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      報告 | 各國儲能市場處于什么發展階段,何時爆發?
      發布者:admin | 來源:長江證券 | 0評論 | 1069查看 | 2021-10-28 14:26:53    

      長江證券認為:對于驅動儲能行業增長的核心要素排序,好的商業模式比系統價格下降更為重要,儲能項目與光伏、風電項目具有高度相似性,一是初始投資大、運維成本低,二是回報周期長,且投資屬性下對IRR的敏感度高。


      對于此類投資,最為重要的是在相對清晰的現金流預期下,具備投資的經濟性。儲能的成本,是充放電一次的成本;儲能的收益,取決于商業模式。


      以下分別為美國、歐洲及中國儲能市場發展現狀:


      美國:2020H2邁入爆發期,2021年延續高增


      美國市場在2020H1前比較平淡,住宅需求占比較高,2020H2以來進入爆發式增長階段,拉動2020年增速超過200%,2021年增速有望保持在200%左右,裝機容量從2020年的3.5GWh,增長至2021年的10GWh以上,且將呈現電源側、住宅需求共振的狀態。


      電源側PPA模式,實現“可預見+高收益”。PPA模式是指電力用戶(通常是企業)與發電廠直接簽署電力采購合同,通常會約定期限、電量、電價(含綠證價格)等細則,成為電力買賣與銀行融資的基礎,PPA模式的核心特征,一是電價確定(固定/跟隨通脹/上下限),二是有電力消納的保障機制。


      以前期招標的加州Eland項目為例,該項目光伏裝機400MW,配套300MW*4h的儲能,簽訂PPA為40美元/MWh,其中光伏PPA為20美元/kwh,該項目計劃在2023年并網,目前美國儲能項目投資額為310美元/kwh,考慮近些年的價格下降,預計該項目IRR比較可觀。


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      歐洲:住宅儲能需求占據主導,電源側有望發力


      歐洲儲能市場近兩年保持穩定增長,2019年增速較低與英國市場2018年的搶裝有關,核心驅動歐洲儲能放量的戶用市場增長持續性較強,德國是歐洲戶用儲能市場的領導者,近些年保持50%以上的復合增長。


      此外意大利、英國、奧地利、瑞士等國家的增速也較快。過去幾年歐洲電源側市場的占比較低,未來有望成為重要的增量貢獻。


      高居民電價與FIT退坡,驅動儲能需求。儲能市場增長的核心驅動邏輯在于“可行的商業模式+可觀的投資回報率”,對于戶用儲能而言,多數情況下所賺取的是“自用電價”與“補貼電價”的價差。


      因而從全球來看:1)戶用儲能發展較好的地區往往是家庭電價較高的地區,例如德國、日本、意大利、英國等;2)伴隨光伏補貼政策的退出,“自用電價”與“補貼電價”價差拉大,進而會催生戶用儲能需求的持續增長。


      中國:用戶側先行,向電網、電源側過渡


      國內儲能市場在2017年以前較為平淡,2018年在電網側大規模投資帶動下,呈現爆發式增長,裝機功率突破600MW,對應容量接近900MWh;2019年5月,《輸配電定價成本監審辦法》出臺,不允許儲能設施成本納入輸配電價,進而導致電網側投資熱情下降,2019年國內亦出現下滑。2020年,多地出臺可再生能源項目在電源側配套儲能的政策文件,推動國內儲能市場二度向上。


      拐點是商業模式,首要依賴于電力改革。發改委發布《加快推動新型儲能發展的指導意見》:


      1)允許儲能同時參與各類電力市場,因地制宜建立完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制;


      2)包括電網側獨立儲能電站容量電價機制,探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收,完善峰谷電價政策;


      3)在競爭性配置、項目核準(備案)、并網時序、系統調度運行安排、保障利用小時數、電力輔助服務補償考核等方面給予適當傾斜。


      分時電價改革,用戶側發力,象征意義更強。


      電源側也是儲能應用的重要場景,且具備內生的偏消費屬性,用戶側峰谷價差需求空間,本質上取決于各地峰谷負荷錯峰幅度,錯峰幅度越大,削峰填谷的空間也越大;根據國家電網的數據,2019年日間功率波動超過10GW的地區包括山東、江蘇、浙江、廣東、四川等地,全國33個省市合計接近200GW。由此估算錯峰需求所對應的儲能潛在裝機容量在240-480GWh。

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