電裝機量將達(dá)到70-80GW，較2022年同比增長約30%-40%。
在光伏風(fēng)電裝機量高增長的明確趨勢下，我們認(rèn)為全球各國儲能需求也將在2023年迎來高增長，而各國驅(qū)動因素及裝機場景或略有差異：
? 中國方面，在各省新能源強制配儲政策下，風(fēng)光裝機規(guī)模高增直接驅(qū)動表前大儲迎來放量。我們預(yù)期2023年國內(nèi)光伏裝機規(guī)模有望同增50%達(dá)60GW，風(fēng)電裝機規(guī)模有望同增30-40%至70-80GW，而目前中國已有超20個省份提出新能源配儲要求，風(fēng)光裝機量增長，且配儲比例、配儲時長提升，我們預(yù)期2023年國內(nèi)表前大儲需求量同比增長126%至27.9GWh。另一方面，共享獨立儲能正逐步興起，提升對產(chǎn)品品質(zhì)要求，龍頭企業(yè)有望獲得合理盈利能力。表后工商業(yè)儲能則隨各省峰谷價差拉大而有望獲得更高經(jīng)濟(jì)性。
? 美國方面，海關(guān)政策向好組件運量增加，光伏裝機高增驅(qū)動表前大儲放量。美國開始釋放UFLPA扣押的組件，美國地面光伏電站有望迎來快速裝機，美國表前儲能項目盈利方式多樣，且最新IRA法案將獨立儲能納入ITC范疇，并且提高稅收抵免額度（從26%提高至30%，甚至最高可達(dá)50%）[1]。我們預(yù)期2023年美國表前大儲需求量有望提升至70GWh，同比增長超50%。
? 歐洲方面，高位居民側(cè)電價驅(qū)動戶用儲能，表前大儲項目增多保障裝機規(guī)模。天然氣價格攀升推動居民側(cè)零售電價上漲，如德國戶用儲能回本周期僅約4-5年。由于歐洲各國家庭普遍采用一年期的固定電價合約，且天然氣價格傳導(dǎo)至終端居民側(cè)電價存在一定的滯后，我們預(yù)期2023年歐洲居民側(cè)電價仍將維持高位，疊加各國戶儲補貼延續(xù)及FiT上網(wǎng)電價退坡，將持續(xù)刺激歐洲戶儲需求。表前側(cè)我們觀察到歐洲儲能項目數(shù)量增多，2022年以來公開項目儲能儲備規(guī)模已超20GWh，保障2023年表前大儲裝機規(guī)模。
? 其他發(fā)展中國家，風(fēng)光裝機增長及電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施薄弱驅(qū)動儲能裝機需求。一方面，巴西、菲律賓、泰國等發(fā)展中國家通過目標(biāo)規(guī)劃、補貼政策等方式驅(qū)動風(fēng)光裝機，部分國家風(fēng)光發(fā)電量占比已超10%，對電力系統(tǒng)產(chǎn)生一定擾動，2021年以來，巴西、印度、菲律賓、智利等國家均通過政策手段驅(qū)動表前及表后儲能裝機。另一方面，如南非等部分發(fā)展中國家電力基礎(chǔ)設(shè)施相對薄弱、電網(wǎng)覆蓋率低、停電次數(shù)多，將帶來部分保障供電系統(tǒng)穩(wěn)定性與離網(wǎng)式儲能需求。
中國：風(fēng)光裝機高增驅(qū)動表前大儲，工商業(yè)經(jīng)濟(jì)性凸現(xiàn)
2021年中國儲能裝機量約4.6GWh，其中新能源配儲裝機量占比達(dá)96%。2021年我國儲能裝機容量約2.5GW，裝機規(guī)模約4.6GWh，按應(yīng)用場景劃分，新能源配儲占比達(dá)80%，大儲能合計占比91%，工商業(yè)等表后側(cè)儲能裝機占比約9%。
風(fēng)光裝機高增驅(qū)動表前儲能需求
新能源強制配儲政策有望驅(qū)動表前儲能快速發(fā)展。2020年以來，因風(fēng)光裝機過高對電網(wǎng)產(chǎn)生較大沖擊，部分省份開始探索并推進(jìn)新能源發(fā)電的儲能配套政策。截至目前，已有超20個省份提出新能源配儲要求，其中14個省份為強制配置要求，多數(shù)地區(qū)要求配置儲能比例在10%-20%，配置時長在2小時以上。
2023年風(fēng)光裝機有望維持高增長。2022年上半年受疫情反復(fù)、上游原材料價格高企提升裝機成本等影響，國內(nèi)集中式光伏/風(fēng)電僅分別實現(xiàn)裝機量約11.2GW/12.9GW。而四季度光伏硅料產(chǎn)能批量投放價格回落有望驅(qū)動終端裝機；風(fēng)電項目2022年招標(biāo)量創(chuàng)新高，我們預(yù)計裝機量也有望于2023年逐步兌現(xiàn)。
? 光伏：硅料產(chǎn)能釋放價格回落，經(jīng)濟(jì)性驅(qū)動終端裝機，2023年國內(nèi)光伏裝機規(guī)模有望同增50%達(dá)60GW。
? 風(fēng)電：行業(yè)招標(biāo)創(chuàng)歷史新高，預(yù)計中國2023年行業(yè)裝機量將達(dá)到70-80GW，同比增長約30%-40%。
表前儲能的核心發(fā)展邏輯在于風(fēng)光等波動性可再生能源裝機占比提升。如我們在《儲能，鋰電的第二成長曲線已來臨》所述，風(fēng)光等波動性可再生能源裝機占比提升將帶來電力系統(tǒng)的不穩(wěn)定性，需要儲能等靈活性資源滿足電網(wǎng)調(diào)節(jié)需求。因而表前儲能裝機的核心邏輯在于風(fēng)電光伏裝機量及發(fā)電量的提升，而政策端通過強制政策、價格疏導(dǎo)等手段可最終決定儲能的應(yīng)用場景與建設(shè)主體，如新能源場站的發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)，亦或是獨立儲能的新模式。
我們預(yù)計2023年中國表前儲能裝機近30GWh，同增126%。2023年風(fēng)電光伏新增裝機規(guī)模有望達(dá)135GW，同比增長47%。我們預(yù)計2023年新能源發(fā)電配套儲能比例進(jìn)一步提升至50%，儲能功率配比提升至18%，配套小時數(shù)約2.3h，我們測算得2023年表前側(cè)儲能裝機容量達(dá)27.9GWh，同比增長126%。
獨立儲能獲利機制逐步理順，表前大儲經(jīng)濟(jì)性有望修復(fù)
政策明確獨立儲能市場地位，獨立儲能商業(yè)模式迎來發(fā)展機遇。目前新能源配儲項目的盈利模式尚未清晰，儲能利用小時數(shù)低，而獨立共享儲能一方面具備多種獲利模式并提升儲能利用率，同時可為新能源場站節(jié)省配儲成本，在2022年以來迎來快速發(fā)展。
根據(jù)儲能與電力市場數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2022年1-10月已啟動獨立儲能項目數(shù)量達(dá)231個，總規(guī)模34GW/70GWh，已進(jìn)入EPC/設(shè)備招標(biāo)、項目建設(shè)和投運等階段的項目達(dá)110個，規(guī)模約10.9GW/21.7GWh。
目前獨立共享儲能主要盈利模式包括：1）容量租賃：多數(shù)省份對新能源項目配儲具有強制要求，獨立儲能向新能源項目出租容量并收取租賃費。2）現(xiàn)貨市場峰谷套利：在開展電力現(xiàn)貨市場的省份，獨立儲能可參與電力現(xiàn)貨市場進(jìn)行峰谷套利。3）輔助服務(wù)：獨立儲能可參與調(diào)頻等輔助服務(wù)，在未開展電力現(xiàn)貨市場的省份也可參與調(diào)峰輔助服務(wù)獲取調(diào)峰補償。4）容量補償：目前山東對參與電力現(xiàn)貨市場的獨立儲能給予容量補償。
現(xiàn)貨市場基本規(guī)則出臺，電力現(xiàn)貨市場加速推進(jìn)。2022年11月，國家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》，對現(xiàn)貨市場組成、與輔助服務(wù)市場銜接、新能源及新興主體參與市場、市場限價、容量補償機制等內(nèi)容進(jìn)行了框架性約定。目前我國已有兩批省份/地區(qū)推進(jìn)電力現(xiàn)貨試點，我們認(rèn)為《基本規(guī)則》為各省電力現(xiàn)貨市場規(guī)則制定了范本，有利于電力現(xiàn)貨市場在全國范圍內(nèi)進(jìn)一步推廣，現(xiàn)貨市場的分時電價機制將有利于儲能獲利模式逐步完善。
在容量租賃、峰谷套利等多樣化收益來源下，部分省份獨立儲能理論收益率尚可。我們選取山東作為典型代表市場測算100MW/200MWh獨立儲能理論經(jīng)濟(jì)性，投資成本約4億元+，而收入端：1）容量租賃：目前山東容量租賃費約300元/KW/年，若可實現(xiàn)100%租賃則一年租賃費可達(dá)3000萬元；2）現(xiàn)貨市場峰谷套利：按平均峰谷價差0.6元/kWh計算，100MW/200MWh儲能電站一年可獲得約1600萬峰谷套利收入；3）容量補償：目前山東容量補償約60元/kW/年，一年容量補償約600萬元。山東市場獨立儲能合計可獲得超5000萬元/年的收入，在貸款利率5%情況下，IRR可達(dá)近7%。
當(dāng)新能源強制配儲并未產(chǎn)生較好的盈利模式，儲能多僅用于減少棄風(fēng)棄光限電，甚至部分儲能長時間閑置。盈利模式的限制與較低的調(diào)用需求導(dǎo)致新能源強制配置的儲能均以絕對成本為導(dǎo)向，甚至出現(xiàn)“劣幣驅(qū)逐良幣”情況，相關(guān)電芯及逆變器供應(yīng)商盈利能力較差。而在獨立儲能模式下，儲能具備參與市場獲利的多種方式，對儲能電池循環(huán)壽命、產(chǎn)品安全穩(wěn)定性等方面提出較高要求，將改變原先以價格為絕對導(dǎo)向的采購方式，轉(zhuǎn)而強化對質(zhì)量的要求。我們認(rèn)為在新能源強制配儲逐步轉(zhuǎn)向獨立儲能模式趨勢下，終端客戶原以絕對價格為絕對導(dǎo)向?qū)⒅鸩睫D(zhuǎn)化為價格和質(zhì)量并重，進(jìn)而推動上游供應(yīng)鏈企業(yè)盈利能力恢復(fù)。
工商業(yè)儲能：峰谷價差持續(xù)拉大驅(qū)動經(jīng)濟(jì)性
工商業(yè)儲能主要通過峰谷套利實現(xiàn)獲利。我們假設(shè)工商業(yè)儲能電池每天兩充兩放、使用壽命15年，則我們測算在峰谷價差0.8元/kWh、峰平價差0.5元/kWh時，工商業(yè)儲能項目IRR可達(dá)8.5%，具備較好經(jīng)濟(jì)性。
各省政策拉大工商業(yè)峰谷價差，提升工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性。2021年以來，廣東、河北、江西等各地方政府均推出政策拉大工商業(yè)峰谷價差，2022年11月，有20余省峰谷價差超0.7元/kWh，浙江、上海、廣西等地峰谷價差已達(dá)1.2元/kWh。
此外，我們認(rèn)為隨著電力市場改革推進(jìn)及VPP的商業(yè)模式成熟，工商業(yè)儲能可通過VPP進(jìn)行聚合，參與電力現(xiàn)貨市場或輔助服務(wù)市場，進(jìn)一步豐富盈利模式。
抽水蓄能及火電靈活性改造
除電化學(xué)儲能等新型儲能外，抽水蓄能及火電靈活性改造亦可成為電網(wǎng)靈活性資源。目前抽水蓄能及火電靈活性調(diào)節(jié)度電成本均低于電化學(xué)儲能，但抽蓄建設(shè)周期長達(dá)6-8年，大規(guī)模貢獻(xiàn)調(diào)節(jié)性資源尚需時日；火電靈活性改造目前成本最低，但面臨改造成本與發(fā)電利用小時數(shù)下降等經(jīng)濟(jì)性制約，政策端需給予合理補償以提升火電廠靈活性改造積極性。
抽水蓄能建設(shè)周期長，遠(yuǎn)期有望貢獻(xiàn)大量調(diào)峰資源。截至2021年年底，中國抽水蓄能裝機容量達(dá)36.39GW，在建總規(guī)模達(dá)61.53GW。但抽水蓄能項目建設(shè)周期普遍在6-8年，短期裝機規(guī)模釋放有限，我們預(yù)計抽水蓄能在2025年后有望釋放較大增量調(diào)峰資源。根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035)》提出的目標(biāo)，至2025年抽水蓄能總投產(chǎn)規(guī)模達(dá)62GW以上，至2030年總投產(chǎn)規(guī)模達(dá)120GW。
火電靈活性改造成本最優(yōu)，補償機制理順后可滿足部分靈活性調(diào)節(jié)需求?；痣婌`活性核心目標(biāo)是降低最小出力、快速啟停、快速升降負(fù)荷，充分相應(yīng)電力系統(tǒng)的波動性變化，是目前各類調(diào)節(jié)資源中成本最低的選擇，調(diào)峰度電成本僅約0.15元/kWh，低于抽水蓄能與電化學(xué)儲能。2021年11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《全國煤電機組改造升級實施方案》，提出存量煤電機組靈活性改造應(yīng)改盡改，“十四五”期間完成2億千瓦，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3000—4000萬千瓦，促進(jìn)清潔能源消納。而另一方面，火點靈活性改造面臨一定改造成本，且靈活性調(diào)節(jié)將降低火電廠發(fā)電利用小時數(shù)影響發(fā)電收益，政策端需給予火電靈活性調(diào)節(jié)合理的市場化補償，以提升火電廠靈活性改造的積極性。
歐洲：大型項目儲備豐富、放量在即，戶儲受高電價持續(xù)驅(qū)動
歐洲表前市場需求放量在即、未來2-3年大儲儲備項目豐富，建議關(guān)注出口英國、西班牙等市場的機會，表后市場在高電價和政策補貼激勵下經(jīng)濟(jì)性可觀，建議關(guān)注德國、西班牙、意大利等核心市場的政策持續(xù)性。
表前市場：短期關(guān)注儲備項目，中長期靈活性資源缺乏、電化學(xué)儲能有望成為優(yōu)解
歐洲大儲市場或?qū)⑦_(dá)到放量起點。歐洲市場因可再生能源中風(fēng)電占比高（2021年發(fā)電貢獻(xiàn)14.4%）、火電靈活性較高、抽蓄儲備較多（2021年底裝機達(dá)51.2GW）等因素，表前儲能需求放量推后。但近期我們觀察到歐洲市場儲備表前儲能項目增多，2022年以來公開項目儲備規(guī)模達(dá)9.9GW/22.5GWh，我們認(rèn)為短期看歐洲電力市場靈活性資源匱乏初現(xiàn)端倪，表前儲能達(dá)到起量前夜。
電化學(xué)儲能儲備項目可觀，保障未來2-3年裝機并網(wǎng)。我們統(tǒng)計2022年歐洲各國公開儲能項目，發(fā)現(xiàn)電化學(xué)儲能項目累計規(guī)劃8.6GW/20.3GWh，而抽水蓄能規(guī)劃合計僅為1.07GW。其中，英國規(guī)劃項目規(guī)模最大、達(dá)4.1GW/10.5GWh，西班牙次之、達(dá)1.2GW/2.4GWh，愛爾蘭、意大利、德國和希臘規(guī)劃項目容量均超過1GWh，上述規(guī)劃電化學(xué)儲能項目有望在未來2-3年內(nèi)裝機并網(wǎng)、驅(qū)動歐洲表前大儲裝機增長。
表后市場：高電價持續(xù)驅(qū)動自發(fā)電，政府補貼激勵裝機
? 短期：高電價持續(xù)、政策補貼有力，自發(fā)電經(jīng)濟(jì)性可觀、驅(qū)動儲能裝機。歐洲能源危機以來，天然氣價格攀升、拉高批發(fā)市場電價，高批發(fā)電價逐步傳導(dǎo)零售電價。根據(jù)歐盟Eurostat統(tǒng)計1H22各國家庭平均電價，我們考慮各國針對家用光儲的補貼和針對光伏余電上網(wǎng)的價格機制，測算得意大利家用光儲IRR達(dá)16.8%，德國/西班牙分別達(dá)13.1%/11.3%。由于居民電價數(shù)據(jù)靜態(tài)、未考慮后續(xù)天然氣漲價的持續(xù)傳導(dǎo)，我們認(rèn)為實際投資經(jīng)濟(jì)性會高于上述測算結(jié)果，短期看考慮政策補貼、家用光伏配儲具備較好的經(jīng)濟(jì)性。
? 中長期：關(guān)注各國補貼政策和能量時移價差。我們認(rèn)為，能量時移價差取決于各國光伏發(fā)電上網(wǎng)價格機制和居民電價，其中德國、奧地利余電上網(wǎng)采用固定電價FIT且價格不斷退坡、利于價差擴大，此外英國純市場機制同樣降低余電上網(wǎng)價格、利于價差擴大，我們測算能量時移價差大于0.27歐元/kWh時，增配儲能系統(tǒng)的IRR可超過15%。
市場空間測算
短期看，我們預(yù)計2023年歐洲電力系統(tǒng)中新增電化學(xué)儲能裝機達(dá)34GWh，其中表前/表后市場分別為18/16GWh。展望未來，我們認(rèn)為歐洲市場在表前靈活性資源缺乏和表后高電價驅(qū)動下，儲能裝機有望維持較高的同比增速，預(yù)計2026年歐洲新增電化學(xué)儲能裝機72GWh，其中表前/表后分別為35/37GWh。
美國：表前局部地區(qū)放量啟動，表后關(guān)注余電上網(wǎng)價格
我們認(rèn)為IRA法案將獨立儲能納入ITC范疇，并且提高稅收抵免額度（從26%提高到30%，甚至最高可達(dá)50%）[2]，將會改善儲能投資經(jīng)濟(jì)性、激勵光伏配儲及獨立儲能裝機。短期看，表前市場加州、德州等局部地區(qū)風(fēng)光發(fā)電比例較高、儲能放量趨勢明顯、儲備項目較多，表后夏威夷高電價驅(qū)動自發(fā)電、凈計量機制廢除后儲能崛起，加州受益于分時電價和補貼政策激勵、儲能經(jīng)濟(jì)較好。
表前市場：局部放量趨勢明顯，中長期靈活性資源缺乏、電化學(xué)儲能主力貢獻(xiàn)
美國大儲市場局部放量趨勢明顯。根據(jù)我們統(tǒng)計，2022年以來美國市場公開電化學(xué)儲能項目儲備規(guī)模達(dá)13.2GW/43.0GWh，其中加州占比超過一半，德州風(fēng)電占比較高、需求相對較少；我們認(rèn)為短期看美國加州、德州等局部地區(qū)放量趨勢明顯、儲備項目較多。
組件供給增強，刺激光伏裝機、驅(qū)動儲能配套。2022年6月6日美國總統(tǒng)令給予東南亞進(jìn)口組件兩年零關(guān)稅政策，10月美國正式暫停對東南亞四國光伏電池和組件征收雙反關(guān)稅的調(diào)查，12月2日晶科能源被暫扣的光伏組件獲美國海關(guān)首批放行，我們認(rèn)為這些意味著美國市場組件供給能力逐步增加，有望刺激下游需求、驅(qū)動美國光伏裝機，根據(jù)中金風(fēng)光公用環(huán)保組預(yù)測，2023年美國光伏裝機反彈，集中式/分布式裝機規(guī)模達(dá)20/14GW，光伏配套有望帶動儲能增長。
抽蓄建設(shè)放緩，中長期電化學(xué)儲能有望成為主要增量?？紤]到抽蓄項目建設(shè)的長周期以及獲得FERC許可證的難度，我們認(rèn)為電化學(xué)儲能或?qū)⒊蔀槊绹`活性資源的重要增量，其中綜合性價比最高的鋰電池有望成為主流路線。
表后市場：夏威夷、加州等地區(qū)經(jīng)濟(jì)性尚可，中長期關(guān)注補貼和能量時移價差
整體平均電價不貴，局部地區(qū)分時電價+補貼激勵表后儲能發(fā)展。
? 夏威夷：高電價激勵自發(fā)電，凈計量機制廢除后儲能崛起。夏威夷高電價激勵表后用戶自發(fā)電，凈計量的廢除提升儲能經(jīng)濟(jì)性，進(jìn)而鼓勵光伏配儲。考慮到ITC提升至30%，我們測算夏威夷家庭光伏配儲IRR達(dá)12.1%、經(jīng)濟(jì)性尚可。
? 加州：分時電價及政策補貼激勵表后裝機?？紤]到ITC和SGIP，我們測算加州家庭光伏配儲IRR達(dá)18.5%、經(jīng)濟(jì)性較好。
中長期持續(xù)關(guān)注各州補貼政策及能量時移價差。能量時移價差主要由各州零售電價和光伏余電上網(wǎng)電價決定，我們統(tǒng)計美國各州情況，發(fā)現(xiàn)當(dāng)前約75%州的光伏余電上網(wǎng)價格接近零售電價，剩余各州（除夏威夷以外）雖光伏余電上網(wǎng)補償較少，但其零售電價水平較低、拉低能量時移價差，表后儲能經(jīng)濟(jì)性仍較差。但值得注意的是，加州公用事業(yè)委員會于2022年11月10日發(fā)布NEM 3.0提案[3]，該提案計劃從凈計量轉(zhuǎn)向凈計費制度、降低光伏余電上網(wǎng)受益，我們認(rèn)為這或?qū)⒃谘a貼退坡后、成為加州表后儲能裝機的又一支撐。
市場空間測算
短期看，我們預(yù)計2023年美國電力系統(tǒng)中新增電化學(xué)儲能裝機達(dá)81GWh，其中表前/表后市場分別為70/11GWh。展望未來，我們認(rèn)為美國加州、德州等表前市場對靈活性資源需求較高，表前大儲裝機有望維持較大規(guī)模，表后儲能有望隨光伏余電上網(wǎng)電價政策的改變而翻倍增長，預(yù)計2026年美國新增電化學(xué)儲能裝機117GWh，其中表前/表后分別為87/30GWh。
澳大利亞：東南部電網(wǎng)或?qū)⒊蔀楸砬皟δ苎b機主力，表后受益于分布式光伏
我們認(rèn)為短期看，澳大利亞市場東南部電網(wǎng)靈活性資源需求提升、表前儲能或?qū)⑵鹆浚砗笫袌瞿习?、新南威爾士光儲系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性較好；中長期看，澳大利亞可再生能源發(fā)電目標(biāo)明確，電化學(xué)儲能有望成為表前裝機主力，表后市場分布式光伏發(fā)展賦能配儲空間，主要關(guān)注FiT退坡和各地部分補貼政策的變化。
表前市場：東南部電網(wǎng)風(fēng)光發(fā)電超20%，儲能需求旺盛、規(guī)劃項目眾多
表前大儲或?qū)⑵鹆浚瑬|南部電網(wǎng)有望成為裝機主力。根據(jù)我們統(tǒng)計，2022年以來澳大利亞市場公開電化學(xué)儲能項目儲備規(guī)模達(dá)10.7GW/25.4GWh，其中東南部電網(wǎng)規(guī)劃裝機容量超過96%，主要分布在新南威爾士州、昆士蘭州、維多利亞州。
中長期看，高VRE發(fā)電目標(biāo)驅(qū)動電化學(xué)儲能裝機。澳大利亞雖可再生能源發(fā)電目標(biāo)已在2020年實現(xiàn)，但在其2050年零碳排放目標(biāo)的指引之下，各州逐步確定更高的可再生能源發(fā)電目標(biāo)，例如維多利亞州、昆士蘭州和北領(lǐng)地的目標(biāo)均為2030年可再生能源發(fā)電占比超過50%，驅(qū)動電化學(xué)儲能裝機。
分時電價、虛擬電廠等賦能配儲更高收益。
? 分時電價：以新南威爾士州為例，如采取分時電價的模式來計算電費，電力供應(yīng)商AGL的報價分別為峰平谷0.56/0.25/0.17澳元/kWh。假設(shè)家庭安裝10kW光伏并配置6kW/25kWh儲能，經(jīng)過我們的測算該項目IRR可達(dá)20.5%，具有較好的經(jīng)濟(jì)性。
? 虛擬電廠：南澳大利亞的虛擬電廠模式幾乎全部減免光儲投資成本、激勵儲能裝機。目前，南澳虛擬電廠已有約6,000個安裝光儲能系統(tǒng)的家庭加入特斯拉VPP項目，特斯拉預(yù)計在未來將總數(shù)拓展到50,000個家庭。
局部地區(qū)小電網(wǎng)激勵自發(fā)電需求。除經(jīng)濟(jì)性外，離網(wǎng)的電力需求亦會驅(qū)動用戶配置光伏和儲能系統(tǒng)。澳大利亞光照資源充足，未來隨著光伏和儲能系統(tǒng)成本逐年降低，我們認(rèn)為離網(wǎng)式光伏+儲能的方式有望替換油氣發(fā)電機，以更低的成本提滿足能源需求。
市場空間測算
短期看，我們預(yù)計2023年澳大利亞電力系統(tǒng)中新增電化學(xué)儲能裝機達(dá)7GWh，其中表前/表后市場分別為3/4GWh。展望未來，我們認(rèn)為澳大利亞市場分布式光伏裝機規(guī)模較大、FiT退坡后持續(xù)驅(qū)動表后儲能裝機，表前市場主要受益于東南部電網(wǎng)靈活性資源缺乏，預(yù)計2026年澳大利亞新增電化學(xué)儲能裝機15GWh，其中表前/表后分別為5/10GWh。
其他國家儲能市場展望
目前全球儲能裝機集中于美中歐澳等國家，其他國家隨風(fēng)電光伏裝機量提升有望迎來快速發(fā)展。2021年美中歐澳日韓等國儲能全球裝機量占比達(dá)97%，其他國家裝機占比僅約3%，從裝機結(jié)構(gòu)來看，發(fā)電側(cè)儲能裝機占比43%、工商業(yè)/家儲等表后儲能裝機占比約32%。我們認(rèn)為其他國家用電需求基數(shù)高、風(fēng)光等波動性可再生能源裝機量占比持續(xù)提升，有望驅(qū)動儲能需求；同時部分國家電力系統(tǒng)基礎(chǔ)建設(shè)，有望驅(qū)動微網(wǎng)等分布式供能的儲能需求，保障居民供電可靠性。
風(fēng)光裝機占比提升驅(qū)動儲能需求
巴西、菲律賓、泰國等發(fā)展中國家通過目標(biāo)規(guī)劃、補貼政策等方式驅(qū)動風(fēng)光裝機。預(yù)期眾多發(fā)展中國家風(fēng)光裝機及發(fā)電量占比快速提升。2021年巴西、土耳其、墨西哥和印度風(fēng)光發(fā)電量分別占總發(fā)電量的10.91%、11.78%、9.62%和8.04%，BNEF預(yù)期在2030年，其風(fēng)光發(fā)電量占比將分別提升至29.05%、39.02%、18.33%和24.36%。
以巴西為例，過去十年間政策驅(qū)動分布式光伏裝機高增，電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施薄弱逐步成制約因素。在持續(xù)的“凈計量”政策刺激之下，巴西分布式光伏項目數(shù)量持續(xù)高增，2021年新增項目數(shù)量已突破42萬個。而另一方面，持續(xù)增長的風(fēng)光裝機對巴西原本并不發(fā)達(dá)的電力系統(tǒng)帶來巨大挑戰(zhàn)，政府需通過改善電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施或增強靈活性資源等方式適應(yīng)波動性可再生能源的大規(guī)模接入問題。
凈計量上網(wǎng)電價逐步退坡，同時鼓勵分布式儲能裝機。2022年1月，巴西頒布14,300號聯(lián)邦法律，2023年起將針對分布式發(fā)電項目執(zhí)行新的“凈計量”政策，主要變化點包括：1）分布式光伏上網(wǎng)電價需支付配電系統(tǒng)使用費與能源關(guān)稅，支付比例將從2023年起逐步增加（原先無需支付，分布式發(fā)電對電力系統(tǒng)產(chǎn)生的額外成本由全電網(wǎng)消費者承擔(dān)，即存在交叉補貼）；2）要求3-5MW的分布式光伏必須配備一定儲能方可享受凈計量政策。
除巴西之外，我們看到2021年以來，印度、菲律賓、智利等發(fā)展中國家均通過政策手段驅(qū)動表前及表后儲能裝機。
? 印度：2022年7月，印度政府規(guī)定2023年風(fēng)光發(fā)電輸送電量的1%需來自儲能，并計劃在2030年將目標(biāo)要求提升至4%，我們根據(jù)其風(fēng)光裝機預(yù)期測算隱含儲能總裝機量超70GWh。
? 菲律賓：2021年，政府在能源計劃中明確，將按照10%-20%的光伏裝機來配置包括儲能、水力、LNG等非波動電力來源以保障電網(wǎng)穩(wěn)定；同時政府規(guī)定光伏FiT上網(wǎng)電價以每年6%的速度退坡，驅(qū)動表后側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)性。
? 智利：2022年11月，智利政府在2022年通過了一項允許向儲能電站支付容量電費的法案，以協(xié)助達(dá)成2030年關(guān)閉所有煤炭發(fā)電廠的目標(biāo)，并計劃在10年間增加2GW的儲能系統(tǒng)。
? 泰國：2022年9月政府新能源裝機規(guī)劃2022-2030年國家配電公司通過PPA采購5.2GW新能源裝機的電力，其中包括光伏配儲1.0GW。
2022年以來，我們統(tǒng)計發(fā)展中國家陸續(xù)落地眾多大型表前光儲項目。
電網(wǎng)薄弱帶來保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定的儲能需求
我們認(rèn)為部分發(fā)展中國家電力基礎(chǔ)設(shè)施相對薄弱、電網(wǎng)覆蓋率低、停電次數(shù)多，將帶來部分保障供電系統(tǒng)穩(wěn)定性與離網(wǎng)式儲能需求。
圖表33：2020年各國電網(wǎng)覆蓋的人口比例
風(fēng)險提示
全球儲能需求不及預(yù)期。一方面風(fēng)光裝機持續(xù)高增驅(qū)動儲能等靈活性資源需求，同時各國通過政策補貼、完善市場機制等方式提升儲能經(jīng)濟(jì)性。若未來光伏風(fēng)電裝機量增長放緩將影響配儲需求，同時，若未來儲能補貼退坡、儲能盈利模式開拓不及預(yù)期，儲能經(jīng)濟(jì)性將受到影響，最終影響全球儲能需求量。
儲能市場競爭加劇。目前儲能電池及PCS等產(chǎn)能正快速擴張，若未來時長需求放緩而產(chǎn)能快速擴張出現(xiàn)產(chǎn)能供大于求，市場競爭可能加劇，進(jìn)而影響企業(yè)盈利水平。
