美欧大储走强、新兴市场爆发

2024全球储能持续高增长未来依然可期

2024年上半年，随着能源转型的加速推进，全球储能市场进入多样化发展阶段，整体市场需求增长。根据彭博新能源财经数据预测，2024年全球储能新增装机容量将达到67GW/155GWh，仍保持较高增速。在全球范围内，目前储能市场增长仍主要集中于欧洲、美洲以及以中国为中心的亚太地区。根据欧洲储能协会测算，为满足能源系统需求，到2030年欧洲需要部署200GW的储能，2050年则至少达600GW，意味着每年逐步增加至少14GW储能。美国能源部政策办公室首席副主任Carla Frisch在2024年美国储能峰会上表示，预计到2040年美国储能项目装机规模将超200GW，欧美储能市场未来都有着强劲的发展势头。

受全球气候减排战略和区域能源结构调整的推动，东南亚、中东、南亚、南非、南美等新兴市场的储能需求持续上升，其中发展中国家储能装机增速首次超过发达国家。2024年上半年，全球储能电芯出货规模达到114.5GWh，同比增长33.6%。随着全球对清洁能源需求的增加，电力大储电芯出货量维持高增长，同比增速达44.3%，300Ah+产品市场占有率显著提升。

在海外市场，储能价格的下降、政策的支持、技术的进步以及需求的增长，共同推动了市场新增容量的扩大。细分领域看，在家庭储能市场，部分欧洲国家受到库存压力和补贴退坡等部分地区政策变动等因素影响，当地市场需求增速明显放缓。但由于电力供应不稳定和电价高企等原因，如东南亚等新兴市场需求仍具增长潜力。与此同时，工商业储能市场作为新的增长点，在电化学储能系统成本降低、电力稳定性需求的增加、峰谷电价差的扩大以及电价政策的调整下，欧美地区及发展中国家对工商业储能系统的需求显著增长。此外，各国政府和电力运营商正在积极探索分布式储能通过聚合参与电力服务和电力交易的新模式，也对储能产品的更广泛应用发挥了积极的推动作用。

一、美国大储增势强劲，FERC电网新规发布将促进储能提速

2024年美国电网侧储能继续保持高增长。

2023年，美国储能新增装机规模达到8.7GW，同比增长超过90%，其中表前储能新增装机7.9GW，同比增长达到99%。2024年，美国电网侧储能装机预计将继续实现爆发式增长，新增装机规模有望达到14.3GW，电网侧储能累计装机规模将增加近一倍，保持高增长趋势。根据EIA（美国能源信息署）数据统计，2024年1-5月，美国电池储能实际并网3GW，完成规划电池并网5.8GW目标的51.72%，同比增长382%。另外，《通胀削减法案》和FERC（联邦能源监管委员会）新规相继落地，对新能源项目进行巨额补贴，简化可再生能源并网流程，2024年下半年，美国电网侧储能装机投运有望持续加速。

储能项目排队并网数量增加和审核周期变长，是影响美国储能并网效率的重要原因。

据统计，美国1-6月装机量4.2GW，同比+151%，按照并网排队情况，截至2024年7月24日，2024年美国已装机和待装机总量为15.1 GW，同比+130%。美国从提交并网服务申请到开始商业化运营的所需周期，2000-2007年所需时间不到2年，2018-2023年间所需时间延长至4年多，而2023年所需时长的中位数已经达到了5年之久。并网周期不断增长，是影响美国并网效率低下的一个重要原因。

为解决美国电网老旧、无法匹配当前美国电力需求、高效接入风光等新能源并网问题，2024年5月13日，美国联邦能源管理委员会(FERC)发布区域输电规划和成本分配规定（1920号令），通过新的输电规划和成本分摊规则，要求每个输电运营商考虑在现有发电机互连过程中多次确定的、但尚未建成的传输设施，以满足与互连相关的需求。FERC新规为10余年来美国首次解决区域输电政策问题，由此将促进美国新能源并网效率改善，有望推动美国储能电池装机量的快速增长。

FERC新规提高了风光新能源的并网效率，也增大对储能产品的需求。

据高工储能GGII分析，尽管美国在通过提高关税、限制准入等手段打压中国产品，但考虑到中国产品的竞争力，短时期内美国的限制措施对我国储能产品的出口影响有限。以产品价格为例，对比中美两国2024年5月份电芯/PACK价格和2026年加征关税后电芯/PACK价格，在不同预测情景下，中国产品价格优势依然显著。考虑到美国市场新能源大规模并网需求在快速增长，即使2026年美国对中国储能电池产品关税提升25%，无论是在哪一种价格假设条件下，中国储能电池产品在美国市场仍然具有显著的成本优势。因此，FERC新规的发布，提高了风光新能源的并网效率，也增大了对储能产品的需求，对我国锂电储能产品的出口仍具有一定正向拉动作用。

二、欧洲大储有望超越户储成为主要增量，但碳足迹核算新标准将对我国电池出口带来比较大的影响

欧盟电改，政策鼓励加速储能建设。

欧洲以可再生能源发电为主，电网急需灵活性资源，平抑波动。2023年，欧洲电力来源39.1%为可再生能源 ，24.35%为天然气，14.55%为煤炭，19.38%为核能。而电网容量不足的瓶颈日益显现，2023年负电价次数 6470次，同比增加10倍，急需储能增加电网灵活性资源，平抑电力供应的波动。

欧盟委员会于2023年3月提出欧盟电力市场设计改革的提案，2024 年5月欧洲理事会正式通过。鼓励电网引入储能、需求侧响应等非化石能源，并通过容量机制提供合理回报，从而确保电力供应安全和灵活性。

源网侧大储增速超过户储，新的市场正蓄势待发。

2024年欧洲大储占比有望提升，接力户储增量。根据Solarpower Europe（欧洲光伏产业协会）预测，2024年欧洲新增储能装机容量预计达到22.4GWh，较2023年增长30.23%。其中，大储新增装机容量有望达到11GWh，装机规模占比预计将从21%提升至49%，提升28pct，超越户储成为欧洲储能主要增量。意大利、英国有望超越德国，将成为欧洲储能排前二的重要市场，2024储能新增装机规模预计分别达到7.7GWh、4.5GWh,同比增长108%、67%。

欧洲大储占比低，2023储能总体装机17GWh，其中大储装机3.6GWh，仅占比21%。欧洲大储主要集中于英国市场，占比达50-60%，而其余国家规模小。根据欧洲储能协会（EASE）预测，2024年大储装机将以英国与意大利为主，而到了2030年，欧洲其他各国装机开始放量，欧洲累计装机规模预计可达71GW/172GWh。

2023年12月，欧盟批准意大利177亿欧元的储能计划，以援助该国建设超过9GW/71GWh的储能设施，以长时储能为主。

西班牙光伏装机持续增长，2023年中西班牙计划将2030年光伏装机目标从37GW提升至76GW，从而拉动储能需求。2022年12月，西班牙政府将为独立储能项目提供 1.5 亿欧元的补助，为混合储能项目提供 1.5 亿欧元的补助，每个项目最高获得1500万欧，覆盖投资成本40%，目标为到 2030 年底共部署22GW的储能项目。

德国户储下降，大储装机实现快速增长。据ISEA & RWTH Aachen University（国际航贸物流平台和亚琛工业大学）统计，2024年1-7月，德国户储新增装机2587MWh，同比-14.48%；其中7月户储新增装机319MWh，同比-36.58%。大储新增装机231.59MWh，同比+65.69%。这些数据表明，德国储能市场正由户储单一格局迈向多元化，其中源网侧储能市场将超过户储增速，新的市场正蓄势待发。

英国储能市场一直以来都以大储为主，项目案例与政策框架较为完善，自2020年以来装机量每年翻一番，欧洲储能协会（EASE）预测未来两年有望持续增长。2024年上半年，英国大储装机暂时受到了项目建设节奏的影响，并网延期现象改善较为有限，6月并网规模仅有0.12MW，2024Q2新增装机178.3MW，同环比均出现较大幅度的下滑。

欧洲户储下滑主要源于电价下行叠加补贴退坡。

受库存压力影响，2023年下半年至2024年一季度，欧洲户储市场持续处于去库阶段，市场整体承压。二季度以来，我国对德国出口数据明显连续环比回升，显示好转迹象。欧洲户储去库预计目前已经进入尾声，在2023年下半年低基数下，2024年下半年有望企稳回升。

业内人士认为，2024年欧洲市场户储装机同比下滑的主要原因是电价下行叠加部分国家补贴退坡，对户储需求造成影响。电价方面2024年6月，欧洲28国平均批发电价为76.38欧元/MWh，同比-14.64%。回顾2022年至今，欧洲批发电价已大幅回落，并逐步传导至终端电价，据HEPI（英国高等教育政策研究所）统计，2024年7月，欧洲终端电价已降至0.242欧元/kWh。

政策退坡方面，意大利的Superbonus计划于2020年开始执行，户储设备税收抵免额度提高至110%，2022年底意大利明确了2023-2025年税收抵免额度将分别退坡至90%、70%和65%。有数据显示，意大利2024年Q1储能装机量440MW/914MWh，同比-25.9%/-21.3%。

欧洲负电价已成为常态，将加速储能项目部署。

据荷兰研究机构Strategy公司日前发布的荷兰能源市场数据，从今年1月1日到8月14日，荷兰EPEX现货期货市场累计出现了347个小时的负电价，已经超过去年的316小时的负电价。随着可再生能源发电量的持续攀升，负电价现象愈发频繁，预计未来几年内将持续加剧。预计到2025年荷兰的负电价时段将大幅增长到550～750小时。到2026年，荷兰能源市场中负电价时长将达到800～1200小时。预计2027年～2029年将达到1000～1500小时。

欧洲的负电价现象日益严重不仅暴露了电网灵活性的不足，也凸显了储能技术在能源转型中的重要性。储能系统可以通过平衡供需关系、提高经济效益、提升电网稳定性和促进可再生能源消纳等方面来有效缓解负电价问题。近年来，欧洲各国政府通过制定一系列激励政策，例如税收减免、提供补贴等，促进储能技术的发展和应用，并通过设定储能部署目标，系统地将储能纳入可再生能源拍卖中，并允许电池储能系统在所有电力市场运行。未来几年，随着储能技术的不断进步和成本的进一步降低，储能系统将在欧洲缓解负电价问题和能源转型的过程中发挥更加重要的作用。

据SPE（欧洲光伏产业协会）预测，2024年欧洲大储装机量将达11GWh，同比+205%；大储装机占比达49%，超越户储39%的装机占比。SPE预测，到2028年，欧洲大储装机将达35.9GWh。在近几年当中，欧洲储能市场将逐渐从以户储为主导转向以大储为主导。

碳足迹核算标准的变动，将对我国储能电池等产品的出口带来重大影响。

按照《欧盟电池与废电池法》，2025年起，欧盟区域销售的电池将被强制要求报送碳排放，且于2028年采取电池碳足迹分级，并禁售超出碳排放阈值的电池。在电池全生命周期的碳排放中，电力碳足迹占比为40%-50%，而强制报送电池碳足迹以及碳足迹核算标准的变动，对于中国电池企业来说尤为不利。

在这些举措中，仅仅是强制要求电池提供全生命周期碳足迹声明，就足以让中国电池企业的出口遇到很大障碍。我国企业在碳足迹核算方面仍面临诸多难题。首先，欧盟的复杂核算标准与我国现有标准并不兼容，高昂的建模成本和庞大的数据收集需求，进一步增加了企业的运营成本和时间成本。其次，在电力碳足迹计算方面，欧盟《电动车电池碳足迹计算和核查方法学》征求意见稿中提到，除新能源电力直连（直供电和分布式光伏）以外，所有的网购电（包括绿电）则要求使用全国电网平均排放因子计算碳排放。

其中有两个方面的要求实现难度很大：一是欧盟在新政策中只认直连绿电，而我国直供电新能源供给成本较高，实现难度大，对依赖电网供电的中国电池企业尤为不利；二是平均电力排放因子以国家范围来划定，中国平均电力排放因子为0.582，对比欧洲国家，法国、瑞典、挪威排放因子甚至不到0.06，且中国以煤电为主的电力供给结构在短期内很难改变。这些客观因素都将对中国电池企业对欧洲的出口造成重大影响，因此亟需对标欧盟Gos，促使国家依托温室气体排放因子数据库，建立适合电池行业的剩余排放因子体系，推动国际国内碳足迹计算标准和因子库的互认和统一。

三、新兴市场加速能源转型，光伏风电装机猛增带动储能需求爆发

中东：出台政策大力发展太阳能等可再生能源，为能源转型注入强大动力。

中东地区拥有得天独厚的太阳能资源条件，在全球能源转型背景下，近年来对太阳能光伏和配套储能设施的需求呈现持续快速增长的态势。沙特阿拉伯、阿联酋、埃及等中东国家明确了新能源发展目标，出台支持政策大力发展太阳能等可再生能源，为该地区的能源转型注入了强大动力。

沙特：其“2030愿景”发布四个100%可再生能源项目，其前期工程储能需求已达2.7GWh，后续项目推进预计仍有数10GWh储能需求待招标。2023年12月，沙特能源部提出新的目标，未来每年将增加20GW的可再生能源项目，到2030年之前达到130GW的可再生能源，其电网扩容短时间无法落地背景下网侧大储需求将实现爆发。沙特能源部制定了2024-2025年24GWh储能系统招标计划，其中10GWh有望在2024年下半年启动。

阿联酋：为中东地区第一个承诺2050年实现净零排放的海湾国家。阿联酋公布了未来十年国家计划，到2030年清洁能源装机容量从14.2GW增加到19.8GW，在总能源结构中的份额提高到30%，到2050年进一步提高到50%。阿联酋主要电力服务厂商阿联酋水电公司发布报告，建议未来三年内至少部署300MW/300MWh电池储能系统，以增强电网运营的整体稳定性。阿联酋启动“全球电动汽车市场”转型项目，计划将阿联酋打造成全球电动汽车市场，并设计目标到2050年，将阿联酋国内电动汽车占比提升到50%。

埃及：具有潜力的光储微网市场。在国家战略的推动下，埃及可再生能源发展进程也在加快，到2040年埃及可再生能源发电份额将达到60%，较之前提出的2030年占比份额达到42%目标增长18%。在加速风电、光伏项目落地的情况下，储能的同步建设也列入了埃及能源发展的计划之中。2023年12月，在迪拜举行的COP28期间，埃及签署了加入电池储能系统联盟的意向书，将助力其2030年清洁发展目标的实现。

以色列：受地缘因素影响，以色列与周边国家基本没有电网互联，形成“能源孤岛”，其光伏装机占比提升背景下电网稳定性受到影响，2020年以来以色列政府启动多轮储能招标，规模总计约6.3GWh。

黎巴嫩：在石油和天然气价格上涨，能源供应的紧缺的情况下，离网光伏+储能的形式成为当地主要的电力供应形式之一。但由于黎巴嫩经济社会发展的问题，支持其户用光储发展的资金尚少，解决电力短缺的补救措施尚弱。

日本：调高可再生能源占比，储能需求空间广阔。

日本的电网为区域电网，而不同区域以不同频率运行。日本2023年可再生能源发电占比19.5%，目标2030要调高到36-38%，储能需求空间广阔。从商业模式看，日本电力市场化，储能套利机会大；其次，电力备用交易所于2021年建立的供需调节市场引入了新的辅助服务市场，从三级调节备用开始，扩展到一级和二级调节备用，参与的储能要求最低3小时，大储并网将在2026-2027年开始爆发。日本已拍卖1.1GW储能容量，中国企业阿特斯获得193MW。

澳大利亚：电网不稳定叠加能源转型加速，储能需求体量庞大。

澳大利亚电力市场波动较大、负电价次数频发，为储能盈利创造良好条件。能源转型加速背景下，澳大利亚4小时以内的短时储能需求爆发，2023年2Q-2024年1Q，澳大利亚储能电站项目投资额连续四个季度超10亿澳元。根据澳大利亚输电运营商相关数据，目前预期及计划中的储能项目规模接近80GW。其中计划于2025、2026年开始商业运行的大储项目规模分别为4GW/8GWh、6GW/15GWh，储能需求体量庞大。

南美：智利大储需求旺盛，巴西风光装机高速增长将带动储能发展。

智利：矿山建设催生长时配储需求。2021-2022年智利大规模新增风光装机后可再生能源弃电量高速增长，2024年1-5月可再生能源弃电率达13.7%。为缓解弃电压力智利大储需求高增，截至2024年5月，智利在建储能项目1.2GW，储备项目接近10GW。智利从2022年底通过的《储能和电动汽车法》允许运营独立储能的参与者短期内参与市场开始，智利储能市场发展加速，在去年投入运营的储能项目总容量约为1.3GW。智利政府批准公共土地拍卖，开发商将能够申请直接分配土地用于储能项目。去年11月，智利推出“储能系统发展促进计划”，旨在为2026年开始运营的项目分配公共土地，土地许可证有效期最长为40年。2024年智利通过DS70法案，储能电站项目盈利模式得以确定，法案储能容量系数大幅优于英国等成熟大储国家，且实施有效期为10年，有望刺激需求加速释放。

巴西：光照资源丰富，光伏太阳能还有很大的发展空间。北部和中部地区有大片未被充分利用的土地，适宜安装太阳能发电设备，境内主要以水电站储电为主，去年陆上风电装机容量5.9GW。但巴西输配电基础设施发展速度仍然较慢，电网消纳能力远低所需，现有传统储能设施不利于调峰填谷，发电厂建设激增正推动电池储能市场扩张。同时，巴西部分地区由于极端天气和水电依赖度高等原因，面临电力供应不稳，加之电价机制，当地家庭对于户储的需求日渐高涨。

据有关机构统计，南美洲的陆上风力发电能力将在未来10年翻一番，达到79GW。和北美洲一样，南美洲电网消纳能力和可再生能源发电破纪录增长相悖，现有的太阳能光伏项目正在增加储能设施，以减少高水平的太阳能弃光和负定价。

印度：可再生能源占比提升迅速，储能需求爆发在即。

截至2024年3月，印度可再生能源占印度电力容量的28.9%，高速增长的可再生能源装机对电网稳定带来重大挑战。印度中央电力局预测，到2026-2027年电池储能需求规模为8.7GW/34.7GWh。但截至2024年3月印度电池储能装机仅为0.2GWh。为刺激国内电池储能发展，印度政府发布储能发展框架，推出4GW项目补贴计划，并通过国有企业发起多轮大规模储能项目招标。从今年7月印度国有企业光储项目中标结果看，光储混合电价已接近实现火电平价，新能源占比迅速提升背景下印度储能需求爆发在即。

东南亚：政策推动电池储能焕发活力。

东南亚地区对能源的需求持续增长，尤其是对可再生能源的需求，推动了对储能解决方案的需求。如印尼计划到2025年可再生能源占比达到23%，马来西亚计划到2040年达到41%。

东南亚各国政府出台了支持储能发展的政策，越南的《第八个电力发展规划》，目标是到2030年停止开发煤电项目，并增加储能设施。随着东南亚各国开始在电网层面和用户侧应用方面加强对电池储能的支持政策，过去三年，整个地区的电池储能装机容量实现增长，并将在本十年剩余时间内大幅增长。包括菲律宾、印度尼西亚、泰国、越南和马来西亚等国，截至2024年第一季度，东南亚累计投运的装机容量估算达到781MW/564MWh。其中菲律宾已投运的储能装机占东南亚77%左右。

菲律宾有利的补偿机制和装机容量目标，以及在一定程度上印度尼西亚和泰国的补偿机制和装机容量目标，为该地区的电池储能带来强劲增长前景。彭博新能源财经预计，到2030年，东南亚地区的电池储能累计装机容量将达到4.8GW/9.7GWh，以GW为单位计，将在现有装机基础上增长5倍以上。

辅助服务在2029年之前仍在电池储能的应用中占主导地位，尤其是在菲律宾，而随着更多可再生能源和储能项目并网，削峰填谷将在2030年占领先地位。泰国和印度尼西亚等市场可能引入国内电池制造能力，这将为电池储能和新能源汽车(EV)价值链上的本地生产商带来机遇。

中国企业如亿纬锂能、宁德时代等在东南亚市场积极布局，通过设立储能工厂和签订储能项目合同，加速了储能技术的本地化和应用。

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