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全球儲能市場:揚帆出海正當(dāng)時

作者:曾韜季楓杜懿臻等 來源:中金點睛 發(fā)布時間:2023-01-03 瀏覽:次

中國儲能網(wǎng)訊:2023年我們預(yù)期中美風(fēng)光裝機(jī)高增長驅(qū)動表前配儲需求,歐洲能源危機(jī)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(jī)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(jī)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(qiáng)制配儲政策下,風(fēng)光裝機(jī)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(jī)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(jī)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(jī),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(jī)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(bǔ)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(jī)規(guī)模。

其他發(fā)展中國家風(fēng)光裝機(jī)增長及電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施薄弱驅(qū)動儲能裝機(jī)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(jī)。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(jī)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(jī)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(jī)100GW,海外裝機(jī)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(jī)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(jī)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(jī)場景或略有差異:

? 中國方面,在各省新能源強(qiáng)制配儲政策下,風(fēng)光裝機(jī)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(jī)規(guī)模有望同增50%達(dá)60GW,風(fēng)電裝機(jī)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(jī)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(jī)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(jī),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(jī)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(bǔ)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(jī)規(guī)模。

? 其他發(fā)展中國家,風(fēng)光裝機(jī)增長及電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施薄弱驅(qū)動儲能裝機(jī)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(bǔ)貼政策等方式驅(qū)動風(fēng)光裝機(jī),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(jī)。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(jī)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(jī)量約4.6GWh,其中新能源配儲裝機(jī)量占比達(dá)96%。2021年我國儲能裝機(jī)容量約2.5GW,裝機(jī)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(jī)占比約9%。

風(fēng)光裝機(jī)高增驅(qū)動表前儲能需求

新能源強(qiáng)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(jī)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(qiáng)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(jī)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(jī)成本等影響,國內(nèi)集中式光伏/風(fēng)電僅分別實現(xiàn)裝機(jī)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(jī);風(fēng)電項目2022年招標(biāo)量創(chuàng)新高,我們預(yù)計裝機(jī)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(jī),2023年國內(nèi)光伏裝機(jī)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(jī)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(jī)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(jī)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(jī)的核心邏輯在于風(fēng)電光伏裝機(jī)量及發(fā)電量的提升,而政策端通過強(qiáng)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(jī)近30GWh,同增126%。2023年風(fēng)電光伏新增裝機(jī)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(jī)容量達(dá)27.9GWh,同比增長126%。

獨立儲能獲利機(jī)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(jī)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(qiáng)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(bǔ)償。4)容量補(bǔ)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(bǔ)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(bǔ)償機(jī)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(jī)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(bǔ)償:目前山東容量補(bǔ)償約60元/kW/年,一年容量補(bǔ)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(qiáng)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(qiáng)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(qiáng)化對質(zhì)量的要求。我們認(rèn)為在新能源強(qiáng)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(bǔ)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(jī)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(jī)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(bǔ)償機(jī)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(jī)組改造升級實施方案》,提出存量煤電機(jī)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(bǔ)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(jī)會,表后市場在高電價和政策補(bǔ)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(jī)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(jī)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(jī)并網(wǎng)、驅(qū)動歐洲表前大儲裝機(jī)增長。

表后市場:高電價持續(xù)驅(qū)動自發(fā)電,政府補(bǔ)貼激勵裝機(jī)

? 短期:高電價持續(xù)、政策補(bǔ)貼有力,自發(fā)電經(jīng)濟(jì)性可觀、驅(qū)動儲能裝機(jī)。歐洲能源危機(jī)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(bǔ)貼和針對光伏余電上網(wǎng)的價格機(jī)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(bǔ)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(bǔ)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(jī)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(kuò)大,此外英國純市場機(jī)制同樣降低余電上網(wǎng)價格、利于價差擴(kuò)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(jī)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(jī)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(jī)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(jī)。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(jī)制廢除后儲能崛起,加州受益于分時電價和補(bǔ)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(qiáng),刺激光伏裝機(jī)、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(jī),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(jī)反彈,集中式/分布式裝機(jī)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。考慮到抽蓄項目建設(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(bǔ)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(bǔ)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(jī)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??紤]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(bǔ)貼激勵表后裝機(jī)??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(bǔ)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(bǔ)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(bǔ)貼退坡后、成為加州表后儲能裝機(jī)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(jī)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(jī)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(jī)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(jī)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?,表后市場南澳、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(jī)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(bǔ)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(jī)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(jī)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(jī)。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(jī)。

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(jī)。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(jī),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(jī)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(jī)規(guī)模較大、FiT退坡后持續(xù)驅(qū)動表后儲能裝機(jī),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(jī)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(jī)集中于美中歐澳等國家,其他國家隨風(fēng)電光伏裝機(jī)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(jī)量占比達(dá)97%,其他國家裝機(jī)占比僅約3%,從裝機(jī)結(jié)構(gòu)來看,發(fā)電側(cè)儲能裝機(jī)占比43%、工商業(yè)/家儲等表后儲能裝機(jī)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(jī)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(jī)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(bǔ)貼政策等方式驅(qū)動風(fēng)光裝機(jī)。預(yù)期眾多發(fā)展中國家風(fēng)光裝機(jī)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(jī)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(jī)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(qiáng)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(jī)。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(bǔ)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(jī)。

? 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(jī)預(yù)期測算隱含儲能總裝機(jī)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(jī)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(jī)規(guī)劃2022-2030年國家配電公司通過PPA采購5.2GW新能源裝機(jī)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(jī)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(bǔ)貼、完善市場機(jī)制等方式提升儲能經(jīng)濟(jì)性。若未來光伏風(fēng)電裝機(jī)量增長放緩將影響配儲需求,同時,若未來儲能補(bǔ)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(kuò)張,若未來時長需求放緩而產(chǎn)能快速擴(kuò)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。

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關(guān)鍵字:儲能

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