2023大储产业逻辑
23年大储产业逻辑更好。变化在于需求测,整个光伏产业链的降价有两大影响:1)地面电站起来,对大储的量带来较大促进;2)降价全面覆盖了储能成本,完成光伏+储能的新平价,对大储产业的持续性影响较大;
12月以来,光伏产业链各个环节都在降价。光伏产业链整个环节都在降价,会推动光伏电站装机的需求,这就意味着,在随着光伏装机量的提升,也将提高储能设施的需求。12月23日,通威发布组件采购消息,其单面组价报价低至单面1.795元/W。某些二线组件厂商组件库存价格已低至1.5元/瓦! 一线组件厂商也开始低价清库存。目前一线企业组价正式报价并未放出,但根据以往二线组件价格便宜3-5分的情况推算,明年一线组件价格有可能跌落至1.53-1.55元/W!
目前,各地新能源项目存在刚性的配套储能需求。从各省发布的规划及政策文件来看,新能源配置储能比例大多在5%-20%之间;配置小时大多在2小时。
据测算,当光伏组件价格跌至1.7元/W以下时,配储所带来的成本压力将被抵消,并且碳酸锂现货价格也在不断下降,也一定程度上降低了储能电池的成本,成本居高不下和商业模式不清晰这两大难题在近期都有所解决。2023年储能的毛利率有望向上,行业发展进入了新时期。可以说,光伏降价,为储能的发展带来了机遇
储能成本:1)自建:目前2.5元/w,光伏10%配套容量情况下,对于光伏企业增加2.5毛钱/w的装机成本;2)租赁:目前租金3毛钱/w/年,10%容量租赁对应3分钱/w/年,十年折现接近2毛钱/w的装机成本。我们判断硅料或更快从30万朝10万价格迈进,释放20万的成本空间,对应5毛/w的成本改善,从而在改善电站收益/改善组件电池片盈利的情况下覆盖储能的成本;更快实现光伏+储能与火电相比的平价,新的能源时代来临,打开了储能和光伏的增长空间。23年储能系统集成/电池毛利率向上。大储有类似期货属性,22年招标订单价格较高,使得23年收入确认价格同比提升;而成本端无期货属性,涨幅有限,从而使得23年系统集成企业毛利率向上。储能电池23年价格段稳定,成本下滑,毛利率亦向上,弹性较大。
中国大储能发展已经形成独立商业模式,与硅料价格早已脱钩
无论是从需求、经济性、政策上看,储能正在形成独立发展逻辑,近期硅料降价有助于储能发展,但不是主要推动因素,如果储能的发展需要依靠硅料降价,这种发展是不可持续的,是无源之本。
我们在《电力系统灵活性资源将面临长期紧缺状态——2023年新能源策略报告之二》中指出,我国灵活性电源未来每年新增约150GW缺口,该缺口大部分将由储能满足,这是我们在十一国庆之后,在市场最不看好的阶段,首提中国大储能的最重要原因 测算全球电化学储能装机2022年新增约80GWh,2023年新增约170GWh,2025年新增约400GWh。
从经济性上,储能各应用场景盈利模式逐步形成
a) 大储方面,独立储能不依赖于特定风光项目,是储能走出独立发展趋势的最直接原因。独立储能可以同时享受多种收益模式,山东的租赁+峰谷套利+容量补偿可获得超过8%的IRR;山西推出现货+有偿一次调频,IRR有望突破10%;西北地区推出容量市场,给调峰增加了市场化解决手段。近期内蒙也印发了独立储能相关文件。目前独立储能招标量占比超过50%。
b) 峰谷价差拉大,工商业经济性越发显著。
c) 创新收益模式层出不穷,“为效果付费”成为主流,《两个细则》规定的有偿辅助服务多达13种,西北容量市场使得储能在内的灵活性电源获得保底收入,广东3.5元/kWh的需求侧响应补偿充分调度表后储能积极性。#从政策上,峰谷价差拉大、现货市场开启、独立储能三大政策催化储能内生增长 《关于进一步完善分时电价的通知》规定峰谷差大于40%的地方峰谷价差不低于4:1,为储能收益打下基础。《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》为独立储能参与电力市场扫清了障碍。《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》标志电力现货全面启动,储能获取收益的蓝海开启。