报告 | 各国储能市场处于什么发展阶段,何时爆发?
发布者:admin | 来源:长江证券 | 0评论 | 1086查看 | 2021-10-28 14:26:53    

长江证券认为:对于驱动储能行业增长的核心要素排序,好的商业模式比系统价格下降更为重要,储能项目与光伏、风电项目具有高度相似性,一是初始投资大、运维成本低,二是回报周期长,且投资属性下对IRR的敏感度高。


对于此类投资,最为重要的是在相对清晰的现金流预期下,具备投资的经济性。储能的成本,是充放电一次的成本;储能的收益,取决于商业模式。


以下分别为美国、欧洲及中国储能市场发展现状:


美国:2020H2迈入爆发期,2021年延续高增


美国市场在2020H1前比较平淡,住宅需求占比较高,2020H2以来进入爆发式增长阶段,拉动2020年增速超过200%,2021年增速有望保持在200%左右,装机容量从2020年的3.5GWh,增长至2021年的10GWh以上,且将呈现电源侧、住宅需求共振的状态。


电源侧PPA模式,实现“可预见+高收益”。PPA模式是指电力用户(通常是企业)与发电厂直接签署电力采购合同,通常会约定期限、电量、电价(含绿证价格)等细则,成为电力买卖与银行融资的基础,PPA模式的核心特征,一是电价确定(固定/跟随通胀/上下限),二是有电力消纳的保障机制。


以前期招标的加州Eland项目为例,该项目光伏装机400MW,配套300MW*4h的储能,签订PPA为40美元/MWh,其中光伏PPA为20美元/kwh,该项目计划在2023年并网,目前美国储能项目投资额为310美元/kwh,考虑近些年的价格下降,预计该项目IRR比较可观。


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欧洲:住宅储能需求占据主导,电源侧有望发力


欧洲储能市场近两年保持稳定增长,2019年增速较低与英国市场2018年的抢装有关,核心驱动欧洲储能放量的户用市场增长持续性较强,德国是欧洲户用储能市场的领导者,近些年保持50%以上的复合增长。


此外意大利、英国、奥地利、瑞士等国家的增速也较快。过去几年欧洲电源侧市场的占比较低,未来有望成为重要的增量贡献。


高居民电价与FIT退坡,驱动储能需求。储能市场增长的核心驱动逻辑在于“可行的商业模式+可观的投资回报率”,对于户用储能而言,多数情况下所赚取的是“自用电价”与“补贴电价”的价差。


因而从全球来看:1)户用储能发展较好的地区往往是家庭电价较高的地区,例如德国、日本、意大利、英国等;2)伴随光伏补贴政策的退出,“自用电价”与“补贴电价”价差拉大,进而会催生户用储能需求的持续增长。


中国:用户侧先行,向电网、电源侧过渡


国内储能市场在2017年以前较为平淡,2018年在电网侧大规模投资带动下,呈现爆发式增长,装机功率突破600MW,对应容量接近900MWh;2019年5月,《输配电定价成本监审办法》出台,不允许储能设施成本纳入输配电价,进而导致电网侧投资热情下降,2019年国内亦出现下滑。2020年,多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件,推动国内储能市场二度向上。


拐点是商业模式,首要依赖于电力改革。发改委发布《加快推动新型储能发展的指导意见》:


1)允许储能同时参与各类电力市场,因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制;


2)包括电网侧独立储能电站容量电价机制,探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收,完善峰谷电价政策;


3)在竞争性配置、项目核准(备案)、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。


分时电价改革,用户侧发力,象征意义更强。


电源侧也是储能应用的重要场景,且具备内生的偏消费属性,用户侧峰谷价差需求空间,本质上取决于各地峰谷负荷错峰幅度,错峰幅度越大,削峰填谷的空间也越大;根据国家电网的数据,2019年日间功率波动超过10GW的地区包括山东、江苏、浙江、广东、四川等地,全国33个省市合计接近200GW。由此估算错峰需求所对应的储能潜在装机容量在240-480GWh。

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