快看:2025年全球储能需求预达331GWh,中国占全球市场总规模25%
东方财富研报中指出,随着传统发电方式逐渐被新能源发电取代,风光装机不断增长,弃风弃光问题随之而来。同时随新能源装机占比持续提升,发电设备总体的间歇性和不稳定性增强,调峰调频需求愈加强烈。储能为解决弃风弃光&调峰调频需求的有效方案。
(资料图片仅供参考)
根据中关村储能产业技术联盟(China Energy Storage Alliance,CNESA)数据,2022年新型储能新增规模创历史新高,达到7.3GW/15.9GWh,配储时长2.18hr,功率规模同比增长200%,能量规模同比增长280%。
截至2022年底,中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW,占全球市场总规模的 25%,年增长率38%。抽水蓄能累计装机占比同样首次低于80%,与 2021年同期相比下降8.3个百分点;新型储能继续高速发展,累计装机规模首次突破10GW,达到13.1GW/27.1GWh,功率规模年增长率达 128%,能量规模年增长率达141%。
截至目前,全国已有 24 个省市明确规划了“十四五”时期新型储能的装机目标,总规模超 67 GW,此外,国内2022年单年新增规划在建的新型储能项目规模达到 101.8GW/259.2GWh。
根据 CNESA 数据,2022年全球新增投运新型储能项目装机规模 30.7GW,同增 98%,至22年年底实现累计装机45.7GW,接近 2021 年同期的2倍。分地区看,根据 CNESA 数据,中国、欧洲、美国新增项目占比较高,2022中国占比 36%,欧洲占比 26%,美国占比 24%,澳洲、日本紧随其后。
中美驱动,拐点已至
国家层面,2021 年 7 月国家发改委、能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,提出到 2025 年新型储能装机规模达 30GW 以上,据 CNESA统计,截至 2022 年底,中国已投运新型储能累计装机为 13.1GW,按照文件提出的装机目标,到 2025 年中国的电化学储能安装量仍有 2 倍空间。
联邦层面的 IRA 法案利好储能。2022 年 8 月拜登签署了 IRA 法案,关于储能方面的条款变化包括:首次将独立储能纳入 ITC 抵免范围,储能装机对光伏的依赖性将大幅降低。
将储能补贴分为两种,表前与工商用及户用,表前与工商用储能额定容量(Nameplate capacity)需在 5kWh 以上,而户用储能的额定容量需在 3kWh以上。将 ITC 补贴延期十年,补贴将延长至 2035 年,2033 年后开始逐步退坡。
此前美国光伏发电及其配储项目普遍可享 26% ITC 免税额度,即退还投资产生增值税的 26%,但将于 2023 年开始逐步退坡至 2024 年的 10%。更新后,提升抵免上限,将抵免划分为基础抵免+额外抵免,其中基础抵免额度上限由之前的 26%上升至 30%;此外表前与工商业储能项目若满足要求,则可再获得最高10%的额外补贴。
硅料+碳酸锂降价,IRR 提升
硅料产能大规模投产,带动组件价格下跌,地面电站装机释放,并网配置储能的渗透率和时长提升,储能需求加速明显。
价格下行带动产业链价格中枢下移。根据 choice 数据,5 月 24 日最新报价,国内多晶致密料价格从高点 303 元/降至目前的 130 元/kg,跌幅已高达57.1%。
硅料价格大幅调降逐步传导至产业链中下游,预计随着硅料价格进一步下行和组件厂产能释放,组件价格具备进一步下调的空间。硅料、组件价格下降,带动地面电站 IRR 提升。
碳酸锂价格高位回落,原材料成本下行,独立储能 IRR 有望提升,释放需求。根据中商情报网及模型测算,储能 EPC 中,当碳酸锂价格为 55 万元时,石墨价格 5 万元时,储能系统成本占比约 86%,储能系统成本中,电池占比约 60%。
上游中游材料价格加速回落,储能初始投资成本下降,独立储能经济性提升。我们假设:除碳酸锂、石墨外,其余电池材料成本不变;1W/2Wh 储能系统,单日 1 次充放电,年运营天数 330 天;盈利模式为:容量租赁、调峰补贴、充放套利。
东方财富预计,2025 年全球储能需求为 331 GWh,22-25 年 CAGR=95.7%;其中中国 25 年预计需求 152.8GWh,22-25 年 CAGR=108.5%;美国 25 年预计需求98.5 GWh,22-25 年 CAGR=91.0%。
关键词:
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