摘要

我們認為全球儲能發(fā)展的核心驅動(dòng)力在于波動(dòng)性可再生能源發(fā)電量增長(cháng)增加電力系統不穩定性，催生對儲能等靈活性資源的需求。我們預期2023年全球風(fēng)光裝機迎來(lái)高增長(cháng)。我們預期23年光伏全球需求有望同比增長(cháng)40%-50%至近350GW、2023年中國風(fēng)電裝機量將達到70-80GW，同比增長(cháng)約30%-40%，驅動(dòng)全球儲能配置需求。

(資料圖片)

中國在各省新能源強制配儲政策下，風(fēng)光裝機規模高增直接驅動(dòng)表前大儲迎來(lái)放量。目前中國已有超20個(gè)省份提出新能源配儲要求，風(fēng)光裝機量增長(cháng)，且配儲比例、配儲時(shí)長(cháng)提升，我們預期2023年國內表前大儲需求量同比增長(cháng)126%至27.9GWh。表后工商業(yè)儲能則隨各省峰谷價(jià)差拉大而有望獲得更高經(jīng)濟性。

美國市場(chǎng)海關(guān)政策向好組件運量增加，光伏裝機高增驅動(dòng)表前大儲放量。美國開(kāi)始釋放UFLPA扣押的組件，地面光伏電站有望迎來(lái)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50%）。我們預期2023年美國表前大儲需求量有望提升至70GWh，同比增長(cháng)超50%。

歐洲高位居民側電價(jià)驅動(dòng)戶(hù)用儲能，表前大儲項目增多保障裝機規模。天然氣價(jià)格攀升推動(dòng)居民零售電價(jià)上漲，我們預期23年歐洲居民側電價(jià)仍將維持高位，疊加各國戶(hù)儲補貼延續及FiT上網(wǎng)電價(jià)退坡，將持續刺激歐洲戶(hù)儲需求。表前側歐洲儲能項目數量增多，有望保障2023年大儲裝機規模。

其他發(fā)展中國家風(fēng)光裝機增長(cháng)及電網(wǎng)基礎設施薄弱驅動(dòng)儲能裝機需求。2021年以來(lái)，巴西、印度、智利等國家均通過(guò)政策手段驅動(dòng)表前及表后儲能裝機。此外，如南非等部分發(fā)展中國家電力基礎設施相對薄弱、電網(wǎng)覆蓋率低、停電次數多，將帶來(lái)部分保障供電系統穩定性與離網(wǎng)式儲能需求。

風(fēng)險

全球儲能需求不及預期，儲能市場(chǎng)競爭加劇。

正文

2023年全球儲能需求有望同增60%+

我們認為全球儲能發(fā)展的核心驅動(dòng)力在于波動(dòng)性可再生能源發(fā)電量增長(cháng)增加電力系統不穩定性，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(cháng)曲線(xiàn)已來(lái)臨》報告總中所述，在波動(dòng)性可再生能源發(fā)展初期，電力系統中可調火電及抽水蓄能足以應對VRE帶來(lái)的擾動(dòng)，VRE發(fā)電量可盡數并網(wǎng)。隨著(zhù)VRE裝機量和發(fā)電量逐漸提升至10%-20%的臨界值時(shí)，電力系統對儲能等靈活資源的需求將快速增長(cháng)。從全球范圍內看，目前希臘、德國等歐洲國家VRE占比高達30%+，中國、澳洲、美國市場(chǎng)VRE占比位于10%-20%，我們預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(lái)快速提升。

圖表1：靈活性資源需求與VRE占比

資料來(lái)源：BP Energy，中金公司研究部

我們預期2023年全球風(fēng)光裝機迎來(lái)高增長(cháng)。根據中金風(fēng)光公用環(huán)保組預測，光伏方面，維持2022年全年國內裝機100GW，海外裝機130-140GW，全球230-240GW的判斷不變。展望2023年，預期上游產(chǎn)業(yè)鏈降價(jià)刺激終端需求、美國海關(guān)政策逐步向好推動(dòng)頭部企業(yè)組件運量增加，全球需求有望同比增長(cháng)40%-50%至近350GW；風(fēng)電方面，在行業(yè)飽滿(mǎn)招標量支撐下，預計2023年中國風(fēng)電裝機量將達到70-80GW，較2022年同比增長(cháng)約30%-40%。

圖表2：我們預計2023年光伏風(fēng)電裝機量迎來(lái)高增長(cháng)

資料來(lái)源：BNEF，風(fēng)電行業(yè)協(xié)會(huì )，能源局，中金公司研究部

在光伏風(fēng)電裝機量高增長(cháng)的明確趨勢下，我們認為全球各國儲能需求也將在2023年迎來(lái)高增長(cháng)，而各國驅動(dòng)因素及裝機場(chǎng)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)光裝機規模高增直接驅動(dòng)表前大儲迎來(lái)放量。我們預期2023年國內光伏裝機規模有望同增50%達60GW，風(fēng)電裝機規模有望同增30-40%至70-80GW，而目前中國已有超20個(gè)省份提出新能源配儲要求，風(fēng)光裝機量增長(cháng)，且配儲比例、配儲時(shí)長(cháng)提升，我們預期2023年國內表前大儲需求量同比增長(cháng)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(jià)差拉大而有望獲得更高經(jīng)濟性。

? 美國方面，海關(guān)政策向好組件運量增加，光伏裝機高增驅動(dòng)表前大儲放量。美國開(kāi)始釋放UFLPA扣押的組件，美國地面光伏電站有望迎來(lái)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50%）[1]。我們預期2023年美國表前大儲需求量有望提升至70GWh，同比增長(cháng)超50%。

? 歐洲方面，高位居民側電價(jià)驅動(dòng)戶(hù)用儲能，表前大儲項目增多保障裝機規模。天然氣價(jià)格攀升推動(dòng)居民側零售電價(jià)上漲，如德國戶(hù)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(jià)合約，且天然氣價(jià)格傳導至終端居民側電價(jià)存在一定的滯后，我們預期2023年歐洲居民側電價(jià)仍將維持高位，疊加各國戶(hù)儲補貼延續及FiT上網(wǎng)電價(jià)退坡，將持續刺激歐洲戶(hù)儲需求。表前側我們觀(guān)察到歐洲儲能項目數量增多，2022年以來(lái)公開(kāi)項目?jì)δ軆湟幠Ｒ殉?0GWh，保障2023年表前大儲裝機規模。

? 其他發(fā)展中國家，風(fēng)光裝機增長(cháng)及電網(wǎng)基礎設施薄弱驅動(dòng)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(guò)目標規劃、補貼政策等方式驅動(dòng)風(fēng)光裝機，部分國家風(fēng)光發(fā)電量占比已超10%，對電力系統產(chǎn)生一定擾動(dòng)，2021年以來(lái)，巴西、印度、菲律賓、智利等國家均通過(guò)政策手段驅動(dòng)表前及表后儲能裝機。另一方面，如南非等部分發(fā)展中國家電力基礎設施相對薄弱、電網(wǎng)覆蓋率低、停電次數多，將帶來(lái)部分保障供電系統穩定性與離網(wǎng)式儲能需求。

圖表3：我們預期2023年全球儲能需求有望達189GWh，同比增長(cháng)超60%

資料來(lái)源：BNEF，中金公司研究部

中國：風(fēng)光裝機高增驅動(dòng)表前大儲，工商業(yè)經(jīng)濟性凸現

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96%。2021年我國儲能裝機容量約2.5GW，裝機規模約4.6GWh，按應用場(chǎng)景劃分，新能源配儲占比達80%，大儲能合計占比91%，工商業(yè)等表后側儲能裝機占比約9%。

1、風(fēng)光裝機高增驅動(dòng)表前儲能需求

新能源強制配儲政策有望驅動(dòng)表前儲能快速發(fā)展。2020年以來(lái)，因風(fēng)光裝機過(guò)高對電網(wǎng)產(chǎn)生較大沖擊，部分省份開(kāi)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(gè)省份提出新能源配儲要求，其中14個(gè)省份為強制配置要求，多數地區要求配置儲能比例在10%-20%，配置時(shí)長(cháng)在2小時(shí)以上。

圖表4：中國各省新能源配儲政策（截至2022年11月）

資料來(lái)源：各省政府官網(wǎng)，中金公司研究部

2023年風(fēng)光裝機有望維持高增長(cháng)。2022年上半年受疫情反復、上游原材料價(jià)格高企提升裝機成本等影響，國內集中式光伏/風(fēng)電僅分別實(shí)現裝機量約11.2GW/12.9GW。而四季度光伏硅料產(chǎn)能批量投放價(jià)格回落有望驅動(dòng)終端裝機；風(fēng)電項目2022年招標量創(chuàng )新高，我們預計裝機量也有望于2023年逐步兌現。

? 光伏：硅料產(chǎn)能釋放價(jià)格回落，經(jīng)濟性驅動(dòng)終端裝機，2023年國內光伏裝機規模有望同增50%達60GW。

? 風(fēng)電：行業(yè)招標創(chuàng )歷史新高，預計中國2023年行業(yè)裝機量將達到70-80GW，同比增長(cháng)約30%-40%。

圖表5：中國風(fēng)光裝機均有望在2023年迎來(lái)高增

資料來(lái)源：中電聯(lián)，國家能源局，金風(fēng)科技公告，中金公司研究部

表前儲能的核心發(fā)展邏輯在于風(fēng)光等波動(dòng)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(cháng)曲線(xiàn)已來(lái)臨》所述，風(fēng)光等波動(dòng)性可再生能源裝機占比提升將帶來(lái)電力系統的不穩定性，需要儲能等靈活性資源滿(mǎn)足電網(wǎng)調節需求。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(guò)強制政策、價(jià)格疏導等手段可最終決定儲能的應用場(chǎng)景與建設主體，如新能源場(chǎng)站的發(fā)電側、電網(wǎng)側，亦或是獨立儲能的新模式。

我們預計2023年中國表前儲能裝機近30GWh，同增126%。2023年風(fēng)電光伏新增裝機規模有望達135GW，同比增長(cháng)47%。我們預計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(shí)數約2.3h，我們測算得2023年表前側儲能裝機容量達27.9GWh，同比增長(cháng)126%。

圖表6：中國儲能裝機量預測

資料來(lái)源：BNEF，中金公司研究部

2、獨立儲能獲利機制逐步理順，表前大儲經(jīng)濟性有望修復

政策明確獨立儲能市場(chǎng)地位，獨立儲能商業(yè)模式迎來(lái)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(shí)數低，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(shí)可為新能源場(chǎng)站節省配儲成本，在2022年以來(lái)迎來(lái)快速發(fā)展。

根據儲能與電力市場(chǎng)數據統計，2022年1-10月已啟動(dòng)獨立儲能項目數量達231個(gè)，總規模34GW/70GWh，已進(jìn)入EPC/設備招標、項目建設和投運等階段的項目達110個(gè)，規模約10.9GW/21.7GWh。

圖表7：獨立儲能項目進(jìn)展統計（2022年1-10月，MWh）資料來(lái)源：儲能與電力市場(chǎng)，中金公司研究部

圖表8：進(jìn)入實(shí)質(zhì)開(kāi)發(fā)建設階段的獨立儲能項目分布（2022年1-10月）

資料來(lái)源：儲能與電力市場(chǎng)，中金公司研究部

目前獨立共享儲能主要盈利模式包括：1）容量租賃：多數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）現貨市場(chǎng)峰谷套利：在開(kāi)展電力現貨市場(chǎng)的省份，獨立儲能可參與電力現貨市場(chǎng)進(jìn)行峰谷套利。3）輔助服務(wù)：獨立儲能可參與調頻等輔助服務(wù)，在未開(kāi)展電力現貨市場(chǎng)的省份也可參與調峰輔助服務(wù)獲取調峰補償。4）容量補償：目前山東對參與電力現貨市場(chǎng)的獨立儲能給予容量補償。

現貨市場(chǎng)基本規則出臺，電力現貨市場(chǎng)加速推進(jìn)。2022年11月，國家能源局發(fā)布《電力現貨市場(chǎng)基本規則（征求意見(jiàn)稿）》，對現貨市場(chǎng)組成、與輔助服務(wù)市場(chǎng)銜接、新能源及新興主體參與市場(chǎng)、市場(chǎng)限價(jià)、容量補償機制等內容進(jìn)行了框架性約定。目前我國已有兩批省份/地區推進(jìn)電力現貨試點(diǎn)，我們認為《基本規則》為各省電力現貨市場(chǎng)規則制定了范本，有利于電力現貨市場(chǎng)在全國范圍內進(jìn)一步推廣，現貨市場(chǎng)的分時(shí)電價(jià)機制將有利于儲能獲利模式逐步完善。

圖表9：省級電力現貨試點(diǎn)進(jìn)展梳理（截至2022/11）

資料來(lái)源：各省發(fā)改委、能源局、能監辦官網(wǎng)，中金公司研究部

在容量租賃、峰谷套利等多樣化收益來(lái)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(chǎng)測算100MW/200MWh獨立儲能理論經(jīng)濟性，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(shí)現100%租賃則一年租賃費可達3000萬(wàn)元；2）現貨市場(chǎng)峰谷套利：按平均峰谷價(jià)差0.6元/kWh計算，100MW/200MWh儲能電站一年可獲得約1600萬(wàn)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(wàn)元。山東市場(chǎng)獨立儲能合計可獲得超5000萬(wàn)元/年的收入，在貸款利率5%情況下，IRR可達近7%。

當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(cháng)時(shí)間閑置。盈利模式的限制與較低的調用需求導致新能源強制配置的儲能均以絕對成本為導向，甚至出現“劣幣驅逐良幣”情況，相關(guān)電芯及逆變器供應商盈利能力較差。而在獨立儲能模式下，儲能具備參與市場(chǎng)獲利的多種方式，對儲能電池循環(huán)壽命、產(chǎn)品安全穩定性等方面提出較高要求，將改變原先以?xún)r(jià)格為絕對導向的采購方式，轉而強化對質(zhì)量的要求。我們認為在新能源強制配儲逐步轉向獨立儲能模式趨勢下，終端客戶(hù)原以絕對價(jià)格為絕對導向將逐步轉化為價(jià)格和質(zhì)量并重，進(jìn)而推動(dòng)上游供應鏈企業(yè)盈利能力恢復。

圖表10：新能源配儲項目?jì)δ芾寐实停?022年1-8月）

資料來(lái)源：中電聯(lián)，中金公司研究部

3、工商業(yè)儲能：峰谷價(jià)差持續拉大驅動(dòng)經(jīng)濟性

工商業(yè)儲能主要通過(guò)峰谷套利實(shí)現獲利。我們假設工商業(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(jià)差0.8元/kWh、峰平價(jià)差0.5元/kWh時(shí)，工商業(yè)儲能項目IRR可達8.5%，具備較好經(jīng)濟性。

圖表11：我國工商業(yè)儲能項目IRR測算

資料來(lái)源：中金公司研究部

各省政策拉大工商業(yè)峰谷價(jià)差，提升工商業(yè)儲能經(jīng)濟性。2021年以來(lái)，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(jià)差，2022年11月，有20余省峰谷價(jià)差超0.7元/kWh，浙江、上海、廣西等地峰谷價(jià)差已達1.2元/kWh。

圖表12：我國各省峰谷價(jià)差最高可超1元/kWh

資料來(lái)源：國際能源網(wǎng)，中金公司研究部

此外，我們認為隨著(zhù)電力市場(chǎng)改革推進(jìn)及VPP的商業(yè)模式成熟，工商業(yè)儲能可通過(guò)VPP進(jìn)行聚合，參與電力現貨市場(chǎng)或輔助服務(wù)市場(chǎng)，進(jìn)一步豐富盈利模式。

4、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節度電成本均低于電化學(xué)儲能，但抽蓄建設周期長(cháng)達6-8年，大規模貢獻調節性資源尚需時(shí)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(shí)數下降等經(jīng)濟性制約，政策端需給予合理補償以提升火電廠(chǎng)靈活性改造積極性。

圖表13：抽水蓄能 vs. 火電靈活性改造 vs. 電化學(xué)儲能（2021年）

注：火電靈活性改造單位投資成本以單位調峰容量為準；電化學(xué)儲能按照2小時(shí)計算，循環(huán)次數按5000次就算

資料來(lái)源：中電聯(lián)，中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟，中金公司研究部

抽水蓄能建設周期長(cháng)，遠期有望貢獻大量調峰資源。截至2021年年底，中國抽水蓄能裝機容量達36.39GW，在建總規模達61.53GW。但抽水蓄能項目建設周期普遍在6-8年，短期裝機規模釋放有限，我們預計抽水蓄能在2025年后有望釋放較大增量調峰資源。根據《抽水蓄能中長(cháng)期發(fā)展規劃(2021-2035)》提出的目標，至2025年抽水蓄能總投產(chǎn)規模達62GW以上，至2030年總投產(chǎn)規模達120GW。

火電靈活性改造成本最優(yōu)，補償機制理順后可滿(mǎn)足部分靈活性調節需求。火電靈活性核心目標是降低最小出力、快速啟停、快速升降負荷，充分相應電力系統的波動(dòng)性變化，是目前各類(lèi)調節資源中成本最低的選擇，調峰度電成本僅約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(shí)施方案》，提出存量煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成2億千瓦，增加系統調節能力3000—4000萬(wàn)千瓦，促進(jìn)清潔能源消納。而另一方面，火點(diǎn)靈活性改造面臨一定改造成本，且靈活性調節將降低火電廠(chǎng)發(fā)電利用小時(shí)數影響發(fā)電收益，政策端需給予火電靈活性調節合理的市場(chǎng)化補償，以提升火電廠(chǎng)靈活性改造的積極性。

歐洲：大型項目?jì)湄S富、放量在即，戶(hù)儲受高電價(jià)持續驅動(dòng)

歐洲表前市場(chǎng)需求放量在即、未來(lái)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(chǎng)的機會(huì )，表后市場(chǎng)在高電價(jià)和政策補貼激勵下經(jīng)濟性可觀(guān)，建議關(guān)注德國、西班牙、意大利等核心市場(chǎng)的政策持續性。

1、表前市場(chǎng)：短期關(guān)注儲備項目，中長(cháng)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(chǎng)或將達到放量起點(diǎn)。歐洲市場(chǎng)因可再生能源中風(fēng)電占比高（2021年發(fā)電貢獻14.4%）、火電靈活性較高、抽蓄儲備較多（2021年底裝機達51.2GW）等因素，表前儲能需求放量推后。但近期我們觀(guān)察到歐洲市場(chǎng)儲備表前儲能項目增多，2022年以來(lái)公開(kāi)項目?jì)湟幠＿_9.9GW/22.5GWh，我們認為短期看歐洲電力市場(chǎng)靈活性資源匱乏初現端倪，表前儲能達到起量前夜。

電化學(xué)儲能儲備項目可觀(guān)，保障未來(lái)2-3年裝機并網(wǎng)。我們統計2022年歐洲各國公開(kāi)儲能項目，發(fā)現電化學(xué)儲能項目累計規劃8.6GW/20.3GWh，而抽水蓄能規劃合計僅為1.07GW。其中，英國規劃項目規模最大、達4.1GW/10.5GWh，西班牙次之、達1.2GW/2.4GWh，愛(ài)爾蘭、意大利、德國和希臘規劃項目容量均超過(guò)1GWh，上述規劃電化學(xué)儲能項目有望在未來(lái)2-3年內裝機并網(wǎng)、驅動(dòng)歐洲表前大儲裝機增長(cháng)。

圖表14：2022年歐洲各國公開(kāi)電化學(xué)儲能項目累計功率及容量

資料來(lái)源：Energy Storage News，中金公司研究部

2、表后市場(chǎng)：高電價(jià)持續驅動(dòng)自發(fā)電，政府補貼激勵裝機

? 短期：高電價(jià)持續、政策補貼有力，自發(fā)電經(jīng)濟性可觀(guān)、驅動(dòng)儲能裝機。歐洲能源危機以來(lái)，天然氣價(jià)格攀升、拉高批發(fā)市場(chǎng)電價(jià)，高批發(fā)電價(jià)逐步傳導零售電價(jià)。根據歐盟Eurostat統計1H22各國家庭平均電價(jià)，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(jià)格機制，測算得意大利家用光儲IRR達16.8%，德國/西班牙分別達13.1%/11.3%。由于居民電價(jià)數據靜態(tài)、未考慮后續天然氣漲價(jià)的持續傳導，我們認為實(shí)際投資經(jīng)濟性會(huì )高于上述測算結果，短期看考慮政策補貼、家用光伏配儲具備較好的經(jīng)濟性。

圖表15：10M21和10M22歐盟部分國家和歐盟平均居民電價(jià)報價(jià)及變化

資料來(lái)源：HEPI，中金公司研究部

圖表16：歐洲主要市場(chǎng)家用光儲IRR測算（基于1H22居民電價(jià)）

資料來(lái)源：Eurostat，SPE，中金公司研究部

? 中長(cháng)期：關(guān)注各國補貼政策和能量時(shí)移價(jià)差。我們認為，能量時(shí)移價(jià)差取決于各國光伏發(fā)電上網(wǎng)價(jià)格機制和居民電價(jià)，其中德國、奧地利余電上網(wǎng)采用固定電價(jià)FIT且價(jià)格不斷退坡、利于價(jià)差擴大，此外英國純市場(chǎng)機制同樣降低余電上網(wǎng)價(jià)格、利于價(jià)差擴大，我們測算能量時(shí)移價(jià)差大于0.27歐元/kWh時(shí)，增配儲能系統的IRR可超過(guò)15%。

3、市場(chǎng)空間測算

短期看，我們預計2023年歐洲電力系統中新增電化學(xué)儲能裝機達34GWh，其中表前/表后市場(chǎng)分別為18/16GWh。展望未來(lái)，我們認為歐洲市場(chǎng)在表前靈活性資源缺乏和表后高電價(jià)驅動(dòng)下，儲能裝機有望維持較高的同比增速，預計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。

圖表17：2021-2026年歐洲電化學(xué)儲能裝機預測

資料來(lái)源：BNEF，GWEC，中金公司研究部

美國：表前局部地區放量啟動(dòng)，表后關(guān)注余電上網(wǎng)價(jià)格

我們認為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50%）[2]，將會(huì )改善儲能投資經(jīng)濟性、激勵光伏配儲及獨立儲能裝機。短期看，表前市場(chǎng)加州、德州等局部地區風(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(jià)驅動(dòng)自發(fā)電、凈計量機制廢除后儲能崛起，加州受益于分時(shí)電價(jià)和補貼政策激勵、儲能經(jīng)濟較好。

圖表18：IRA法案針對儲能的政策內容

資料來(lái)源：白宮官網(wǎng)，中金公司研究部

1、表前市場(chǎng)：局部放量趨勢明顯，中長(cháng)期靈活性資源缺乏、電化學(xué)儲能主力貢獻

美國大儲市場(chǎng)局部放量趨勢明顯。根據我們統計，2022年以來(lái)美國市場(chǎng)公開(kāi)電化學(xué)儲能項目?jì)湟幠＿_13.2GW/43.0GWh，其中加州占比超過(guò)一半，德州風(fēng)電占比較高、需求相對較少；我們認為短期看美國加州、德州等局部地區放量趨勢明顯、儲備項目較多。

圖表19：2022年美國公開(kāi)儲能項目累計功率和容量（按區域，截至2022年11月）

資料來(lái)源：Energy Storage News，中金公司研究部

組件供給增強，刺激光伏裝機、驅動(dòng)儲能配套。2022年6月6日美國總統令給予東南亞進(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，我們認為這些意味著(zhù)美國市場(chǎng)組件供給能力逐步增加，有望刺激下游需求、驅動(dòng)美國光伏裝機，根據中金風(fēng)光公用環(huán)保組預測，2023年美國光伏裝機反彈，集中式/分布式裝機規模達20/14GW，光伏配套有望帶動(dòng)儲能增長(cháng)。

抽蓄建設放緩，中長(cháng)期電化學(xué)儲能有望成為主要增量。考慮到抽蓄項目建設的長(cháng)周期以及獲得FERC許可證的難度，我們認為電化學(xué)儲能或將成為美國靈活性資源的重要增量，其中綜合性?xún)r(jià)比最高的鋰電池有望成為主流路線(xiàn)。

圖表20：美國2021年發(fā)電結構及EIA預計的2030年發(fā)電結構資料來(lái)源：EIA，中金公司研究部

2、表后市場(chǎng)：夏威夷、加州等地區經(jīng)濟性尚可，中長(cháng)期關(guān)注補貼和能量時(shí)移價(jià)差

整體平均電價(jià)不貴，局部地區分時(shí)電價(jià)+補貼激勵表后儲能發(fā)展。

? 夏威夷：高電價(jià)激勵自發(fā)電，凈計量機制廢除后儲能崛起。夏威夷高電價(jià)激勵表后用戶(hù)自發(fā)電，凈計量的廢除提升儲能經(jīng)濟性，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12.1%、經(jīng)濟性尚可。

? 加州：分時(shí)電價(jià)及政策補貼激勵表后裝機。考慮到ITC和SGIP，我們測算加州家庭光伏配儲IRR達18.5%、經(jīng)濟性較好。

圖表21：2022年美國加州家用光儲IRR測算

資料來(lái)源：Lazard，PG&E官網(wǎng)，中金公司研究部

中長(cháng)期持續關(guān)注各州補貼政策及能量時(shí)移價(jià)差。能量時(shí)移價(jià)差主要由各州零售電價(jià)和光伏余電上網(wǎng)電價(jià)決定，我們統計美國各州情況，發(fā)現當前約75%州的光伏余電上網(wǎng)價(jià)格接近零售電價(jià)，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(jià)水平較低、拉低能量時(shí)移價(jià)差，表后儲能經(jīng)濟性仍較差。但值得注意的是，加州公用事業(yè)委員會(huì )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向凈計費制度、降低光伏余電上網(wǎng)受益，我們認為這或將在補貼退坡后、成為加州表后儲能裝機的又一支撐。

圖表22：美國各州光伏余電上網(wǎng)價(jià)格統計（截至2022年11月）資料來(lái)源：SolarReviews，中金公司研究部

圖表23：采用NEM 3.0后光伏余電上網(wǎng)價(jià)格示意圖

資料來(lái)源：CPUC官網(wǎng)，中金公司研究部；注：Export Price為光伏余電上網(wǎng)價(jià)格

3、市場(chǎng)空間測算

短期看，我們預計2023年美國電力系統中新增電化學(xué)儲能裝機達81GWh，其中表前/表后市場(chǎng)分別為70/11GWh。展望未來(lái)，我們認為美國加州、德州等表前市場(chǎng)對靈活性資源需求較高，表前大儲裝機有望維持較大規模，表后儲能有望隨光伏余電上網(wǎng)電價(jià)政策的改變而翻倍增長(cháng)，預計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。

圖表24：2021-2026年美國電化學(xué)儲能裝機預測

資料來(lái)源：BNEF，GWEC，中金公司研究部

澳大利亞：東南部電網(wǎng)或將成為表前儲能裝機主力，表后受益于分布式光伏

我們認為短期看，澳大利亞市場(chǎng)東南部電網(wǎng)靈活性資源需求提升、表前儲能或將起量，表后市場(chǎng)南澳、新南威爾士光儲系統經(jīng)濟性較好；中長(cháng)期看，澳大利亞可再生能源發(fā)電目標明確，電化學(xué)儲能有望成為表前裝機主力，表后市場(chǎng)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。

1、表前市場(chǎng)：東南部電網(wǎng)風(fēng)光發(fā)電超20%，儲能需求旺盛、規劃項目眾多

表前大儲或將起量，東南部電網(wǎng)有望成為裝機主力。根據我們統計，2022年以來(lái)澳大利亞市場(chǎng)公開(kāi)電化學(xué)儲能項目?jì)湟幠＿_10.7GW/25.4GWh，其中東南部電網(wǎng)規劃裝機容量超過(guò)96%，主要分布在新南威爾士州、昆士蘭州、維多利亞州。

圖表25：2022年澳大利亞公開(kāi)儲能項目容量分布（按區域，截至2022年11月）

資料來(lái)源：Energy Storage News，中金公司研究部

中長(cháng)期看，高VRE發(fā)電目標驅動(dòng)電化學(xué)儲能裝機。澳大利亞雖可再生能源發(fā)電目標已在2020年實(shí)現，但在其2050年零碳排放目標的指引之下，各州逐步確定更高的可再生能源發(fā)電目標，例如維多利亞州、昆士蘭州和北領(lǐng)地的目標均為2030年可再生能源發(fā)電占比超過(guò)50%，驅動(dòng)電化學(xué)儲能裝機。

圖表26：澳大利亞全國及各州可再生能源發(fā)電及碳排放目標（2022年12月10日統計）

資料來(lái)源：澳大利亞政府官網(wǎng)，各州政府官網(wǎng)，IEA，中金公司研究部

2、表后市場(chǎng)：分布式光伏賦予潛力，政策補貼、分時(shí)電價(jià)、虛擬電廠(chǎng)等助推發(fā)展

補貼政策及FiT退坡驅動(dòng)表后儲能發(fā)展。

圖表27：澳大利亞聯(lián)邦和部分州地區對光伏和儲能的補貼政策（2022年12月10日統計）

資料來(lái)源：Instyle Solar，中金公司研究部

分時(shí)電價(jià)、虛擬電廠(chǎng)等賦能配儲更高收益。

? 分時(shí)電價(jià)：以新南威爾士州為例，如采取分時(shí)電價(jià)的模式來(lái)計算電費，電力供應商AGL的報價(jià)分別為峰平谷0.56/0.25/0.17澳元/kWh。假設家庭安裝10kW光伏并配置6kW/25kWh儲能，經(jīng)過(guò)我們的測算該項目IRR可達20.5%，具有較好的經(jīng)濟性。

? 虛擬電廠(chǎng)：南澳大利亞的虛擬電廠(chǎng)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(chǎng)已有約6,000個(gè)安裝光儲能系統的家庭加入特斯拉VPP項目，特斯拉預計在未來(lái)將總數拓展到50,000個(gè)家庭。

圖表28：2022年澳洲新南威爾士家用光儲IRR測算

資料來(lái)源：Lazard，州政府網(wǎng)站，中金公司研究部

局部地區小電網(wǎng)激勵自發(fā)電需求。除經(jīng)濟性外，離網(wǎng)的電力需求亦會(huì )驅動(dòng)用戶(hù)配置光伏和儲能系統。澳大利亞光照資源充足，未來(lái)隨著(zhù)光伏和儲能系統成本逐年降低，我們認為離網(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(mǎn)足能源需求。

3、市場(chǎng)空間測算

短期看，我們預計2023年澳大利亞電力系統中新增電化學(xué)儲能裝機達7GWh，其中表前/表后市場(chǎng)分別為3/4GWh。展望未來(lái)，我們認為澳大利亞市場(chǎng)分布式光伏裝機規模較大、FiT退坡后持續驅動(dòng)表后儲能裝機，表前市場(chǎng)主要受益于東南部電網(wǎng)靈活性資源缺乏，預計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。

圖表29：2021-2026年澳大利亞電化學(xué)儲能裝機預測

資料來(lái)源：BNEF，GWEC，中金公司研究部

其他國家儲能市場(chǎng)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(lái)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97%，其他國家裝機占比僅約3%，從裝機結構來(lái)看，發(fā)電側儲能裝機占比43%、工商業(yè)/家儲等表后儲能裝機占比約32%。我們認為其他國家用電需求基數高、風(fēng)光等波動(dòng)性可再生能源裝機量占比持續提升，有望驅動(dòng)儲能需求；同時(shí)部分國家電力系統基礎建設，有望驅動(dòng)微網(wǎng)等分布式供能的儲能需求，保障居民供電可靠性。

1、風(fēng)光裝機占比提升驅動(dòng)儲能需求

巴西、菲律賓、泰國等發(fā)展中國家通過(guò)目標規劃、補貼政策等方式驅動(dòng)風(fēng)光裝機。預期眾多發(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%。

圖表30：部分國家2012-2030年風(fēng)光發(fā)電占比及預期

資料來(lái)源：BNEF，中金公司研究部

以巴西為例，過(guò)去十年間政策驅動(dòng)分布式光伏裝機高增，電網(wǎng)基礎設施薄弱逐步成制約因素。在持續的“凈計量”政策刺激之下，巴西分布式光伏項目數量持續高增，2021年新增項目數量已突破42萬(wàn)個(gè)。而另一方面，持續增長(cháng)的風(fēng)光裝機對巴西原本并不發(fā)達的電力系統帶來(lái)巨大挑戰，政府需通過(guò)改善電網(wǎng)基礎設施或增強靈活性資源等方式適應波動(dòng)性可再生能源的大規模接入問(wèn)題。

凈計量上網(wǎng)電價(jià)逐步退坡，同時(shí)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)電項目執行新的“凈計量”政策，主要變化點(diǎn)包括：1）分布式光伏上網(wǎng)電價(jià)需支付配電系統使用費與能源關(guān)稅，支付比例將從2023年起逐步增加（原先無(wú)需支付，分布式發(fā)電對電力系統產(chǎn)生的額外成本由全電網(wǎng)消費者承擔，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。

圖表31：巴西分布式發(fā)電項目數量持續高增

資料來(lái)源：ANEEL，中金公司研究部

除巴西之外，我們看到2021年以來(lái)，印度、菲律賓、智利等發(fā)展中國家均通過(guò)政策手段驅動(dòng)表前及表后儲能裝機。

? 印度：2022年7月，印度政府規定2023年風(fēng)光發(fā)電輸送電量的1%需來(lái)自?xún)δ?，并計劃?030年將目標要求提升至4%，我們根據其風(fēng)光裝機預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(lái)配置包括儲能、水力、LNG等非波動(dòng)電力來(lái)源以保障電網(wǎng)穩定；同時(shí)政府規定光伏FiT上網(wǎng)電價(jià)以每年6%的速度退坡，驅動(dòng)表后側儲能經(jīng)濟性。

? 智利：2022年11月，智利政府在2022年通過(guò)了一項允許向儲能電站支付容量電費的法案，以協(xié)助達成2030年關(guān)閉所有煤炭發(fā)電廠(chǎng)的目標，并計劃在10年間增加2GW的儲能系統。

? 泰國：2022年9月政府新能源裝機規劃2022-2030年國家配電公司通過(guò)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(lái)，我們統計發(fā)展中國家陸續落地眾多大型表前光儲項目。

圖表32：發(fā)展中國家部分大型儲能項目規劃

資料來(lái)源：Energy Storage.News，北極星儲能網(wǎng)，中金公司研究部

2、電網(wǎng)薄弱帶來(lái)保障電力系統穩定的儲能需求

我們認為部分發(fā)展中國家電力基礎設施相對薄弱、電網(wǎng)覆蓋率低、停電次數多，將帶來(lái)部分保障供電系統穩定性與離網(wǎng)式儲能需求。

圖表33：2020年各國電網(wǎng)覆蓋的人口比例

資料來(lái)源：The World Bank，中金公司研究部

風(fēng)險提示

全球儲能需求不及預期。一方面風(fēng)光裝機持續高增驅動(dòng)儲能等靈活性資源需求，同時(shí)各國通過(guò)政策補貼、完善市場(chǎng)機制等方式提升儲能經(jīng)濟性。若未來(lái)光伏風(fēng)電裝機量增長(cháng)放緩將影響配儲需求，同時(shí)，若未來(lái)儲能補貼退坡、儲能盈利模式開(kāi)拓不及預期，儲能經(jīng)濟性將受到影響，最終影響全球儲能需求量。

儲能市場(chǎng)競爭加劇。目前儲能電池及PCS等產(chǎn)能正快速擴張，若未來(lái)時(shí)長(cháng)需求放緩而產(chǎn)能快速擴張出現產(chǎn)能供大于求，市場(chǎng)競爭可能加劇，進(jìn)而影響企業(yè)盈利水平。

本文作者：曾韜、季楓、杜懿臻等，來(lái)源：中金公司 (ID:CICC_Perspective)，原文標題：《中金2023年展望 | 全球儲能市場(chǎng)：揚帆出海正當時(shí)》

風(fēng)險提示及免責條款 市場(chǎng)有風(fēng)險，投資需謹慎。本文不構成個(gè)人投資建議，也未考慮到個(gè)別用戶(hù)特殊的投資目標、財務(wù)狀況或需要。用戶(hù)應考慮本文中的任何意見(jiàn)、觀(guān)點(diǎn)或結論是否符合其特定狀況。據此投資，責任自負。

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