儲(chǔ)能行業(yè)專(zhuān)題報(bào)告-風(fēng)光水長(zhǎng)儲(chǔ)能迢迢

儲(chǔ)能行業(yè)專(zhuān)題報(bào)告：風(fēng)光水長(zhǎng)，儲(chǔ)能迢迢

國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能：政策加持引規(guī)?；l(fā)展，消納需求促多技術(shù)并舉“雙碳”發(fā)展立足新型電力系統(tǒng)建設(shè)，新能源轉(zhuǎn)型催化儲(chǔ)能成長(zhǎng)空間新型電力系統(tǒng)建設(shè)需“源網(wǎng)荷儲(chǔ)”一體化發(fā)展，儲(chǔ)能是各環(huán)節(jié)的蓄水池、壓艙石。在雙碳目標(biāo)的指引下，以及技術(shù)不斷推動(dòng)成本下降的趨勢(shì)下，可再生能源的滲透率不斷提升。國(guó)家能源局的數(shù)據(jù)顯示，2022年1-11月，國(guó)內(nèi)太陽(yáng)能發(fā)電新增裝機(jī)65.46GW，累計(jì)裝機(jī)達(dá)到372.02GW；國(guó)內(nèi)風(fēng)電累計(jì)新增裝機(jī)22.48GW，累計(jì)裝機(jī)達(dá)到350.96GW。其中，太陽(yáng)能發(fā)電、風(fēng)電占國(guó)內(nèi)總體電源裝機(jī)規(guī)模比例分別達(dá)到14.82%/13.98%，新能源累計(jì)發(fā)電裝機(jī)容量占比達(dá)到28.8%。在新型電力系統(tǒng)發(fā)展過(guò)程中，要求電力供給結(jié)構(gòu)從以化石能源發(fā)電為主體向新能源提供可靠電力支撐轉(zhuǎn)變，同時(shí)，系統(tǒng)形態(tài)由“源網(wǎng)荷”三要素向“源網(wǎng)荷儲(chǔ)”四要素轉(zhuǎn)變。儲(chǔ)能的多場(chǎng)景應(yīng)用，既是短期支撐電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型、維持運(yùn)行安全的重要手段，也是未來(lái)系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)完全脫碳的核心手段和“蓄水池”。2023年1月6日，國(guó)家能源局組織有關(guān)單位編制了《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍(lán)皮書(shū)（征求意見(jiàn)稿）》，并向社會(huì)公開(kāi)征求意見(jiàn)——結(jié)合“雙碳”目標(biāo)“兩步走”安排，《藍(lán)皮書(shū)（征求意見(jiàn)稿）》提出新型電力系統(tǒng)構(gòu)建以2030年、2045年、2060年為重要時(shí)間節(jié)點(diǎn)，分別實(shí)現(xiàn)加速轉(zhuǎn)型、總體形成、鞏固完善。其中，要求儲(chǔ)能側(cè)加速實(shí)現(xiàn)多場(chǎng)景多技術(shù)路線規(guī)模化發(fā)展，并提升不同時(shí)間尺度下對(duì)電力系統(tǒng)的支撐能力，對(duì)系統(tǒng)的平衡調(diào)節(jié)能力逐步從日內(nèi)，向日以上、乃至全周期擴(kuò)張。“雙碳”目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)、新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建，都要求儲(chǔ)能建設(shè)結(jié)合不同場(chǎng)景、不同時(shí)間尺度，加速商業(yè)化發(fā)展。2023年風(fēng)光裝機(jī)均有望提速，電力系統(tǒng)運(yùn)行壓力漸升多重因素疊加下，2022年我國(guó)部分地區(qū)電力供應(yīng)出現(xiàn)緊張形勢(shì)，保障電力供應(yīng)安全仍面臨挑戰(zhàn)。長(zhǎng)期來(lái)看，我國(guó)電力需求仍維持穩(wěn)步增長(zhǎng)趨勢(shì)，尖峰負(fù)荷特征日益凸顯；而相應(yīng)的在供給側(cè)，新能源裝機(jī)比重持續(xù)增加，但還未能形成電力供應(yīng)的可靠替代，電力供應(yīng)安全形勢(shì)嚴(yán)峻。未來(lái)，伴隨新能源裝機(jī)比例的不斷提升，電力系統(tǒng)從“源網(wǎng)荷儲(chǔ)”一體化管理角度入手維護(hù)電力能源安全，儲(chǔ)能的作用不斷提升，配套應(yīng)用亦有望增加。2022年受疫情因素、光伏硅料價(jià)格等因素影響導(dǎo)致風(fēng)、光裝機(jī)較預(yù)期有所延后，但同時(shí)根據(jù)我們不完全統(tǒng)計(jì)，若不考慮框架招標(biāo)，2022年國(guó)內(nèi)風(fēng)機(jī)公開(kāi)市場(chǎng)招標(biāo)量達(dá)88GW左右（+~60%YoY），其中陸風(fēng)招標(biāo)量近約72GW（+~40%YoY），海風(fēng)招標(biāo)量超15GW

（+~360%YoY）；2022年1-11月上旬，國(guó)內(nèi)光伏組件招標(biāo)規(guī)模達(dá)120GW左右，較2021年全年招標(biāo)量增長(zhǎng)近3倍，為2023年裝機(jī)快速增長(zhǎng)進(jìn)一步奠定充足的項(xiàng)目基礎(chǔ)。光伏：硅料供應(yīng)短缺問(wèn)題將逐步緩解，2023年有效產(chǎn)能或達(dá)約150萬(wàn)噸，可滿足約450GW光伏裝機(jī)需求，在裝機(jī)需求負(fù)反饋機(jī)制下，硅料價(jià)格中樞總體有望溫和下降。而盡管高純石英砂供應(yīng)持續(xù)趨緊，但供需缺口非剛性，大概率也不會(huì)成為限制2023年裝機(jī)增長(zhǎng)的硬性瓶頸。受供應(yīng)鏈成本下降、項(xiàng)目收益率提升、技術(shù)進(jìn)步和支持政策加碼的共同刺激，預(yù)計(jì)2023年全球光伏裝機(jī)量有望繼續(xù)高增至350GW左右（國(guó)內(nèi)約140GW），同比增速約40%，且地面電站需求有望明顯復(fù)蘇，裝機(jī)占比或?qū)⒒厣ｏL(fēng)電：受疫情等因素影響，2022年部分風(fēng)電項(xiàng)目裝機(jī)將延后至2023年。2022年1-11月，國(guó)內(nèi)風(fēng)電新增并網(wǎng)量達(dá)22.52GW（-6.8%YoY），預(yù)計(jì)全年新增并網(wǎng)規(guī)模達(dá)40GW左右，同比或有所回落。這主要是由于疫情影響設(shè)備生產(chǎn)交付和項(xiàng)目現(xiàn)場(chǎng)吊裝節(jié)奏，同時(shí)疊加機(jī)型方案升級(jí)換代，以及部分項(xiàng)目場(chǎng)址審批周期拉長(zhǎng)影響。我們預(yù)計(jì)有10GW左右陸上風(fēng)電項(xiàng)目裝機(jī)將由于外部因素由2022年延至2023年，短期裝機(jī)需求低于預(yù)期或?yàn)?023年需求復(fù)蘇進(jìn)一步夯實(shí)基礎(chǔ)。隨著疫情影響逐步緩解，風(fēng)電經(jīng)濟(jì)性大幅提升，以及2022年部分延遲項(xiàng)目結(jié)轉(zhuǎn)，2023年國(guó)內(nèi)風(fēng)電裝機(jī)有望顯著復(fù)蘇，預(yù)計(jì)總裝機(jī)量將達(dá)80GW左右，其中海上風(fēng)電裝機(jī)有望實(shí)現(xiàn)翻倍增長(zhǎng)至10GW以上，且2023-25年海風(fēng)裝機(jī)仍有望維持約40%的較高CAGR。在當(dāng)前時(shí)點(diǎn)，從新能源并網(wǎng)配儲(chǔ)、到對(duì)應(yīng)電力系統(tǒng)擴(kuò)大調(diào)峰調(diào)頻壓力，直接對(duì)儲(chǔ)能需求產(chǎn)生核心驅(qū)動(dòng)；預(yù)期2023年國(guó)內(nèi)新能源裝機(jī)增長(zhǎng)提速，對(duì)儲(chǔ)能需求擴(kuò)張將有望帶來(lái)放大效應(yīng)，直接推動(dòng)國(guó)內(nèi)泛儲(chǔ)能需求（抽水蓄能、新型儲(chǔ)能及靈活性火電資源）規(guī)劃、招采與建設(shè)提速。國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能快速發(fā)展，2022年規(guī)劃與建設(shè)規(guī)模持續(xù)擴(kuò)張新能源消納產(chǎn)生直接儲(chǔ)電需求，并強(qiáng)化調(diào)峰調(diào)頻要求。隨著電力系統(tǒng)脫碳進(jìn)程加速，風(fēng)電、光伏等高不確定性可再生能源裝機(jī)及占比將不斷提升，但其出力的不穩(wěn)定使得電力系統(tǒng)在調(diào)峰調(diào)頻等方面面臨重大挑戰(zhàn)。2021年7月，國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局印發(fā)

《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購(gòu)買(mǎi)調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，從國(guó)家層面確認(rèn)儲(chǔ)能在新能源領(lǐng)域的重要地位。根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)顯示，截至2021年，國(guó)內(nèi)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)46.1GW

（同比增長(zhǎng)29.5%）；其中，抽水蓄能39.8GW（占比86.3%），自2017年儲(chǔ)能分項(xiàng)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)以來(lái)其功率占比從最高的99.0%持續(xù)下降；電化學(xué)儲(chǔ)能5.6GW（占比12.1%），持續(xù)實(shí)現(xiàn)超越行業(yè)的增長(zhǎng)。截至2022年前三季度，國(guó)內(nèi)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)進(jìn)一步提升至50.3GW（同比增長(zhǎng)36.0%），抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模分別達(dá)到43.1/6.6GW，分別占比85.6%/13.2%。結(jié)合2022年下半年逐月電力儲(chǔ)能項(xiàng)目數(shù)據(jù)變動(dòng)，我們可以發(fā)現(xiàn)：

其一，國(guó)內(nèi)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目?jī)?chǔ)備快速提升，為行業(yè)未來(lái)增長(zhǎng)奠定了基礎(chǔ)。2022年7-12月，國(guó)內(nèi)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)新增數(shù)量超1000項(xiàng)（含規(guī)劃、建設(shè)和運(yùn)行），累計(jì)新增總功率規(guī)模近300GW；其中，新型項(xiàng)目功率規(guī)模約70GW，容量規(guī)模168GWh，平均備電時(shí)長(zhǎng)約2.4h。其二，鋰離子電池為主，長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能技術(shù)加速發(fā)展。從技術(shù)路線層面來(lái)看，2022年下半年新增新型儲(chǔ)能項(xiàng)目中鋰離子電池為主，功率規(guī)模占比約87%，平均備電時(shí)長(zhǎng)2.16h。此外，長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能技術(shù)的項(xiàng)目規(guī)模開(kāi)始逐步呈現(xiàn)“穩(wěn)定釋放，多技術(shù)并行”的特點(diǎn)：7-12月跟蹤到的長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能項(xiàng)目中，壓縮空氣、儲(chǔ)熱、液流電池項(xiàng)目（含規(guī)劃、建設(shè)和運(yùn)行）功率規(guī)模分別為7.0/0.7/0.9GW。其三，電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能與電源配儲(chǔ)為主，用戶側(cè)工商業(yè)占比逐漸提升。從應(yīng)用場(chǎng)景來(lái)看，新型儲(chǔ)能項(xiàng)目主要集中于電網(wǎng)側(cè)（100%為獨(dú)立儲(chǔ)能）與電源側(cè)配儲(chǔ)（95%為新能源

配儲(chǔ)）。用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目功率規(guī)模占比仍較低，但其中工業(yè)項(xiàng)目占比逐步穩(wěn)定在50%以上。其四，備電時(shí)長(zhǎng)持續(xù)提升。從新型儲(chǔ)能項(xiàng)目的招標(biāo)數(shù)據(jù)來(lái)看，EPC總承包與儲(chǔ)能系統(tǒng)的備電時(shí)長(zhǎng)均呈現(xiàn)震蕩上行趨勢(shì)；2022年12月，EPC總承包項(xiàng)目平均備電時(shí)長(zhǎng)為2.59h，儲(chǔ)能系統(tǒng)項(xiàng)目平均備電時(shí)長(zhǎng)為2.69h。其五，中標(biāo)價(jià)格整體平穩(wěn)。2022年下半年，儲(chǔ)能系統(tǒng)中標(biāo)單價(jià)區(qū)間為1.36~1.95元/Wh，EPC總承包中標(biāo)單價(jià)區(qū)間為1.39~3.54元/Wh；12月備電時(shí)長(zhǎng)2h的儲(chǔ)能系統(tǒng)及EPC總承包中標(biāo)價(jià)格均價(jià)有小幅翹尾。國(guó)內(nèi)政策立足新能源配儲(chǔ)與電價(jià)改革，加速儲(chǔ)能商業(yè)化發(fā)展國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能政策密集出臺(tái)，發(fā)電側(cè)配儲(chǔ)要求明確，電價(jià)政策利好商業(yè)模式。各地政府對(duì)

“雙碳”目標(biāo)響應(yīng)積極，在推動(dòng)風(fēng)電、光伏發(fā)展的同時(shí)，配套儲(chǔ)能規(guī)劃也陸續(xù)出臺(tái)。2021年7月國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)》，明確到2025年國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模達(dá)到30GW以上。此后，國(guó)家能源局等多部委印發(fā)多條儲(chǔ)能相關(guān)新能源政策，明確儲(chǔ)能市場(chǎng)、配置比例，確定“十四五”期間新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案。我國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)日趨完善，集中式電站配儲(chǔ)已成定勢(shì)，未來(lái)分布式電站有望相應(yīng)配儲(chǔ)。隨著“十四五”風(fēng)光裝機(jī)容量的擴(kuò)大，預(yù)計(jì)各地的儲(chǔ)能保障政策會(huì)進(jìn)一步擴(kuò)容，推動(dòng)儲(chǔ)能規(guī)模的擴(kuò)張和行業(yè)發(fā)展。2022年11月25日，國(guó)家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場(chǎng)基本規(guī)則（征求意見(jiàn)稿）》、《電力現(xiàn)貨市場(chǎng)監(jiān)管辦法（征求意見(jiàn)稿）》，提出“推動(dòng)儲(chǔ)能、分布式發(fā)電、負(fù)荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網(wǎng)等新興市場(chǎng)主體參與交易”，伴隨電力現(xiàn)貨交易、分時(shí)電價(jià)、容量電價(jià)的逐步落地，儲(chǔ)能商業(yè)模式日漸清晰。各地區(qū)逐步明確風(fēng)光配儲(chǔ)要求，推動(dòng)發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展。隨著國(guó)家多部委的儲(chǔ)能政策出臺(tái)和持續(xù)細(xì)化，各地方政府也在積極響應(yīng)和明確新增發(fā)電項(xiàng)目的強(qiáng)制性配儲(chǔ)要求，配儲(chǔ)比例在5%-10%，配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)為2-4小時(shí)。除少數(shù)省份為部分項(xiàng)目配儲(chǔ)和鼓勵(lì)性配儲(chǔ)要求之外，90%以上的地區(qū)都提出強(qiáng)制性配儲(chǔ)要求。現(xiàn)實(shí)需求和政策推動(dòng)是未來(lái)幾年國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)的主要驅(qū)動(dòng)因素。峰谷價(jià)差拉大，部分區(qū)域盈利模式趨于清晰對(duì)于一般工商業(yè)用戶而言，利用儲(chǔ)能設(shè)備在電價(jià)較低時(shí)充電、在電價(jià)高時(shí)放電的峰谷電價(jià)套利是主要驅(qū)動(dòng)力之一。伴隨電力系統(tǒng)“雙高”特性愈發(fā)明顯，分時(shí)電價(jià)政策下峰谷價(jià)差持續(xù)拉大，為用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性提升提供了重要支撐。結(jié)合CNESA對(duì)各地2022年一般工商業(yè)10kV最大峰谷價(jià)差平均值的統(tǒng)計(jì)，國(guó)內(nèi)31個(gè)典型省市的總體平均價(jià)差為0.7元/kWh，其中共有16個(gè)省市位于均值以上，最高的廣東?。ㄖ槿俏迨校┓骞葍r(jià)差平均值為1.259元/kWh。未來(lái)隨著電力系統(tǒng)日內(nèi)波動(dòng)放大，峰谷電價(jià)差有望隨著膨脹，用戶側(cè)儲(chǔ)能回收期在電價(jià)差拉大、儲(chǔ)能系統(tǒng)成本下降等因素作用下，有望持續(xù)縮短。新能源消納聚焦國(guó)內(nèi)不同時(shí)間尺度與規(guī)模的需求差異用戶負(fù)荷、風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電等不確定性使得電力系統(tǒng)為維持功率平衡存在較大困難，需要在分鐘級(jí)、小時(shí)級(jí)、日級(jí)、季度級(jí)乃至年度級(jí)等多時(shí)間尺度上預(yù)先規(guī)劃以保證電力系統(tǒng)靈活性。針對(duì)不同的功能，所需的儲(chǔ)能系統(tǒng)持續(xù)時(shí)長(zhǎng)存在顯著差異——短持續(xù)時(shí)間儲(chǔ)能一般側(cè)重于保證電力系統(tǒng)在瞬時(shí)擾動(dòng)下保持平衡等電網(wǎng)安全性問(wèn)題，而長(zhǎng)持續(xù)時(shí)間儲(chǔ)能一般側(cè)重于實(shí)現(xiàn)峰谷時(shí)期供需匹配等經(jīng)濟(jì)性問(wèn)題。從技術(shù)維度來(lái)看，目前，鋰電性?xún)r(jià)比與靈活度優(yōu)勢(shì)凸顯，長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能背靠政策與場(chǎng)景驅(qū)動(dòng)。而且，考慮到國(guó)內(nèi)電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型同時(shí)從“大基地+大電網(wǎng)”和“分散式電源+分布式智能電網(wǎng)”雙線并行，兩種模式下產(chǎn)生了當(dāng)下不同的技術(shù)路線、解決方案偏好。前者重點(diǎn)在國(guó)內(nèi)“十四五”期間約450GW風(fēng)光大基地的基礎(chǔ)上，配置靈活性資源；扣除前兩批大基地中較多配置在原有大基地及特高壓外輸通道周?chē)Ｓ囡L(fēng)光大基地結(jié)合目前已落地項(xiàng)目來(lái)看，主靈活性資源一般會(huì)結(jié)合當(dāng)?shù)刭Y源條件選擇靈活性火電或抽水蓄能電站，并補(bǔ)充一定的鋰電儲(chǔ)能電站及光熱（熔鹽儲(chǔ)熱）電站。后者考慮分布式系統(tǒng)對(duì)靈活布點(diǎn)、項(xiàng)目規(guī)模的需求差異，多以電化學(xué)儲(chǔ)能電站為主。新能源滲透率快速提升，疊加其出力的不穩(wěn)定性，推升儲(chǔ)能市場(chǎng)需求，電力系統(tǒng)的儲(chǔ)能應(yīng)用存在多種時(shí)間尺度需求，長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能（一般指4h以上）成為儲(chǔ)能發(fā)展的重要方向，在電力系統(tǒng)中具備多種優(yōu)勢(shì)——長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能具備提升新能源消納能力、替代傳統(tǒng)發(fā)電方式的潛力，可以為電網(wǎng)提供充足的靈活性資源，可有效降低電網(wǎng)運(yùn)行成本，具備更強(qiáng)的峰谷套利和市場(chǎng)盈利潛力。“十四五”期間，我國(guó)長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能市場(chǎng)的發(fā)展有望保持“多路線并舉、能源規(guī)劃托底、優(yōu)勢(shì)場(chǎng)景催化”的發(fā)展特點(diǎn)，其中優(yōu)勢(shì)場(chǎng)景領(lǐng)域目前看以配套風(fēng)光大基地調(diào)峰和區(qū)域電網(wǎng)調(diào)峰為主。從政策規(guī)劃帶動(dòng)與應(yīng)用場(chǎng)景增長(zhǎng)兩個(gè)維度來(lái)看，我們主要看好四種主要技術(shù)在2023-2025年實(shí)現(xiàn)加速發(fā)展：（1）抽水蓄能：國(guó)家能源局已發(fā)布中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃，2025年/2030年裝機(jī)規(guī)模預(yù)計(jì)達(dá)到62/120GW；（2）壓縮空氣：發(fā)展規(guī)劃持續(xù)儲(chǔ)備，近期大型示范項(xiàng)目批量落地，預(yù)計(jì)“十四五”期間裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到10GW級(jí)別；（3）熔鹽儲(chǔ)能：

逐步成為西北區(qū)域風(fēng)光大基地調(diào)峰資源的有利補(bǔ)充，商業(yè)模式率先清晰；（4）全釩液流電池：系統(tǒng)成本快速下降，儲(chǔ)備招標(biāo)不斷釋放。綜合以上對(duì)應(yīng)用場(chǎng)景、技術(shù)路線的判斷，結(jié)合2023年國(guó)內(nèi)風(fēng)電、光伏新增裝機(jī)預(yù)期和廣義配儲(chǔ)功率比例提升假設(shè)，我們預(yù)計(jì)國(guó)內(nèi)2023年儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到23GW（同比增長(zhǎng)約80%）；其中，新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到約13GW，預(yù)計(jì)平均備電時(shí)長(zhǎng)約2.5h，總裝機(jī)容量規(guī)模超30GWh。海外儲(chǔ)能：歐洲戶儲(chǔ)滲透率提升，美國(guó)大儲(chǔ)放量在即歐洲高電價(jià)加速戶儲(chǔ)裝機(jī)，滲透仍有較大提升空間俄烏沖突加劇能源緊張局勢(shì)，高電價(jià)驅(qū)動(dòng)海外戶用裝機(jī)熱情。近兩年來(lái)，受海外經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇和可再生能源供應(yīng)乏力等因素影響，天然氣價(jià)格已走出一波上漲趨勢(shì)。進(jìn)入2022年，俄烏沖突所引發(fā)的天然氣斷供，進(jìn)一步推升歐洲天然氣價(jià)格，進(jìn)而使得歐洲電價(jià)進(jìn)一步飆升，成為歐洲戶儲(chǔ)裝機(jī)高增的催化劑之一?？紤]到未來(lái)一年歐洲天然氣供給情況，未來(lái)一年歐洲天然氣價(jià)格中樞較難回落至2021年前水平。歐盟委員會(huì)2022年5月18日通過(guò)REPowerEU議案，2030年可再生能源目標(biāo)由之前的40%提高到45%，同時(shí)，光伏裝機(jī)目標(biāo)再次提高，2025年歐盟累計(jì)光伏裝機(jī)規(guī)模要超過(guò)320GW，相比2021年底裝機(jī)量實(shí)現(xiàn)翻倍，2030底年累計(jì)裝機(jī)規(guī)模目標(biāo)約600GW，是目前裝機(jī)量的兩倍之多。2021年全球光伏配儲(chǔ)滲透率不足6%，歐洲滲透率增速最快，但仍有大幅提升空間。根據(jù)IHS和IEA統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)計(jì)算，全球累計(jì)光伏配儲(chǔ)比例逐年上升；經(jīng)我們測(cè)算全球戶用光伏配儲(chǔ)滲透率到2021年已經(jīng)達(dá)到了5.7%，仍然較低。分區(qū)域來(lái)看，目前僅有意大利和德國(guó)等歐洲地區(qū)滲透率達(dá)到了10%以上，其中德國(guó)的滲透率超過(guò)了20%。不過(guò)從全球范圍內(nèi)可以看出，包括美國(guó)、澳洲等在內(nèi)的多個(gè)國(guó)家，其光伏配儲(chǔ)滲透率仍不足10%，全球戶儲(chǔ)滲透率仍有很大的提升空間。歐洲高電價(jià)模式下，戶用光儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性提升。用戶側(cè)，從現(xiàn)實(shí)需求來(lái)看，儲(chǔ)能可幫助用戶“削峰填谷”，節(jié)省用電成本，有利于電力系統(tǒng)均衡供應(yīng)電力，降低生產(chǎn)成本，并避免部分發(fā)電機(jī)組頻繁啟停造成的巨大損耗等問(wèn)題，從而保證電力系統(tǒng)的安全與穩(wěn)定。除此之外，儲(chǔ)能系統(tǒng)還可以幫助用戶降低停電風(fēng)險(xiǎn)、提高電能質(zhì)量、降低容量電費(fèi)、參與需求側(cè)響應(yīng)等，發(fā)揮多重價(jià)值。極端天氣和老舊的電力設(shè)施造成海外電力系統(tǒng)在根本上無(wú)法確保“可靠性”，啟動(dòng)相關(guān)電網(wǎng)基建計(jì)劃仍需時(shí)間，因此戶用光儲(chǔ)在經(jīng)濟(jì)性上的考量逐漸減弱，但是未來(lái)經(jīng)濟(jì)性仍有看點(diǎn)。戶用光伏承擔(dān)發(fā)電功能，但發(fā)電與用電高峰不匹配問(wèn)題顯著，儲(chǔ)能系統(tǒng)是家庭實(shí)現(xiàn)電力“自消費(fèi)”的關(guān)鍵。從歐洲政策趨勢(shì)來(lái)看，對(duì)戶儲(chǔ)推動(dòng)作用的政策主要是“凈記費(fèi)”政策、投資補(bǔ)貼或稅收減免。德國(guó)、英國(guó)等為代表的“凈記費(fèi)”政策導(dǎo)致的用戶用電和上網(wǎng)電價(jià)之間差異持續(xù)拉大，對(duì)投資光儲(chǔ)一體化迫切性明顯提升。為了測(cè)算歐洲戶用光伏+儲(chǔ)能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性，我們做出以下幾項(xiàng)核心假設(shè)：1）假設(shè)居民日均用電20KWh，居民電價(jià)為0.327歐元/KWh，歐洲主流FIT上網(wǎng)電價(jià)為0.037歐元/KWh；2）假設(shè)戶用光伏（3KW）造價(jià)2000歐元，光伏日均利用5小時(shí)，發(fā)電自用率21%；

3）假設(shè)戶用儲(chǔ)能功率為10KWh造價(jià)為4000歐元，使用年限為10年，安裝儲(chǔ)能設(shè)備后居民發(fā)電自用率為80%?！肮夥?儲(chǔ)能”模式在歐洲具備良好經(jīng)濟(jì)性。按照無(wú)光伏、光伏無(wú)儲(chǔ)能及光伏+儲(chǔ)能三種情況，最終測(cè)算結(jié)果如下：1）居民未配備光伏、儲(chǔ)能設(shè)備，所有用電均按照標(biāo)準(zhǔn)電費(fèi)繳納，年均電費(fèi)支出2387.1歐元，10年期電費(fèi)支出約23871歐元；2）居民配備光伏但無(wú)儲(chǔ)能，支出包括光伏系統(tǒng)和電費(fèi)支出，使用自發(fā)電比例為21%，10年期節(jié)省電費(fèi)7649.4歐元；3）居民配備光伏+儲(chǔ)能，支出部分有電費(fèi)支出和購(gòu)買(mǎi)光伏、儲(chǔ)能設(shè)備支出，儲(chǔ)能系統(tǒng)增加自發(fā)電量比例至80%，10年期節(jié)省電費(fèi)21522.8歐元。很顯然，在歐洲高電價(jià)情況下，居民選擇光伏+儲(chǔ)能，能提升自用電比例，能明顯節(jié)省電費(fèi)，具備良好的經(jīng)濟(jì)性。電價(jià)攀升+能源危機(jī)，推動(dòng)歐洲戶儲(chǔ)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性和配置意愿持續(xù)高漲。歐洲電價(jià)在近年來(lái)天然氣價(jià)格大幅上漲情況下持續(xù)攀升，推動(dòng)戶用光伏+儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性顯著增強(qiáng)。據(jù)BNEF統(tǒng)計(jì)，2021年歐洲戶儲(chǔ)項(xiàng)目新增規(guī)模達(dá)1.04GW/2.05GWh（+56%/+73%YoY）。而2022年俄烏沖突進(jìn)一步推升歐洲能源成本行至高位，且能源危機(jī)背景下歐洲居民配套光儲(chǔ)系統(tǒng)積極性空前高漲，儲(chǔ)能滲透率快速提升，為未來(lái)幾年戶儲(chǔ)行業(yè)奠定高景氣基調(diào)。在以歐洲為主要戶儲(chǔ)市場(chǎng)的高增長(zhǎng)支撐下，GGII預(yù)計(jì)全球戶儲(chǔ)市場(chǎng)容量將由2021年的6.4GWh大幅增至2025年的100GWh。高電價(jià)與IRA政策凸顯經(jīng)濟(jì)性，美國(guó)儲(chǔ)能持續(xù)高景氣美國(guó)是全球大儲(chǔ)另一主力市場(chǎng)，儲(chǔ)能裝機(jī)表現(xiàn)亮眼。美國(guó)是全球規(guī)模最大、成長(zhǎng)最快的儲(chǔ)能市場(chǎng)之一，2021年新增儲(chǔ)能裝機(jī)3.5GW/10.5GWh，2016-2021年復(fù)合增速達(dá)96.5%。截至2022年二季度末，美國(guó)在運(yùn)行中的電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)共計(jì)6.47GW，在建的電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目14.50GW/36.20GWh，儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)火熱。美國(guó)儲(chǔ)能裝機(jī)以大儲(chǔ)為主，大儲(chǔ)裝機(jī)占2021年全美裝機(jī)容量的79%。WoodMackenzie預(yù)測(cè)，2023年全美大儲(chǔ)市場(chǎng)規(guī)模超過(guò)50億美元。據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)，2021年全球新增投運(yùn)的新型電力儲(chǔ)能項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模達(dá)10.2GW，yoy+117%。美國(guó)、中國(guó)、歐洲分別占34%/24%/22%。根據(jù)Woodmac數(shù)據(jù)，2022年上半年美國(guó)表前儲(chǔ)能新增裝機(jī)5.01GWh，同比增長(zhǎng)211.6%。2022年，美國(guó)對(duì)中國(guó)企業(yè)在東南亞的組件產(chǎn)品實(shí)行反規(guī)避調(diào)查，使得當(dāng)?shù)刂袊?guó)企業(yè)組件產(chǎn)品對(duì)美出口形成了嚴(yán)重的障礙，多數(shù)配套光伏建設(shè)的儲(chǔ)能項(xiàng)目被迫延期。伴隨2022年10月14日美國(guó)暫停對(duì)太陽(yáng)能電池和組件征收的所有反傾銷(xiāo)或反補(bǔ)貼稅，美國(guó)積壓的表前儲(chǔ)能需求有望快速釋放。2021年美國(guó)儲(chǔ)能新增裝機(jī)達(dá)3.5GW/10.5GWh（同比增長(zhǎng)204%）。22H1儲(chǔ)能新增裝機(jī)達(dá)2.1GW/5.5GWh。表前增速最快（括號(hào)里面為MW增速/MWh增速）：表前（212%/137%）>用戶側(cè)

（67%/36%）>工商業(yè)（-24%/-1%）。獨(dú)立儲(chǔ)能和小型儲(chǔ)能項(xiàng)目受益頗深，1MW以上項(xiàng)目或?qū)⒂瓉?lái)?yè)屟b潮。獨(dú)立儲(chǔ)能首次獲得抵免資格：過(guò)去為了具備ITC獲取資格，儲(chǔ)能項(xiàng)目必須與光伏發(fā)電項(xiàng)目配對(duì)，IRA法案使儲(chǔ)能擺脫太陽(yáng)能配對(duì)限制，二者“發(fā)展途徑”脫鉤，降低了儲(chǔ)能項(xiàng)目的建設(shè)成本和時(shí)間，利好獨(dú)立儲(chǔ)能的發(fā)展。小型儲(chǔ)能項(xiàng)目補(bǔ)貼力度大幅提升：根據(jù)原ITC政策，戶用儲(chǔ)能項(xiàng)目的稅收抵免額度將在2024年取消，工商業(yè)儲(chǔ)能及表前儲(chǔ)能項(xiàng)目則降至10%；IRA法案通過(guò)后，戶儲(chǔ)抵免額度可達(dá)30%~40%，小型的工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目及滿足條件的表前儲(chǔ)能項(xiàng)目抵免額度則在30%~80%不等，較之前顯著提升，有望刺激需求高速增長(zhǎng)。與國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)裝機(jī)由強(qiáng)配政策驅(qū)動(dòng)的情形不同，美國(guó)電力現(xiàn)貨以及輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制相對(duì)更為成熟，大儲(chǔ)項(xiàng)目已實(shí)現(xiàn)一定的經(jīng)濟(jì)性。現(xiàn)階段，美國(guó)新能源配儲(chǔ)項(xiàng)目主要可通過(guò)獲取更高的PPA協(xié)議電價(jià)獲益，而獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目可通過(guò)現(xiàn)貨市場(chǎng)套利、輔助服務(wù)等模式獲得收益。2022年8月，美國(guó)新推出的《降低通脹法案》（IRA）將光伏ITC期限延長(zhǎng)10年，稅收減免由26%提升到30%，并將獨(dú)立儲(chǔ)能納入ITC，對(duì)大儲(chǔ)、特別是獨(dú)立儲(chǔ)能模式運(yùn)營(yíng)的項(xiàng)目形成有