2023年我们预期中美风光装机高增长驱动表前配储需求，欧洲能源危机户用居民电价维持高位驱动表后需求、表前大储项目增长亦有望迎来高增速，我们看好2023年全球储能锂电池需求量达189GWh，同比增长超60%。
2023年全球储能需求有望同增60%+
我们认为全球储能发展的核心驱动力在于波动性可再生能源发电量增长增加电力系统不稳定性，催生对储能等灵活性资源的需求。
图表1：灵活性资源需求与VRE占比
资料来源：BP Energy，中金公司研究部
我们预期2023年全球风光装机迎来高增长。根据中金风光公用环保组预测，光伏方面，维持2022年全年国内装机100GW，海外装机130-140GW，全球230-240GW的判断不变。展望2023年，预期上游产业链降价刺激终端需求、美国海关政策逐步向好推动头部企业组件运量增加，全球需求有望同比增长40%-50%至近350GW；风电方面，在行业饱满招标量支撑下，预计2023年中国风电装机量将达到70-80GW，较 2022年同比增长约30%-40%。
图表2：我们预计2023年光伏风电装机量迎来高增长
资料来源：BNEF，风电行业协会，能源局，中金公司研究部
图表3：我们预期2023年全球储能需求有望达189GWh，同比增长超60%
资料来源：BNEF，中金公司研究部
中国：风光装机高增驱动表前大储，工商业经济性凸现
2021年中国储能装机量约4.6GWh，其中新能源配储装机量占比达96%。2021年我国储能装机容量约2.5GW，装机规模约4.6GWh，按应用场景划分，新能源配储占比达80%，大储能合计占比91%，工商业等表后侧储能装机占比约9%。
风光装机高增驱动表前储能需求
新能源强制配储政策有望驱动表前储能快速发展。2020年以来，因风光装机过高对电网产生较大冲击，部分省份开始探索并推进新能源发电的储能配套政策。截至目前，已有超20个省份提出新能源配储要求，其中14个省份为强制配置要求，多数地区要求配置储能比例在10%-20%，配置时长在2小时以上。
图表4：中国各省新能源配储政策（截至2022年11月）
资料来源：各省政府官网，中金公司研究部
2023年风光装机有望维持高增长。2022年上半年受疫情反复、上游原材料价格高企提升装机成本等影响，国内集中式光伏/风电仅分别实现装机量约11.2GW/12.9GW。而四季度光伏硅料产能批量投放价格回落有望驱动终端装机；风电项目2022年招标量创新高，我们预计装机量也有望于2023年逐步兑现。
► 光伏：硅料产能释放价格回落，经济性驱动终端装机，2023年国内光伏装机规模有望同增50%达60GW。
► 风电：行业招标创历史新高，预计中国2023年行业装机量将达到70-80GW，同比增长约30%-40%。
图表5：中国风光装机均有望在2023年迎来高增
资料来源：中电联，国家能源局，金风科技公告，中金公司研究部
表前储能的核心发展逻辑在于风光等波动性可再生能源装机占比提升。如我们在《储能，锂电的第二成长曲线已来临》所述，风光等波动性可再生能源装机占比提升将带来电力系统的不稳定性，需要储能等灵活性资源满足电网调节需求。因而表前储能装机的核心逻辑在于风电光伏装机量及发电量的提升，而政策端通过强制政策、价格疏导等手段可最终决定储能的应用场景与建设主体，如新能源场站的发电侧、电网侧，亦或是独立储能的新模式。
我们预计2023年中国表前储能装机近30GWh，同增126%。2023年风电光伏新增装机规模有望达135GW，同比增长47%。我们预计2023年新能源发电配套储能比例进一步提升至50%，储能功率配比提升至18%，配套小时数约2.3h，我们测算得2023年表前侧储能装机容量达27.9GWh，同比增长126%。
图表6：中国储能装机量预测
资料来源：BNEF，中金公司研究部
独立储能获利机制逐步理顺，表前大储经济性有望修复
政策明确独立储能市场地位，独立储能商业模式迎来发展机遇。目前新能源配储项目的盈利模式尚未清晰，储能利用小时数低，而独立共享储能一方面具备多种获利模式并提升储能利用率，同时可为新能源场站节省配储成本，在2022年以来迎来快速发展。
根据储能与电力市场数据统计，2022年1-10月已启动独立储能项目数量达231个，总规模34GW/70GWh，已进入EPC/设备招标、项目建设和投运等阶段的项目达110个，规模约10.9GW/21.7GWh。
图表7：独立储能项目进展统计（2022年1-10月，MWh）
资料来源：储能与电力市场，中金公司研究部
图表8：进入实质开发建设阶段的独立储能项目分布（2022年1-10月）
资料来源：储能与电力市场，中金公司研究部
目前独立共享储能主要盈利模式包括：1）容量租赁：多数省份对新能源项目配储具有强制要求，独立储能向新能源项目出租容量并收取租赁费。2）现货市场峰谷套利：在开展电力现货市场的省份，独立储能可参与电力现货市场进行峰谷套利。3）辅助服务：独立储能可参与调频等辅助服务，在未开展电力现货市场的省份也可参与调峰辅助服务获取调峰补偿。4）容量补偿：目前山东对参与电力现货市场的独立储能给予容量补偿。
工商业储能：峰谷价差持续拉大驱动经济性
工商业储能主要通过峰谷套利实现获利。我们假设工商业储能电池每天两充两放、使用寿命15年，则我们测算在峰谷价差0.8元/kWh、峰平价差0.5元/kWh时，工商业储能项目IRR可达8.5%，具备较好经济性。
图表11：我国工商业储能项目IRR测算
资料来源：中金公司研究部
各省政策拉大工商业峰谷价差，提升工商业储能经济性。2021年以来，广东、河北、江西等各地方政府均推出政策拉大工商业峰谷价差，2022年11月，有20余省峰谷价差超0.7元/kWh，浙江、上海、广西等地峰谷价差已达1.2元/kWh。
图表12：我国各省峰谷价差最高可超1元/kWh
资料来源：国际能源网，中金公司研究部
此外，我们认为随着电力市场改革推进及VPP的商业模式成熟，工商业储能可通过VPP进行聚合，参与电力现货市场或辅助服务市场，进一步丰富盈利模式。
欧洲：大型项目储备丰富、放量在即，户储受高电价持续驱动
欧洲表前市场需求放量在即、未来2-3年大储储备项目丰富，建议关注出口英国、西班牙等市场的机会，表后市场在高电价和政策补贴激励下经济性可观，建议关注德国、西班牙、意大利等核心市场的政策持续性。
表前市场：短期关注储备项目，中长期灵活性资源缺乏、电化学储能有望成为优解
欧洲大储市场或将达到放量起点。欧洲市场因可再生能源中风电占比高（2021年发电贡献14.4%）、火电灵活性较高、抽蓄储备较多（2021年底装机达51.2GW）等因素，表前储能需求放量推后。但近期我们观察到欧洲市场储备表前储能项目增多，2022年以来公开项目储备规模达9.9GW/22.5GWh，我们认为短期看欧洲电力市场灵活性资源匮乏初现端倪，表前储能达到起量前夜。
电化学储能储备项目可观，保障未来2-3年装机并网。我们统计2022年欧洲各国公开储能项目，发现电化学储能项目累计规划8.6GW/20.3GWh，而抽水蓄能规划合计仅为1.07GW。其中，英国规划项目规模最大、达4.1GW/10.5GWh，西班牙次之、达1.2GW/2.4GWh，爱尔兰、意大利、德国和希腊规划项目容量均超过1GWh，上述规划电化学储能项目有望在未来2-3年内装机并网、驱动欧洲表前大储装机增长。
图表14：2022年欧洲各国公开电化学储能项目累计功率及容量
资料来源：Energy Storage News，中金公司研究部
表后市场：高电价持续驱动自发电，政府补贴激励装机
► 短期：高电价持续、政策补贴有力，自发电经济性可观、驱动储能装机。欧洲能源危机以来，天然气价格攀升、拉高批发市场电价，高批发电价逐步传导零售电价。根据欧盟Eurostat统计1H22各国家庭平均电价，我们考虑各国针对家用光储的补贴和针对光伏余电上网的价格机制，测算得意大利家用光储IRR达16.8%，德国/西班牙分别达13.1%/11.3%。由于居民电价数据静态、未考虑后续天然气涨价的持续传导，我们认为实际投资经济性会高于上述测算结果，短期看考虑政策补贴、家用光伏配储具备较好的经济性。
图表15：10M21和10M22欧盟部分国家和欧盟平均居民电价报价及变化
资料来源：HEPI，中金公司研究部
图表16：欧洲主要市场家用光储IRR测算（基于1H22居民电价）
资料来源：Eurostat，SPE，中金公司研究部
► 中长期：关注各国补贴政策和能量时移价差。我们认为，能量时移价差取决于各国光伏发电上网价格机制和居民电价，其中德国、奥地利余电上网采用固定电价FIT且价格不断退坡、利于价差扩大，此外英国纯市场机制同样降低余电上网价格、利于价差扩大，我们测算能量时移价差大于0.27欧元/kWh时，增配储能系统的IRR可超过15%。
市场空间测算
短期看，我们预计2023年欧洲电力系统中新增电化学储能装机达34GWh，其中表前/表后市场分别为18/16GWh。展望未来，我们认为欧洲市场在表前灵活性资源缺乏和表后高电价驱动下，储能装机有望维持较高的同比增速，预计2026年欧洲新增电化学储能装机72GWh，其中表前/表后分别为35/37GWh。
图表17：2021-2026年欧洲电化学储能装机预测
资料来源：BNEF，GWEC，中金公司研究部
美国：表前局部地区放量启动，表后关注余电上网价格
我们认为IRA法案将独立储能纳入ITC范畴，并且提高税收抵免额度（从26%提高到30%，甚至最高可达50%）[2]，将会改善储能投资经济性、激励光伏配储及独立储能装机。短期看，表前市场加州、德州等局部地区风光发电比例较高、储能放量趋势明显、储备项目较多，表后夏威夷高电价驱动自发电、净计量机制废除后储能崛起，加州受益于分时电价和补贴政策激励、储能经济较好。
图表18：IRA法案针对储能的政策内容
资料来源：白宫官网，中金公司研究部
表前市场：局部放量趋势明显，中长期灵活性资源缺乏、电化学储能主力贡献
美国大储市场局部放量趋势明显。根据我们统计，2022年以来美国市场公开电化学储能项目储备规模达13.2GW/43.0GWh，其中加州占比超过一半，德州风电占比较高、需求相对较少；我们认为短期看美国加州、德州等局部地区放量趋势明显、储备项目较多。
图表19：2022年美国公开储能项目累计功率和容量（按区域，截至2022年11月）
资料来源：Energy Storage News，中金公司研究部
组件供给增强，刺激光伏装机、驱动储能配套。2022年6月6日美国总统令给予东南亚进口组件两年零关税政策，10月美国正式暂停对东南亚四国光伏电池和组件征收双反关税的调查，12月2日晶科能源被暂扣的光伏组件获美国海关首批放行，我们认为这些意味着美国市场组件供给能力逐步增加，有望刺激下游需求、驱动美国光伏装机，根据中金风光公用环保组预测，2023年美国光伏装机反弹，集中式/分布式装机规模达20/14GW，光伏配套有望带动储能增长。
抽蓄建设放缓，中长期电化学储能有望成为主要增量。考虑到抽蓄项目建设的长周期以及获得FERC许可证的难度，我们认为电化学储能或将成为美国灵活性资源的重要增量，其中综合性价比最高的锂电池有望成为主流路线。
图表20：美国2021年发电结构及EIA预计的2030年发电结构
资料来源：EIA，中金公司研究部
表后市场：夏威夷、加州等地区经济性尚可，中长期关注补贴和能量时移价差
整体平均电价不贵，局部地区分时电价+补贴激励表后储能发展。
► 夏威夷：高电价激励自发电，净计量机制废除后储能崛起。夏威夷高电价激励表后用户自发电，净计量的废除提升储能经济性，进而鼓励光伏配储。考虑到ITC提升至30%，我们测算夏威夷家庭光伏配储IRR达12.1%、经济性尚可。
► 加州：分时电价及政策补贴激励表后装机。考虑到ITC和SGIP，我们测算加州家庭光伏配储IRR达18.5%、经济性较好。
图表21：2022年美国加州家用光储IRR测算
资料来源：Lazard，PG&E官网，中金公司研究部
中长期持续关注各州补贴政策及能量时移价差。能量时移价差主要由各州零售电价和光伏余电上网电价决定，我们统计美国各州情况，发现当前约75%州的光伏余电上网价格接近零售电价，剩余各州（除夏威夷以外）虽光伏余电上网补偿较少，但其零售电价水平较低、拉低能量时移价差，表后储能经济性仍较差。但值得注意的是，加州公用事业委员会于2022年11月10日发布NEM 3.0提案[3]，该提案计划从净计量转向净计费制度、降低光伏余电上网受益，我们认为这或将在补贴退坡后、成为加州表后储能装机的又一支撑。
图表22：美国各州光伏余电上网价格统计（截至2022年11月）
资料来源：SolarReviews，中金公司研究部
图表23：采用NEM 3.0后光伏余电上网价格示意图
资料来源：CPUC官网，中金公司研究部；注：Export Price为光伏余电上网价格
市场空间测算
短期看，我们预计2023年美国电力系统中新增电化学储能装机达81GWh，其中表前/表后市场分别为70/11GWh。展望未来，我们认为美国加州、德州等表前市场对灵活性资源需求较高，表前大储装机有望维持较大规模，表后储能有望随光伏余电上网电价政策的改变而翻倍增长，预计2026年美国新增电化学储能装机117GWh，其中表前/表后分别为87/30GWh。
图表24：2021-2026年美国电化学储能装机预测
资料来源：BNEF，GWEC，中金公司研究部
其他国家储能市场展望
目前全球储能装机集中于美中欧澳等国家，其他国家随风电光伏装机量提升有望迎来快速发展。
风光装机占比提升驱动储能需求
巴西、菲律宾、泰国等发展中国家通过目标规划、补贴政策等方式驱动风光装机。预期众多发展中国家风光装机及发电量占比快速提升。2021年巴西、土耳其、墨西哥和印度风光发电量分别占总发电量的10.91%、11.78%、9.62%和8.04%，BNEF预期在2030年，其风光发电量占比将分别提升至29.05%、39.02%、18.33%和24.36%。
图表30：部分国家2012-2030年风光发电占比及预期
资料来源：BNEF，中金公司研究部
以巴西为例，过去十年间政策驱动分布式光伏装机高增，电网基础设施薄弱逐步成制约因素。
净计量上网电价逐步退坡，同时鼓励分布式储能装机。
图表31：巴西分布式发电项目数量持续高增
资料来源：ANEEL，中金公司研究部
除巴西之外，我们看到2021年以来，印度、菲律宾、智利等发展中国家均通过政策手段驱动表前及表后储能装机。
► 印度：2022年7月，印度政府规定2023年风光发电输送电量的1%需来自储能，并计划在2030年将目标要求提升至4%，我们根据其风光装机预期测算隐含储能总装机量超70GWh。
► 菲律宾：2021年，政府在能源计划中明确，将按照10%-20%的光伏装机来配置包括储能、水力、LNG等非波动电力来源以保障电网稳定；同时政府规定光伏FiT上网电价以每年6%的速度退坡，驱动表后侧储能经济性。
► 智利：2022年11月，智利政府在2022年通过了一项允许向储能电站支付容量电费的法案，以协助达成2030年关闭所有煤炭发电厂的目标，并计划在10年间增加2GW的储能系统。
► 泰国：2022年9月政府新能源装机规划2022-2030年国家配电公司通过PPA采购5.2GW新能源装机的电力，其中包括光伏配储1.0GW。
2022年以来，我们统计发展中国家陆续落地众多大型表前光储项目。
图表32：发展中国家部分大型储能项目规划
资料来源：Energy Storage.News，北极星储能网，中金公司研究部
电网薄弱带来保障电力系统稳定的储能需求
我们认为部分发展中国家电力基础设施相对薄弱、电网覆盖率低、停电次数多，将带来部分保障供电系统稳定性与离网式储能需求。
图表33：2020年各国电网覆盖的人口比例
资料来源：The World Bank，中金公司研究部
