序言
2050年前全球要增加多少再生能源装机量才够？
InfoLink根据《巴黎协定》的目标，测算「将气温控制在工业化前水平的2°℃以内」及「致力控制在1.5°C内」两个情境，加上全球能源需求持续增加的背景下，到2050年前共需要增加的再生能源装机容量；同时，也将根据目前全球的再生能源预期装机量，来检视全球是否能够达到《巴黎协定》、甚至是更低的气温控制目标。在经济持续发展下，全球对能源的需求持续提高。
InfoLink以2019年的电力需求26,937TWh、2050年前全球电力的年复合成长率约2.5%的假设进行测算，得出2030年的电力需求为35,343 TWh·2050年则会达到57,914 TWh。但根据统计，2019年全球的再生能源每年仅能提供9,928TWh的电力，要满足新增的电力需求和减排目标，仍有相当大的提升空间。
以目前较多国家设下政策节点的2030年来看，要将温度控制在2℃、1.5℃分别需要减排888亿及2,076亿吨的当量二氧化碳；而当前发电所造成的碳排约佔总碳排的三成，即安装再生能源在两情境下最多可协助减少266亿及622亿吨的当量二氧化碳。以佔比较大的光伏、风力以及其他再生能源进行测算，若要达成2°C及1.5°C的减碳目标·2030年分别要达到3,409GW及6,887 GW再生能源累计装机量。
以目前全球进度而言，InfoLink预估2030年全球的再生能源装机量有望达到9,145 GW,达成再生能源在2030年发电侧的减排目标。如果想要达到更高的减排目标，如将温度控制在1℃内·2030年则需要累计10,959 GW的再生能源装机量，以目前的进度仍有进步空间。
传统能源度电成本变化
目前国际上使用的传统能源以煤炭和天然气为大宗，但在能源转型的浪潮下，燃烧时会产生更多污染的燃煤电厂已被各国列入淘汰的时程；而天然气虽然可作为再生能源大量普及前过渡时期的替代能源，但在技术上并无更大的突破，成本下降也不明显。
然而，除了受到硬体技术、经济环境而影响财务成本外，目前传统能源面临发电成本波动最显着来自于其燃料成本的变化过大。天然气和煤炭皆为大宗商品，价格受到各式原因影响。首先是各市场的资源条件不同，如美国本身的天然资源丰富，煤炭和天然气的价格明显低于其他地区；而欧洲和中国的天然气依赖进口，价格较高且波动大。其他如国际政治经济、原油价格都会造成煤炭和天然气的价格波动，连带影响煤炭、天然气发电的成本。
2020年全球在新冠疫情的影响下，商品需求降低，天然气和煤炭价格也显着下降，但在全球政府宽松政策、疫情解封下，商品需求再起，再次带动大宗原物料价格上调，天然气和煤炭价格也跟着上涨。到了2022年，受到乌俄冲突影响，俄罗斯对欧洲的天然气供应大幅减少，欧洲转而从海外进口天然气和增加其他电力供应来源，以及国际制裁下停止采购俄国煤炭，都导致了天然气、煤炭的价格大幅飙升，ICE煤炭价格年涨幅近五倍，欧洲天然气涨幅更是高达十倍以上，燃料成本大幅上升的状况下，传统能源发电成本大幅上涨。
另一方面，近年环保意识的抬头，对于燃煤、天然气等温室气体排放量高的传统能源，国际纷纷祭出了碳税等措施，增加电厂营运的成本。虽然各国对传统能源征收碳税的态度明确，但是考量自身能源转型的速度、企业获利等，都有给予企业部分免费的配额。目前对碳税征收最积极为欧盟，但因提供免费配额，预估碳税实际对电厂营运成本的影响在2027年开始逐渐发酵，而其他尚未全国统一实施碳税的国家，则会受到欧盟碳关税的影响，为避免碳关税造成的贸易壁垒，预期未来也会加入征税的行列。因此，除煤炭、天然气等大宗原物料受到景气影响造成的波动外，预期在2027年前后，传统能源的发电成本将会因碳排而被课征碳税，成本再次提高，且政府为了达到实质的减碳目标，政府对于碳税的订价将逐步提高，造成传统化石能源的发电成本随之提升。
光伏
1.1 需求
2022年全球光伏新增装机量高达250 GW，全球累计装机达到1TW大矢。在2030年将达到单年1TW左右的新增装机量，光伏累计安装量也达到6TW的水平。
2022年。中国共新增约87GW并网量，较2021年增长32 GW，增幅达到58%。预期2023年随着组件价格回落，先前递延的大基地项目有机会拉动需求，2023年中国光伏装机将来到150GW。
2023年，欧洲市场预期将新增64GW安装量，同比成长38%，并逐年成长，市场规模将在2030年达到年新增100 GW上下。
美国当前仍然因为禁用新疆料而无法得到充足的供应能力以满足国内需求，也因此尽管美国市场潜在需求热度有增无减，但2023年市场安装量仍然保守看待。
1.2 供应链
尽管2021年至2023一季度面临硅料的供应紧张势态，硅料价格屡屡突破新高，2023年已在供应扩张下价格出现转折，预期在产能的增量下2023下半年将加速上游价格跌幅。
在光伏产品近年的降本趋势中，硅片尺寸所带来的变化是其中矣键。预估182/210mm尺寸将长期并存，并不会太快走到更大的新产品。
TOPCon的迅速扩张可能在2024年取代PERC成为市场电池主流技术，也推动N型电池在2024年市占超过P型。展望2030年，TOPCon、HJT在逐渐接近提效瓶颈时，搭配钙钛矿(perovskite)的技术会开始迈向量产，目前预期2027年开始，钙钛矿以及搭配钙钛矿技术的叠层电池会开始少量出现。
若非垂直整合，纯组件厂利润被上游材料挤压的非常拮据，因此是2022年四个环节中产能年增率最小的一环，预期随着组件厂家的扩产增量，将于2030年底达到超过1,400 GW的供应能力。
1.3 LCOE
单看硬体，光伏组件佔据了最高的硬体成本，依各地区的组件价格不同，组件在硬体成本的占比约在三成到五成间，因此光伏组件的成本下降将显着影响度电成本的变化。
中国：2022中国光伏发电的LCOE为28.57 美元/MWh （205.40人民币/MWh），对比2021年LCOE的26.77美元/MWh反而上涨。
美国：美国2022年同样受到了光伏供应链和大宗原物料上涨的影响，InfoLink以26.0%的投资赋税抵减税务补贴下计算，美国光伏的LCOE也从2021年的34.36美元/MWh成长到38.38美元/MWh。
欧洲（欧盟＋英国）：2022年，欧洲同样受到光伏供应链上涨的影响，组件价格均价落在0.311美元/W，在此价格下，2021和2022年欧洲光伏的LCOE落在31.22、37.11 美元/MWh。
风力
2.1 需求
在2022年全球新增的风力装置容量为91.36 GW,其中82.01GW为陆域风电约占九成，9.35GW为海上风电约占一成。
InfoLink预估全球的风力的总装置容量从2021年的834.75 GW上升到2030年的1839.77 GW，将成长一倍以上。风力总装置容量中，陆域风电的占比将从2021年的93%下滑到2030年的85%，离岸风电的占比则是从2021年的7%上升到2030年的15%。
在陆域风电中，中国市场在接下来的十年内，总体规模与成长速度都将高过美国与欧洲市场·2021-2030年间CAGR为15%。海上风电中，美国市场将在降低通膨法案的支持下迅速成长，目标是从2022年的45 MW上升到2030年的30 GW。
2.2 供应链
2022年上半年西门子的风机平均价格较2021年上涨了20-30%，维斯塔斯则是上涨了约10-20%·且在第三季度再次调高陆域风机价格，来到106万欧元/MW。但即使调整风机价格，西门子与维斯塔斯仍承受亏损。
2021-2022年海上风机平均尺寸为6-9.5 MW,同时领先风机系统商例如维斯塔斯、西门子歌美飒及奇异等，皆开始引进14-15MW的大型风机技术，将用于2025-2026年完工之风场，InfoLink预计2030年17-18 MW的海上风机逐渐成为主流。
海上风电船舶市场遭遇到双重的挑战，分别是风机大型化与市场正在快速成长，2022年扣除中国市场，现有的风机安装船(Wind turbine installation vessel, WTIV)仅有两艘符合15MW风机安装需求。
2.3 LCOE
2022年，标准情境下海上风电三大市场的LCOE分别为：中国70.01美元/MWh、美国92.41美元/MWh、欧洲111.1美元/MWh。陆域风电分别为中国29.66美元/MWh、美国23.68美元/MWh、欧洲51.51美元/MWh。
当前三个市场陆域风电、欧洲与美国的海上风电均已达成平价。中国海上风电由于当地低廉的煤炭发电将迟至2027年左右才能达成平价，我们认为近期的升息与通膨导致LCOE上涨将在2024年后缓解。
2.4 IRA
InfoLink预估IRA将可使美国海上风电LCOE降低22%，陆域风电LCOE降低31%，风场将扩散至原先容量因数较低或建置成本较高的区域。
IRA另外还提供海上风电的风机零组件与海上风电专用安装船提供10%的税收抵免、拨款一亿美元于区域间输配电规划的研究、并且扩大外緣大陆棚法，加速海上风电发展。
储能
3.1 需求
2022年全球新增的电化学储能容量为44 GWh，其中七成为表前储能，而中、美、欧三者总建置量占全球约85%。
2021年全球储能累积装置容量为56.7 GWh,预估至2030年可突破1900 GWh，十年有望成长32.5倍，中国2022年单年建置量以15.8 GWh首次超过美国的12.18 GWh，预估2023年之后将成为全球储能安装量最多的国家。
中国表前储能市场占九成、美国占七成五、欧洲占五成，预估2030年累积规模分别为437GW/855GWh、175 GW/508 GWh及65 GW/245 GWh。
3.2 供应链
2021到2022年间，电芯及原物料价格大幅攀升，使欧美各国开始重视供应链本土化的重要性，InfoLink估计2022年至2030年间，中国电芯产能的全球佔比将从70%下降至52%、欧洲从14%上升至27%、美国则是从6%上升至18%。预期未来全球电芯产能将从2022年约1400 GWh成长至2030年约6000GWh，9年间年复合成长率约20%。
2025年前欧美地区多数电芯仍须仰赖进口，2025年开始量产之后，磷酸锂铁及三元电池组价格估计每度分别落在93美元及113美元，2030则预计会落在82美元及98美元，此价格回落会直接影响储能度电成本。
3.3 LCOE
2022年中、美、欧大型储能度电平均成本为0.10美元、0.12美元以及0.16美元，中国由于供应链、人力以及产地优势，储能价格较低廉；欧美地区除了电池本身，土地及开发费用也较高。
由于近年企业急速扩产电芯产能，2025年之后世界电芯有望供需平衡，预估2030年中、美、欧储能度电成本分别会下降至0.04美元、0.05美元以及0.06美元。
3.4 IRA
降低通膨法案扩大储能适用范围，过去需搭配光伏才能获得补贴，现在连独立储能(standalone BESS)也适用，若满足不同项目规范，工商储能可领取6%到70%的补贴；家用储能则是30%到70%的补贴，此政策有望提升美国光伏系统的配储率及长时储能的发展。
IRA为美国国内的先进制造提供生产税务抵免(Production Tax Credits,PTC)，包含电芯的35美元/kWh 、电池模组的10美元/kWh、电池材料或矿物成本的10%，全球电芯供应链在地化势在必行。
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