一、储能蓝海起步,海外户储爆发

1.1 新能源大势已定,储能产业迎风起

新能源发电具有不稳定性,储能需求应运而生。电能即发即用,电力系统中需要保持动态 平衡,当发电量过高时需要将电能转化为化学能或者势能等其他形式的能量才能储存。传 统能源时代,煤电具有可控性,可以实现对电网的稳定调节,因此储能的重要性未曾显现;而随着能源时代的来临,风光发电等新能源的不断普及,电力供给受到气候、地理位 置等不确定因素影响,在原有电网体系下难以随时保持供求平衡,储能因此成为新能源电 网体系中不可或缺的一环。

抽水蓄能目前为储能主体,新型储能快速发展。从储能结构上来看,全球储能和我国储能 结构都是以抽水蓄能为主,占比分别为 86.2%/86.3%。然而抽水蓄能受到地理位置限制, 抽水蓄能将势能转为机械能再转为电能,响应时间长,因此响应时间快而且局限性小的新 型储能逐步发展。

 

电化学储能为主流新型储能,中国供应商引领市场。电化学储能技术具有能量密度高、工 作电压大、循环寿命长、充电速度快等特点,因此占据了主流地位,而锂电池凭借领先的 安全性、高效率、长循环等优势,应用占比逐年攀升,近五年稳定在 80%-95%之间。坐拥 国际领先的锂电池产业,中国供应商在储能市场占比有所提高,2020 年已赶超韩国成为全 球第一大供应国,占比达到 69%,领先优势不断深化。

1.2 户储需求趋稳,一体机趋势初现

应用场景多样,户用需求稳定。从整个电力系统的角度看,储能的应用场景可分为发电侧 储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景,发电与输配电侧应用主要围绕电网展开,储 能常用于电力调峰、系统调频、可再生能源并网以及缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容 升级等。用电侧场景的需求用户一般为家庭、工商业及公共机构,储能系统主要用于电力自发自用、 峰谷价差套利、容量电费管理等经济性需求和提升供电可靠性。据 BNEF 统计,全球储能应 用中,户用需求基本稳定在 20%-30%之间,远高于工商业。

户用储能盈利模式:配合光伏,提高光伏自用比例,峰谷价差套利。户用储能一般与屋顶光伏搭配使用,目前主要有三种盈利模式:自发自用,余量上网:政策前期 FIT 电价高于户用电力价格,以“标杆电价,全额上网”推动 屋顶光伏装机。随着户用电力上涨及 FIT 补贴退坡趋势渐定,电价差值拉大,海外屋顶光 伏用户转向配置储能以实现更高的自发自用比例。峰谷套利:美国加州、澳大利亚、欧洲主要国家、中国等均设有分时电价机制,该机制下, 储能系统通过晚上电网低谷时期为储能充电,白天用电高峰时放电,通过利用峰谷价差来 达到节约用电成本的目的。虚拟电厂:该模式是分布式储能系统集成商基于能源软件管理平台,集成分散在用户侧的 分布式储能系统,分析、控制并优化储能系统运行,参与电网服务获取应用收益。

光储一体机多采取直流耦合,综合效率更高。目前市场上针对不同的户用需求,根据集成 度化程度的不同,户用储能系统主要可分为光储一体机与储能分体机。光储一体机,顾名 思义,通过将光伏逆变器和双向变流器整合在一起,置于内部形成集成一体系统。一体化 模式内部多采用直流耦合模式,即装即用,实现“光+储能”的一体化解决方案,适用于同步 安装户用光伏与储能系统的增量市场。而储能分体机则适用于已安装户用光伏的存量市场, 内部通常采用交流耦合模式,便于与原有光伏系统的光伏逆变器进行衔接。直流耦合模式 在白天发电、夜晚用电的模式下效率显著高于交流耦合模式,且该模式符合当代大多数家 庭的用电习惯,两者效率分别约为 95%与 90%。

光储一体机高度集成化,有效减少软性成本。NREL 数据显示,硬件成本仅占户用储能系统总 成本不到 50%,而光储一体机由于其高集成化的特性,无需另外安装光伏逆变器,一方面减 少了硬件成本,另一方面可节约一次性设备投资、简化安装、节约安装费用,同时便于售后 维修,有效减少后续软性成本。据我们测算,光储一体机较之分体式方案可节省约 155 美元 /kwh 的成本,而据 BNEF 预测,未来软性成本的降本幅度将远低于锂电池与逆变器,在与分 体机硬件设备成本相仿的情况下,一体机的软性成本优势将在未来进一步得到凸显。

 

1.3 全球户储爆发,欧洲领跑,美国紧随

户储装机维持高增,欧美日澳主导市场。全球户用储能装机量近年稳步增长,5 年 CAGR 为 62.62%,2021 年新增装机量约为 6.4GWh,同比增长 116.23%。据 Statista 统计,欧洲 市场领跑户储装机,20 年新增装机约占全球 40.38%,其中德国占比达 25.16%;美国与日 本紧随其后,占比分别达到 23.65%与 17.88%,欧美日澳合计占比约 90%。

二、光储一体经济性提升,欧美市场经济性更高

2.1 终端户储产品的盈利模式假设

户储的经济性分析中,我们将分析光伏、储能、光储一体机三种产品。总体来说,光伏/储 能的收益来源为两种:1)发电或放电用于生活电费节省;2)多余电量售卖电网赚取电费。我们考虑以下:1)家庭用电电费比上网电费更高,因此消费者最具经济性的光伏/储能使用方式是将所有发 电都用于电费抵消。以中国为例,2020 年我国居民用电平均为 0.51 元/kWh,而补贴之后 的上网电价为 0.41 元/kWh。2)光伏发电与用电负荷有时间错位,无法全部自用。光伏出力主要集中在中午,而负荷侧 用电高峰集中在早上 8-10 点,和晚上 6-10 点之间,发电与用电的时间不匹配将导致即使 光伏发电量小于生活用电量,也可能无法全部自用于电费节省。3)谷时电价一般出现在晚上至早晨时段(此时用电需求较少,电价较低),储能充电之后 第一次峰时放电经济效益最大,第二次充电(如果没有光伏)将出现在平时充电。4)光伏发电和储能电量有可能溢出,当家庭用电量不高时,储能电量用来上网赚取电费。

 

考虑以上实际情况,可以得到光伏、储能、光储一体产品的运作模式和盈利模式。1)从 独立光伏来看,光伏发电之后白天有一部分可以用于家庭自用,而中午光伏大发或者早晨 用电需求较少时,用电需求大于光伏发电量,因此多于电量上网。考虑如果家庭用电需求 较少,光伏可自用电量将大于家庭用电量,因此多余部分也用于上网赚取电费。2)独立储 能一天充电两次,分别为平时充电一次和谷时电价充电一次,当峰时用电量大于放电电量 时,储能放电全部用于峰时放电,实现峰谷价差套利,当放电电量大于峰时用电量而小于 生活用电量时,储能将部分用于平时放电。当放电电量大于生活用电时,如果有套利空间 (充电电价小于上网电价),那么可以用于上网套利。3)光储一体机中,光伏发电用于自 用和充电,根据(2)中的家庭用电量和放电电量的情况进行选择峰时放电、平时放电或上 网赚电费。

基于以上户储运作模式、盈利模式,我们做出如下假设:工程数据:光储规模分别为 7kW+14kWh,运营 20 年,光伏利用小时数为 1500 小时,储能寿命 7000 次循环,每天两充两放,第二次充放循环 80%。无储能光伏自发自用比例为 50%;光储一 体的自用消纳能力为 85%。用户投资数据(用户购买光储的金额):美国光伏综合单位投资 1.54美元/W,储能综合单位投资 0.84美元/Wh,光储一体机综合单 位投资 1.19 美元/Wh;德国光伏综合单位投资为 1.65美元/W,储能综合单位投资 0.84美元/Wh,光储一体机综合 单位投资 1.23 美元/Wh;意大利光伏综合单位投资为 1.67美元/W,储能综合单位投资 0.86美元/Wh,光储一体机综 合单位投资 1.25 美元/Wh;法国光伏综合单位投资为 1.57 美元/W,储能综合单位投资 0.8 美元/Wh,光储一体机综合 单位投资 1.17 美元/Wh;英国光伏综合单位投资为 1.49美元/W,储能综合单位投资 0.76美元/Wh,光储一体机综合 单位投资 1.12 美元/Wh;

电力数据:三口之家人均用电设为美国 2021 年人均用电量 371kWh/月。电力数据根据 Global Petrol Prices 数据假设为 2021 年价格,美国电力价格设为 0.16 美元/kWh;德国居民用电电价为 0.33 美元/kWh,意大利用电电价为 0.24美元/kWh,法国家庭用电电价为 0.18美元/kWh, 英国家庭用电电价为 0.32 美元/kWh。家庭用电峰谷价差为 50%。维修成本:每年维修成本为总投资的 0.6%,电池更换成本为电池价格的 30%。

2.2 终端户储产品的经济性与敏感性分析

基于上述模型,经过我们测算,欧洲各国经济性最高,光储一体机产品经济性最高。从各 产品的内部收益率来看,光储一体机>光伏>储能。如果不配光伏,储能基本没有经济性, 其收入来自于高峰放电,但是需要谷时充电,单靠峰谷价差套利空间有限。光储一体机相 比于光伏来说,可以通过储能提高光伏发电量的自用率,提高整体消纳率,从而有相对更 高的可用发电量,而相对于储能来说,充电可以来自于光伏发电,减少一部分充电成本。从各国的内部收益率来看,欧洲美国的收益率较高,光储一体机的经济性较高。从回收周 期来看,美国光储一体机的回本周期为 7 年,德国、意大利、法国、英国回本周期为 4-7 年。

 

我们以美国为例,测算得到其他条件不变的情况下,总成本下降5%,IRR提高约1.7pct, 并且随着成本下降幅度增大,边际效果增强。总成本下降对光储系统的收益体现在两方面, 一是初始投资下降,二是维修成本与电池更换成本下降。总成本下降可以说是最直接的增 加 IRR,提高光储系统经济性的方式,有些美国地区政策给购买光储系统的用户现金补贴, 比如亚利桑那州宣布 2018 年 5 月 1 日起 3 年内,对购买和安装合格的电池储能系统并参与 SRP 电池研究计划的用户可获得最高 1800 美元的补贴,政府补贴实际上相当于降低了总 成本,提高经济性。从 IRR 的影响来看,政府补贴将大幅提高户储系统的经济性,从而提 高居民用户的购买积极性。另外,我们可以看到成本下降(其他条件不变)对 IRR 的增加效果有边际效果增强的规律, 成本下降幅度从 0%-5%,IRR提高 1.7pct,成本下降幅度从 20%-25%,IRR提高 3.8pct。IRR 为初期投资与未来现金流现值相等的折现率,而折现率对未来的现金流的折现效果边 际递减,因此虽然减少的额度相同,但是初期投资越低,IRR 提高越大。未来成本逐步降低,IRR 的提升将愈加明显,经济性推动户储发展将愈加迅速。其他条件不变,电价上升 0.1 美元/kWh,IRR 提高约 1pct。电价对 IRR 的影响实际上是提 高了光储系统的节省电费的收益,电价越高,消费者的用电成本越高,相应的光储系统的 收益越高。该效果是线性的,电费提升将固定比例提高所有收入,户储的收入结构并不会 变化。

其他条件不变,人均用电电量上升 50kWh/月,IRR 提升约 0.9pct,边际效果将受到光储 系统规模限制。人均用电量提升的是光储系统对生活用电的替代空间,可以分成两部分, 一是原来上网电量用于生活用电,二是原来峰时用电需求增大将提升收益。但是这个效果 最终会受到光储系统的规模限制,如果家庭用电达到一定的量,光储系统的收益已经最大 化(峰时用电替代打满,平时用电替代也打满),此时再增加人均用电已经不能提升收益率。未来随着人均用电量越来越大,相应的光储系统的规模也会因经济性追求而增大。其他条件不变,峰谷价差增加 5%,IRR 提升约 0.7pct。峰谷价差对 IRR 的影响主要是提 升了储能的收益,具体体现在谷时充电成本降低,峰时放电收益提升。这个效果为线性, 没有结构性的变化。

户储系统发展的核心在于收益率,而根据我们以上模型,我们得到光储系统收益率的核心 影响因素为 1)居民用电电价;2)电力峰谷价差;3)人均生活用电量;4)户储系统成本。其中户储系统成本、居民用电电价的敏感性较高。

三、经济性+可靠性双轮驱动海外户储需求爆发

3.1 多因素经济性驱动,海外户储需求爆发

能源通胀叠加地缘局势拉升电力价格。2009 年欧洲以德法意西为代表的主要国家光伏标杆 上网电价基本为 0.4 欧元/kWh,之后 10 年匀速退坡,于 2019 年达到 0.1 欧元/kWh 左右, 已显著低于同年 0.2862 欧元/kWh 的欧洲平均电力价格,户用光伏以“标杆电价,全额上网” 已难以满足欧洲家庭的盈利需求。2021 年之前,全球户用电力价格主要排名为,欧洲>日 本>澳大利亚>美国>中国,均处于逐年平稳上升趋势,但从 21 年 7 月开始,由于能源价格 上涨,后因地缘形势紧张,欧洲电力价格一路飙升,目前已达到同期价格的 2-4 倍。分布式光伏+户用家储投资经济性快速提升,户用家储购置需求居高不下,俄罗斯与欧洲能 源脱钩隐患下,我们预计欧洲户用家储未来 2-3 年仍将处于高景气高增长阶段。

 

分时电价常态应用,峰谷价差拉大。分时电价应用地区较广,国内近年出台规定,最大系 统峰谷差率超过40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于4:1。2020年,意大利有75%-90% 的用户采用分时电价,而这一数据在法国和西班牙分别是 50%和 40%,欧盟最新的政策要求 一定规模以上的售电公司必须为终端用户制定和发布分时电价套餐。在美国,加州、密歇 根州和马里兰州的大多数用户都参与了分时电价。

人均生活用电量高位,增长趋势预计延续。随着经济水平与生活质量的不断提高,全球平 均人均耗电量在近 50 年内不断攀升,北美人均耗电量全球领跑,而中国人均耗电量也于 2009 年超越了全球平均水平。2020 年,全球人均生活用电量前五的国家分别为美、加、澳、 法、日,与户储新增装机排名具有共性。美国人均生活用电量已达到了 4576kwh/人,而欧 洲主要国家的人均生活电量也大约在 1500-2500kwh/人之间。鉴于生活及用电习惯的难以 逆转与对生活质量的不断追求,我们预计全球人均用电量将延续增长趋势,户储自发自用 的经济性进一步得到彰显。

新能源车普及成为家庭用电提升新动力。近年来,全球电动汽车产业快速发展,电动汽车 保有量快速增长,车充需求应运而生。在家用充电桩及其附近配套安装户用储能系统,能 够缓解电动汽车充电给电网带来的冲击,提升家庭用电经济性,充储一体化将成为家用充 电桩系统的未来发展方向。据 BNEF 预测,2025 年新能源汽车保有量将达到 7,700 万辆, 2030 年将进一步增长至 2.29 亿辆。与此同时,车充需求不断提升,全球电动汽车公共充电桩建设规模 2020 年为 130.79 万个,5 年年均复合增长率高达 47.98%。目前家庭用车以乘 用车为主,据 BNEF 估计,全球轻型乘用车保有量约为 12 亿辆,而到 2022 年底,只有略 超过 2%的轻型乘用车将是电动汽车,而未来新能源乘用车渗透率将迅速提升,从 2021 年 的 660 万辆增长至 2025 年的 2,100 万辆,家庭用车充储一体需求空间广阔。

 

热泵逐步替代暖气,带动新的用电需求。热泵作为高效、环保的热能终端,可以用于冬季 采暖,夏季制冷。对于欧美大多数地区,冬季寒冷需要用暖气,夏季需要空调制冷,热泵 具有更高的采暖/制冷效率,更为节能环保。在能源转型的背景,能源大通胀和地缘局势助 推下,欧洲能源价格暴涨,热泵需求随之爆发。2021年欧洲 21个国家热泵销量达到 220万 台,同比增长37.5%。21年热泵销售总额占欧洲取暖设备销售总额(热泵+锅炉)的比例提 升至 21.35%,较 2010 年提升 10.15pct。

新能源车、热泵将带来每年家庭用电量新增 3898kWh。新能源车方面,私家车假设每年行 驶公里数为 1 万公里,百公里电耗为 12.6kWh(参考特斯拉 2022 年参数),则新能源车将 带来 1242.7kWh 的用电需求。热泵方面,热泵的冬季采暖用于替代暖气,按 80 平米的房 屋,供暖面积比例 60%,热泵 COP250%来算,热泵夏季制冷的电量消耗为 921.6kWh,而 空调需要 1584kWh,热泵夏季将节省电量 662.4kWh,综合来看热泵将带来 3898.1kWh 新 增家庭用电需求。

光储度电成本进入下降通道,未来有望进一步降低。受益于电池价格与光伏成本的不断下 降,不含补贴的光储度电成本于 20 年已达到 0.456 美元/kwh,相较于 2015 年已下降了 65%。据 BNEF 预计,户储系统成本未来 10 年将延续下降趋势,其中电池成本下降幅度最 大,2022 年由于碳酸锂价格大幅上涨,电池成本有所抬升,NREL 预计后续随着原材料价 格的回落,电池成本有望逐步下降,2030 年相较于 2020 年将下降 66%。逆变器次之,降 本幅度约为 33%,软性与安装成本的下降幅度较小,为 22%。我们据此测算,2030 年户储 系统的前期投资费用较之 2020 年将下降约 38%,大幅提升户储安装经济性水平。

 

政策刺激户储需求,变相降低投资成本。各国为促进户储装机,纷纷出台相关政策以降低 初始投资成本,主要包含直接补贴、税收减免、支持研发等。欧美日澳等地区税收减免等 政策逐步落地,如美国针对 5 度电以上储能系统,给予最高 30%投资退税减免,并把期限 延长至 2026 年,英国 2022 年将户用光伏系统增值税从 5%减低至 0%,有效期为 5 年,刺 激户用储能系统采购。德国勃兰登堡地区对于户储系统提供不超过总成本 50%的资金补贴;瑞典相关政策可覆盖 60%的户储安装费用。

3.2 供电可靠性推动,户储发展更进一步

事故频发,储能维护供电稳定。全球范围内具有突发性、影响范围超过 10 万人、停电时长 >1h 的大停电事故屡屡发生,美国、加拿大、澳大利亚、巴西、印度等国家大停电事故发 生次数最多,普遍具有国土面积辽阔、供电跨度大、电力运行工况复杂的特点。北美电网 系统设施老旧,亚非拉地区缺乏强大电力设施建设投入,导致断电、缺电现象频发,叠加 气候变暖、寒潮、龙卷风、高温干旱等极端气候多发,当地居民对紧急备电需求属于刚需。户用家储在电厂事故或者极端自然灾害事件中提供应急电源,提高用电稳定性。全球分布 式光伏和户用家储仍处于低水平起步阶段,大部分地区光储渗透率在 10%以下,发展空间 大。

3.3 国内户储起步,未来大有可为

电力市场化改革,拓宽电价波动。电力市场化改革一方面拓宽了电价波动区间,促使燃煤 发电电量原则上全部进入电力市场,通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电 价,上下浮动范围不超过 20%;另一方面放开用户,工商业用户全量进入市场,取消工商 业目录销售电价,按市场价格购电,居民、农业用电不变电价波动的区间进一步扩大,从 参与机制与电价两方面增强了国内户储受益的可能性。政策明确储能定位,机制完善提上日程。国家发改委、国家能源局于 2022 年 6 月印发《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》,进一步明确了新型储能市场定位, 并提出建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制等。《通知》指出,新型储能可作为独 立储能参与电力市场,同时,尝试解决储能充放电量中输配电价、附加基金如何定价的问 题,有助于新型储能项目加快落地,利用国内电力现货市场为新型储能提供了必要的‘软 环境’,为户用储能大规模普及埋下伏笔。

政策推动,峰谷价差进一步拉大。2021 年 7 月 29 日,国家发改委发布《关于进一步完善 分时电价机制的通知》,推动从用户侧需求端提升系统调节能力,要求合理确定峰谷电价价 差,上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于 4:1;其他地方原则上不低于 3:1。同时,要求各地在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制,主要 基于系统最高负荷情况合理确定尖峰时段,尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不 低于 20%。

该政策发布前,全国已有 29 个省份实施了分时电价机制,通知发布后,南网、广东、广西、 贵州、宁夏、安徽、山西均发布通知完善现行峰谷分时电价政策。截至 2021 年 8 月底,全 国超过 2/3 地区未实行尖峰电价,已执行地区大多不满足上浮比例要求;70%以上地区未达 到 3:1 的最低峰谷价差要求,北上广峰谷价差最大。我们预计随着政策的落实,全国大部分 地区的峰谷价差将会进一步拉。

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