中信建投:户用储能成为欧洲战略级家电

中信建投朱玥、雷云泽
总体来看,欧洲户用储能的90%以上份额集中在前五大国家——德国、意大利、英国、奥地利、瑞士。

户用储能需求高增,核心驱动力来自保供电

在储能的三大应用场景:发电侧、电网侧和用户侧中,户用储能的根本驱动力来自供电恢复性(resilience)和财务经济性(financial savings)。以美国为例,Energy Sage对美国户用储能用户的调查中,resilience和financial savings选项均接近或过半(可选不止一个选项)。

户用储能的典型使用场景为与户用光伏搭配形成户用光储系统。光储系统的典型组成包括太阳能组件、控制器、逆变器、储能电池、负载等,技术路线很多,按照能量汇集的方式,目前主要有直流耦合和交流耦合两种拓扑结构。

户用储能现状:海外市场为主,欧洲领衔,美、日、澳随后

欧洲:德国占比过半,其次为意大利、英国、奥地利、瑞士

欧洲近年来户用储能增长迅速,其中,德国是欧洲最大的户用储能市场。2013年FiT政策从全额上网补贴,调整为鼓励自发自用,超出部分上网之后获得补贴,德国户用储能市场随后快速升温。之后意大利和英国市场增长迅速。2017年,德国、意大利、英国占据了欧洲户用储能装机的90%。2018年,全欧洲户用储能部署超过65,500套。预计2021年欧洲户用储能新增装机接近2GWh,2013-2021年化69%。

从2015年到2019年,德国户用光伏系统单位kW造价降低了约18%,而户用储能系统价格降低了约40%。根据EuPD预测,到2023年户用光伏系统单位造价还将降低10%,而户用储能系统降幅更大,约为33%。与此同时,欧洲居民电价呈现上升趋势,零售电价与光伏度电成本/配储后度电成本之间的差值逐渐拉大。在德国,2020年光伏配储的度电成本(LCOE)已下降至14.7欧分/kWh,仅为零售电价的一半。

意大利是欧洲第二大户用储能市场,2019年全国部署约9000套户用储能系统,约90MWh,较2018年增长17%。意大利政府补贴力度大,2018年初针对小规模光伏系统的税收减免政策延伸到了户用储能系统,该政策可以覆盖户用光+储系统资本开支的50%。

英国是欧洲第三大户用储能市场,但由于户用光伏装机增速不高,英国户用储能市场2019年增长较为缓慢,安装约5000套、38MWh。

奥地利2018年发布“2030任务”计划,包括能源系统脱碳12项重大项目,其中一项是部署100,000套屋顶光伏系统和小型储能系统,为支撑项目达成,2018年补贴从屋顶光伏延伸至户用储能。

法国和瑞士的电价较低,一定程度上不利于户用储能系统的推广,其中法国电价约0.18欧元/kWh,瑞士约0.2欧元/kWh。法国的户用储能仍处于早期小规模发展阶段,而瑞士户用储能发展较快,2019年录得约20MWh户用储能装机,这是因为瑞士人均收入较高,且光伏安装商储能渗透率高,约1/4户用光伏业主会选择安装电池储能系统。

总体来看,欧洲户用储能的90%以上份额集中在前五大国家——德国、意大利、英国、奥地利、瑞士。

美国:发展迅速,户用成为重要增长点

根据Wood Mackenzie发布的U.S. energy storage monitor。2021年美国储能装机容量达到3.51GW/10.50GWh,同比翻了两番。其中2021 Q4新增装机1613MW/4727MWh,同样创造了单季度装机纪录。美国将发电侧、电网侧大型储能项目统称为“表前市场”(front of meter)或“电网级储能”(grid scale),而用户侧储能则分为户用(residential)和非户用(non-residential),包括工商业等。

2021Q4同样录得历史最高单季度户用储能装机规模,达到123MW/283MWh,其中加州、波多黎各、得州分别装机58MW、14.3MW、10.5MW。今年年初得克萨斯州的暴风雪引发大面积停电事故,是得州装机增长较快的因素之一。尽管2021年受美国电池供应链影响,抑制了部分储能装机需求,但全年仍录得85%的户用新增装机容量增长。

预计美国储能装机未来将持续高增,2021-2026年总新增装机将达到63.4GW/202.5GWh,其中户用可达4.9GW/14.3GWh。

日本:表后储能2020年累计已超过3GWh

根据日本产经省统计,日本新增表后储能2019年已达到800MWh,其中绝大多数都是锂离子电池,2020年,日本累计表后储能已达到3GWh。根据IHS Markit统计,2020年、2021年日本户用储能分别达到742MWh、688MWh(其中2021年为不完全统计)。日本2019年有约2GW户用光伏FIT补贴到期,到2023年这一数字将上升到7GW。

澳大利亚:极端气候、山火、偏远地区推动户用储能增长

根据IHS Markit,2020年澳洲共新增储能装机1.2GWh,相比2019年的499MWh实现了翻倍以上的增长,累计储能容量达到2.7GWh。其中表前储能672MWh,表后储能581MWh。根据SunWiz统计,2020年澳洲新增31,269套户用储能系统,总容量相比2019年增加27%,平均每套容量约为10.9kWh,高于2019年的10.3kWh,以此计算,2020年新增户用储能容量为341MWh。
根据IHS Markit预测,到2030年澳洲储能累计装机将增长5倍以上,装机功率达到12.8GW。夏季澳洲电网负荷较高,而炎热天气和森林大火经常导致发电机跳闸,通常导致电力市场价格飙升至14,500澳元/MWh,偏远地区极端天气导致越来越频繁的断电,是户用储能取得增长的重要驱动力。

边际变化:战争、疫情导致气价、电价上涨,用电成本升高

2021年全球多个国家和地区遭遇能源危机,自去年年底以来,受到核电中断、天然气短缺的影响,德国批发电价达到269欧元/MWh,约合人民币2元/度。

根据EIA数据,2021年美国住宅电力用户支付的平均名义零售电价以自2008年以来最快的速度上涨,达到13.72美分/kWh,较2020年上涨4.3%,增长率与同期美国CPI变化类似,2021年为4.7%。主要归因于一次能源价格上涨,尤其是天然气,2021年美国天然气电厂的气价平均为4.98美元/MMBtu(百万英国热量单位),相比2020年的2.32美元/MMBtu上涨1倍多。2021年得州冬季暴风雪导致电力中断、天然气阻塞,也提高了终端电力零售价格。

欧洲电力结构中天然气占比较高,近年实施了较为激进的退煤、退核政策,大力发展新能源,导致电网稳定性较差,面对恶劣天气冲击和一次能源供应紧张的情况缺乏弹性。

户用储能具备良好的经济性,空间广阔

欧洲:度电补贴、净电量结算、市场化交易并存

(1)度电补贴:FiT制度与FiP制度

FiT制度:实际上就是固定上网电价制度,类似于我国的标杆上网电价或以燃煤基准电价平价上网。截至2019年,采用该制度的欧洲国家有奥地利、法国、德国等。

FiP制度:电价为市场电价加上溢价形成,该溢价可以为固定值,也可以为变动值,为减小投资方风险,还可为溢价后的电价设置上下限。截至2019年,采用该制度的欧洲国家有瑞典等。

(2)净电量结算(Net-metering):又可分为全额净电量计量(Full net-metering)、部分净电量计量(Partial net-metering)以及它的衍生版本——净电量计费(Net-billing)。

全额净电量计量(Full net-metering):分布式发电业主可以用发出电量抵消从电网使用的电量,最后以净消耗电量计量费用,即使用户在白天发电上网,也可以用来抵消晚上从电网使用的电量,最后以零售电价来结算电费。采用的国家有比利时、希腊、匈牙利、荷兰、斯洛文尼亚等

部分净电量计量(Partial net-metering):超出自用部分的上网电量,电价低于零售电价,有的国家采用零售电价打折的方式,如波兰的上网电价是零售电价的80%;有的国家如罗马尼亚,上网电价等于去年全年的日前批发市场电价平均值。

净电量计费(Net-billing):超出自用部分的上网电量采用现货市场即期批发电价。采用该方式的欧洲国家有西班牙、葡萄牙、挪威、意大利等。

(3)市场化交易:通常由电力运营商提供相关的电力买卖合同选项,具体细节多种多样。采用该方式的欧洲国家有捷克、丹麦、芬兰、瑞士、英国等。

(4)无补偿,如爱尔兰。

以德国为例,户用“光+储”可5年收回成本,经济性较好

德国居民电价高达30欧分/kWh以上,居民配置储能与光伏联合运行可实现较好的经济性。假设某一典型家庭日均用电量20kWh,零售电价为30.22欧分/kWh。则分有无光伏、储能,假设5种场景进行经济性评估。

(1)场景1:无光伏、无储能;

(2)场景2:配4.5kW户用光伏、无储能,假设发电35%自用,其余上网,上网电价8.64欧分/kWh;

(3)场景3:配4.5kW户用光伏、3kW/6kWh储能,光伏自用率提升至60%;

(4)场景4:配4.5kW户用光伏、5kW/10kWh储能,光伏自用率提升至80%;

(5)场景5:配4.5kW户用光伏、7kW/14kWh储能,光伏自用率提升至90%。

可计算出,当配置4.5kW光伏、5kW/10kWh储能时,相比场景1,可每年节省支出952欧元,投资回收期约5年。

对储能单位投资进行敏感性分析,结果如下,各个场景下均有经济效益,但随着储能装机的增加,对单位造价更为敏感。

本文作者:中信建投朱玥、雷云泽,来源:中信建投证券研究,本文节选自:《中信建投 | 户用储能成为欧洲战略级家电》

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