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2023年储能行业策略报告 欧洲储能再上新台阶
快乐股市里的小跳蛙
躺平的老司机
2023-01-30 20:59:28

PART1 欧洲:低渗透率 高成长空间,储能再上新台阶

2022年能源危机电价飙升,推动储能需求爆发

户用储能高增长,2021年同比增长56%。2021年欧洲户用储能装机1.04GW/2.05GWh,分别同增 56%/73%,是欧洲储能增长的核心驱动源。2022年欧洲能源危机、电价高涨,欧洲户储需求旺盛。2022年受俄乌冲突影响,俄罗斯天然气供应大幅减 少,导致欧洲能源价格飙升,进而推动欧洲批发电价一路上涨,欧盟月均批发电价最高点超400欧元/MWh, 较21年同期增长达346%。在此导火索下,欧洲户用光储高经济性得到市场的认可,光储需求开启爆发式增 长,我们预计2022年欧洲光伏达50GW以上,实现翻倍增长,欧洲储能达13GWh左右,同增三倍。

欧洲需加快风光储的独立能源转型

欧洲能源危机的根本原因是能源对外依赖度高,其根本解决方式是实现独立能源。欧洲高度依赖于传统化石能 源,根据BP,2021年欧洲石油和天然气对外依赖度为97%、60%,其中大部分能源来自俄罗斯。因此在俄乌 冲突下,外部能源供给减少,直接导致欧洲能源紧缺,长期看只有建立独立能源才能保证欧洲能源供给稳定, 光伏风电等新能源资源禀赋好、上量速度快,搭配储能发展可逐步实现能源独立。 2022年可再生能源替代加速。2022年能源危机下,以光伏为首的可再生能源经济性凸显,渗透率加速提升。 截至11月底,太阳能占欧盟发电能源自2021年的5%提升至7%,提升2.1pct,风电自2021年的14.5%提升至 16%,提升1.5pct。

电力系统高度市场化,涨电价对各环节影响差异较大

欧盟电力系统高度市场化,电力产权流动的参与方包括:1)发电厂负责供应电力,可通过经销商与能源机构 签订场外交易(如PPA、远期),或通过电力交易市场在线出售电力(如日前市场),部分供应商拥有发电厂 产权(如Vattenfall);2)供应商通过与终端消费者签订供电协议的方式为消费者供电,竞争较激烈。 发电厂的电力一部分通过PPA电价售出。发电厂通过购电协议(PPA) 锁量锁价的形式与下游能源供应商签署 10-20年的电力供应合约。2022年因欧洲能源紧缺、批发电价大幅上涨,PPA电价也呈现出上涨趋势, 2022Q3平均光伏PPA电价为68.6欧元/MWh,同环增53.1%/14.7%,平均风电PPA电价为73.5欧元/MWh, 同环增50.9%/11.1%,能源危机下,电力发电厂收益显著提升,加大新能源开发力度。

天然气成本暴涨,边际定价下导致电价高涨

欧洲电力系统定价模式:以供需平衡点电源价格统一定价。欧盟电力日前价格目前采用边际定价机制,即在当 下电力需求下,各发电能源的边际成本按照供给量逐个出清(发电成本较低的光伏、风电等优先计算),最后 以供需平衡点对应的电源价格统一定价(例:煤电为供需平衡点,则以当日煤电价格为所有参与供电的设施统 一定价)。此机制的好处在于:在常规情况下可大幅提升能源供给的合理性,激励低价的可再生能源发展,在 低发电成本的可再生能源发电占比不断提升下,能够有效地降低批发电价。边际定价机制难御风险,极端情况下电价扭曲。2022年因俄罗斯天然气供给收缩,天然气价格一路上涨,最高 价涨至339欧元/MWh,较年初涨幅达334%,在边际定价的模式下,致使欧洲能源价格持续上涨。

PART2 美国:ITC政策鼓励,表前表后齐爆发

全球规模最大的储能市场,大储(表前)占主导

美国是全球规模最大的大储市场。根据BNEF,2021年美国电化学储能新增装机3.97GW/10.88GWh,分别 同比+262%/+341%,从功率看,占全球新增的40%。 从结构上看,表前市场(大储)在美国储能中占据主导。储能根据所处节点不同,可分为表前市场(主要是 大储)、表后市场(包括工商业储能、户用储能),2021年美国公用事业储能(大储)/户用储能/工商业储 能新增储能装机分别为3.50/0.34/0.13GW,分别占当年新增总装机功率的88.2%/8.6%/3.2%,大储在装机 中占据主导地位。

2022年光伏降速,储能仍保持高速增长

2022Q1~Q3美国储能新增装机达3.57GW/10.67GWh,同增102%/93%。在美国2022年光伏新增装机 受反规避调查影响有所滑落的背景下,大储及户储新增装机仍保持高速增长。从渗透率来看,2022Q3新增 装机光储渗透率已达31.5%(其中地面51.1%,分布式27.2%),去年同期2021Q3光储渗透率21.2%(地面 26.3%,分布式9%)。根据BerkeleyLab,美国储能项目备案正在不断加速,截至2022年11月底总备案为 22.53GW,去年同期水平为13.13GW,同比增长71.6%。

电网复杂分散+设备老旧,储能具有调节实用价值

美国进行电力市场改革后,全国范围内协调能力较差。美国进行电力市场改革后,ISO/RTO成为区域市场主体 负责调度运行,美国供电能源分布不均,全美各地电力能源企业多元化,导致用电供给不稳定,且电价存在时 空差异。由此在分布式光伏、套利、备电等多种需求衍生下,储能得到发展。

电网投资意愿较低,输配电设备老旧,停电事故频发。在现有电力体系改革下,ISO/RTO拥有输配电环节调度 权,而不具备输配电资产所有权,而输配电资产所有者不具备使用权,只能获得利润来分摊设备折旧。在这种 体系下,美国电网投资意愿较低,导致电网设备老旧严重。根据美国能源部(DOE),美国70%的输电线路和 变压器运行年限超过25年,60%的断路器运行年限超过30年,陈旧的电网设施面临着供电可靠性的挑战。在 抢修电网并恢复运行方面,储能应用有助于尽快恢复重要输变电设备、电力主干网架运行。

全美:多地出台储能政策,强化监管并提升支持力度

多地出台储能政策,强化监管并提升支持力度。无论是在联邦层面还是在州监管程序中,美国的储能政策格 局都在不断发展。根据PNNL,美国目前有19个州发布储能行业的监管要求,17个州出台储能相关的扶持政 策,有9个州出台储能装机目标,5个州出台储能相关的电网政策,在强化监管、完善市场机制的同时提升支 持力度,美国储能迎来黄金发展时期。

州补贴政策:以加州、内华达州、弗罗里达州为首的17州出台了明晰的储能补贴制度,其中加州的SGIP政 策补贴力度大,持续时间长,助力非户用和户用储能均蓬勃发展,迅速成长为美国储能装机增长的核心引擎。 2020年,内华达州发布了NV储能激励政策,此政策提出了最高每瓦时0.5美元的非户用储能补贴,扶持力度 较大,对非户用储能经济性有较大提升,助力内华达州迅速成长为2021年美国分州储能装机前5。

PART3 中国:政策加码需求高增,千亿市场初现端倪

强制配储下国内高速发展,大储占比超93%

强制配储带动国内储能高速增长,大储在国内储能装机中占据主导地位。根据BNEF,2021年中国新增装机 为2.5GW/4.6GWh,分别同比+82%/+88%,从功率看,中国占全球新增的25%。根据CNESA,2022年我 国电源侧、电网侧储能占当期储能装机的93%,大储在我国储能市场中占据着重要地位。

分季度看,2022Q2储能装机增速较快。从中国新增新型储能装机看,2022Q1-3新增储能装机934MW/ 1911MWh,其中Q2环比增速超过100%,二季度装机增速迅猛,Q3新增344MW/568MWh,环比增速略 有下降但整体装机仍保持在较高水平。

储能招标提速明显,风光基地贡献增量

国内市场政策仍是核心驱动力,2022年6月起大储招标提速明显。储能作为大型地面电站配套建设,在降本 短期难以满足的情况下,当前经济性仍不足,政策仍是项目开发核心驱动力。2022年6月来随着系列政策的 落地,大储经济性有所好转,项目招标随之加速启动。根据我们不完全统计,2022年公开招标达41.6GWh, 随2023年地面光伏需求启动,我们预计储能招标和安装将逐步加速。

招标容量分布区域来看,风光大基地集中区域占比较大。分区域看,新疆、内蒙古、山东、宁夏等地招标量 占比较高。这是由于目前大储主要与新能源电站配套建设,且大储占据了新增装机主流,因而这些风光基地 集中的地区提供了大部分储能招标量。

储能中标同比高增,EPC价格提升明显

中标容量时间分布与招标同步变化,2022年6月后提速明显。随着2022年以来国内大储项目招标量的井喷 式增长,尤其是2022年6月来的快速提速,中标项目随之加速提升。据我们不完全统计,2022年公开中标 项目达43.5GWh。

EPC单价提升明显,储能设备及储能系统基本维持稳定。受电芯涨价、IGBT短缺等因素影响,2022年大储 项目中标均价呈波动上升态势。EPC中标单价波动较大,12月均价2.64元/Wh,增长明显,储能设备价格均 价为1.27元/Wh,储能系统12月价格上升明显,12月价格升至1.23元/Wh左右。

共享储能模式发展优势突出

储能涨价使得电站收益率下降,刺激独立/共享储能模式发展。国内是强制配储,独立/共享储能的模式将得 以推广。共享储能指以电网为纽带,将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网的优化配 置,交由电网进行统一协调,推动源网荷各端储能能力全面释放。

共享储能优势突出:1)满足强配要求:强制配储的要求可通过租赁方式完成,电站的初始投资成本降低;2) 规模化降本:规模化建设是有利于降低成本,第三方独立储能运营商得以发展;3)参与调度:更加集中参与 电网调峰调频、回收弃电等服务,提高储能使用率和收益率。

PART4 全球:中美欧三大市场齐爆发,储能迎最好时代

装机:2021年全球电化学装机爆发,新增10GW/22GWh

全球电化学储能装机持续增长,新增10GW/22GWh:2021年全球新增电化学储能10GW/22GWh,同比 +105%,主要得益于美国(新增4GW/10.9GWh,同比+341%)和中国(新增2.5GW/4.6GWh,同比 +88%)储能市场的爆发。截至2021年底全球已投运电化学储能累计装机26.9GW/55.4GWh,同比+66%。

分结构来看,2021年全球新增电化学储能项目在大型储能(可再生能源并网+调峰)的装机占比最大,达到 71%,分布式储能(户用+工商业)装机占比25%,辅助服务装机占比升至18%。核心市场是户储和大储。

2023年全球储能空间达 120GWh,22-25年装 机CAGR=98.8%

全球电化学储能装机量持续增长,得益于美国 与中国大储需求爆发,我们预计2023年全球大 储新增装机量为51.4GWh,同比提升178%; 2023年工商业储能市场中国与欧洲贡献主要增 量,全球新增装机量达3.36GWh,同比提升 120%;欧洲户储需求爆发,叠加其他新兴市场, 2023年全球户储新增需求达38.17GWh,同比 提升104%。综上,我们预计2023年全球储能 市 场 总 需 求 为 120 G W h , 对 应 出 货 量 为 255GWh,装机/出货同增134%/103%,到 2025年装机/出货需求为402GWh/709GWh, 2022-2025年装机/出货CAGR为98.8%/78.0%。

电芯格局:宁德时代一骑绝尘,各路玩家扩产在即

电池厂商加速布局,预计2023年紧缺有所缓解,宁德时代优势明显。根据我们的测算,预计2023年储能行业 需求达250-260gwh左右,我们预计2022-2023年全球储能电芯出货142/330GWh,同增131%/133%;其中 ,宁德时代为最大电芯供应商,我们预计宁德时代2022-2023年出货50/100GWh,同增199%/100%,占比 35%/30%,储能电池考验电池厂的大规模生产能力、安全性能、循环寿命等一系列指标,我们认为行业有望 进一步向头部集中。

逆变器格局:大储注重质量与服务,户用区域性分化严重

大储逆变器注重产品质量、服务、粘性较高。国产品牌凭借着性价比优势,市占率加速提升,其中盛弘股份 PCS逐渐规模化,我们预计2022年出货约1.2GW,同比翻倍以上增长;海外市场中Power Electronics、和 具有项目集成能力的SMA、Tesla凭借本土渠道与服务优势,占比较高。

户储逆变器区域性特征较强,厂商间竞争激烈。美国市场倾向于一体机或同品牌的逆变器+电池,对品牌认 知度要求高,欧洲单相和三相市场格局差异较大,进入难度较低,但对逆变器厂商渠道和产品适配性要求高 ,厂商间竞争激励。龙头户储逆变器厂商出货均高速增长。2022年年初以来,户储需求旺盛,国产品牌出货 持续高增,我们预计2022年阳光出货12-13万台,S锦浪科技(sz300763)S 出货20-25万台,翻6-9倍增长,S固德威(sh688390)S 出货20-25万 台,翻3-5倍增长,S德业股份(sh605117)S 出货30万台,翻4-5倍增长,S盛弘股份(sz300693)S 出货1.2GW,翻倍以上增长,禾迈出货0.1-0.2万 台,昱能出货0.1-0.3万台,S科士达(sz002518)S 通过一体机形式出货1.3万套。

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