【摘要】2024年全球儲能市場呈現多維度利好，大儲（源網側儲能）、工商儲和戶儲三大細分市場均有不俗表現。國內，大儲增長趨勢延續，其招標數據亮眼；工商業儲能有望發力。國外，美國市場能源轉型、極端天氣、AI發展等推動儲能需求向上；歐洲戶儲去庫存接近尾聲，終端需求依舊旺盛。展望下半年，儲能行業基本面有望持續改善，在國內外雙重增長趨勢下，大儲增長確定性較高，戶儲有望筑底企穩，逐步回升。

國內外儲能市場發展新動向及趨勢

邱麗靜

（中能傳媒能源安全新戰略研究院）

一、引言

近年來，全球儲能市場呈現出快速增長的態勢。2024年全球儲能市場呈現多維度利好，大儲（源網側儲能）、工商儲和戶儲三大細分市場均有不俗表現。從技術分類看，新型儲能發展迅速，占比不斷提升，鋰電池儲能占據絕對的主流地位。中國、歐洲、美國的新型儲能裝機量位列全球前三，引領全球發展。

國內方面，截至2024年上半年，中國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達4444萬千瓦/9906萬千瓦時，較2023年底增長超過40%。預計到2030年，中國新型儲能裝機規模將超過3億千瓦。獨立儲能電站方面，中國電力市場改革持續推進，獨立儲能電站盈利模式趨向多元，疊加碳酸鋰價格回落，帶動儲能電站成本下降，獨立儲能電站項目經濟性逐步提升，有望推動裝機規模增長。

美國方面，2024年，美國電網側儲能裝機預計將繼續實現爆發式增長。據美國能源信息署統計，2024年1—4月，電網側儲能項目新增裝機規模為1.75吉瓦，較2023年同期增長185.73%。隨著《通脹削減法案》、美國聯邦能源管理委員會新規落地，電網側儲能項目并網有望加速。

歐洲方面，受庫存壓力影響，2023年下半年至2024年一季度，歐洲戶儲市場持續處于去庫存階段，市場整體承壓。2024年二季度以來，中國對德國出口數據明顯連續環比回升，顯示好轉跡象，2024年下半年有望企穩回升。同時，歐盟提升可再生能源占比目標，多個國家調整規劃加速建設，帶來大儲機遇。根據Solarpower Europe預測，2024年歐洲新增裝機容量預計達到22.4吉瓦時，較2023年增長30.23%，大儲新增裝機容量有望超越戶儲成為歐洲儲能主要增量。意大利、英國有望超越德國，成為歐洲儲能前兩大市場，2024年儲能新增裝機規模預計分別達到7.7吉瓦時、4.5吉瓦時，同比增長108%、67%。

展望未來，伴隨著低成本的新能源電力建設在全球推廣，儲能行業將迎來長足的發展。有研究機構預測，2024—2026年全球儲能市場增速為198/297/415吉瓦時，同比增長49%/50%/39%。同時受益于儲能成本下降，新興市場發展迅速，儲能大項目密集落地，未來占比有望提升。

二、中國

2024年上半年，中國新型儲能產業迎來快速發展，累計裝機容量首次超過百吉瓦時；碳酸鋰及儲能系統價格企穩，疊加項目并網搶裝，催化終端需求；儲能招標采購需求旺盛，支撐2024年儲能裝機；國家從頂層設計維度加快建設全國統一電力市場體系，儲能參與市場機制逐步理順；工商業儲能收益機制豐富，裝機增速可觀。

（一）新型儲能裝機繼續保持快速增長

根據CNESA Datalink全球儲能數據庫的統計，截至2024年6月底，中國已投運電力儲能項目累計裝機首次超過百吉瓦，達到103.3吉瓦，同比增長47%；其中新型儲能累計裝機首次超過百吉瓦時，達到48.18吉瓦/107.86吉瓦時，功率規模同比增長129%，能量規模同比增長142%。另據該機構統計，2024年上半年新型儲能新增投運裝機規模13.67吉瓦/33.41吉瓦時，功率規模和能量規模同比均增長71%。新型儲能項目數量（含規劃、建設中和投運）超1000個，較去年同期增長67%。下半年將繼續保持快速增長態勢，預計2024年全年新增裝機30～41吉瓦。

來源：CNESA

圖1 中國已投運新型儲能累計裝機情況

（二）儲能系統中標均價趨穩

儲能項目的招標和采購需求同樣呈現出旺盛的態勢，據儲能與電力市場統計，2022年完成招標的儲能項目總容量達到了44吉瓦時，與CNESA公布的2023年實際并網規模相當，表明招標數據是預測裝機量的一個重要指標。根據該機構數據，2023年儲能采購需求共計48.2吉瓦/118.5吉瓦時，是2022年的近3倍，2024年1—7月招標規模達到30.46吉瓦/82.16吉瓦時，同比增加92.7%/105.7%，招標采購的強勁增長態勢將有力支撐2024年的裝機量。中標方面，根據CNESA Datalink全球儲能數據庫的統計，2024年1—6月，中標規模同樣高于去年同期，電池系統、儲能系統和EPC的中標量，分別同比增加50%、19%、173%；上半年中標總量（含電池系統、儲能系統和EPC）同比增加90%，各月中標規模均高于去年同期，最大月度中標規模增速超過200%。

來源：儲能與電力市場、華泰研究

圖2 中國2024年儲能中標規模

（三）磷酸鋰價格回落推動儲能電站成本下降

2024年，中國碳酸鋰市場的價格走勢呈現出了持續下降的趨勢，盡管市場普遍認為2023年的價格調整已經使行業對價格波動產生了疲憊，預計2024年碳酸鋰價格將穩定在每噸10萬元左右，但事實卻與預期相反，價格一路跌破8萬元并接近每噸7萬元。國內碳酸鋰價格持續下降主要原因是鋰鹽供應的持續增加和行業透明度的提升。截至2024年6月20日，碳酸鋰價格為9.49萬元/噸，同比下降70.11%，較2024年年初下降6.04%。

碳酸鋰價格的持續下降不僅影響了上游產能的重組，還導致了電池單體成本結構的變化，儲能項目系統/EPC中標價格持續下行。根據尋熵研究院、儲能與電力市場數據統計，2024年5月，2小時儲能系統報價區間為0.57～0.85元/瓦時，平均報價為0.66元/瓦時，同比下降41.6%，環比下降21.4%；2小時儲能EPC報價區間為0.72～2.41元/瓦時，平均報價為1.36元/瓦時，同比下降17.82%，環比上漲3.03%，儲能系統和EPC報價均處于近年低位。展望后市，隨著碳酸鋰供給側產能釋放，電動車需求逐步放緩，碳酸鋰供給過剩格局預計將延續，壓制碳酸鋰價格上行。受原材料價格下行，行業競爭持續加劇因素影響，預計儲能系統/EPC價格將持續低位震蕩，這將有利于降低儲能電站建設成本，提升項目收益率水平。

來源：公開資料

圖3 中國電池級磷酸鋰價格趨勢

來源：公開資料

圖4 儲能項目系統/EPC月度投標平均報價變化趨勢

（四）政策密集出臺助力新型儲能市場化進程

近兩年來，電力市場、容量補償、容量租賃等政策密集出臺，新型儲能盈利路徑拓寬，市場化進程進一步加快。如2024年5月，國家發展改革委發布修訂后的《電力市場運行基本規則》，明確電力市場交易類型包括電能量交易、電力輔助服務交易、容量交易等，新規進一步推進全國統一電力市場體系建設，持續完善電力市場功能，發揮市場機制作用。電力現貨市場建設持續推進，儲能有望體現時空價值獲得合理收益。政策支持新型儲能并網調度，儲能收益模式或逐步理順。2024年4月，國家能源局發布的《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》提出，新型儲能可在電力系統運行中發揮調峰、調頻、調壓、備用、黑啟動、慣量響應等多種功能，是構建新型電力系統的重要支撐技術。

隨著電改持續推進，中國獨立儲能電站盈利模式逐步完善。獨立儲能電站常見盈利模式有四種，包括峰谷價差套利、容量租賃、容量補償和輔助服務。由于各地區發展進度和政策細節有所差異，獨立儲能電站盈利模式也有所不同。多數省份采用傳統的中長期市場分時電價模式，獨立儲能電站能夠從中實現峰谷套利。該模式紙面收益較高，但實際上網電價及電量調度并不由自己決定，儲能電站的自主性較低。而對于山東這類電力現貨市場的先驅省份，則采用容量租賃+現貨市場+容量補償的模式。根據蘭木達Lambda的數據，2023年山東省電力現貨市場的年平均價差約為0.36元/千瓦時，僅低于蒙西地區。

根據EESA儲能領跑者聯盟統計，目前，山東、山西、內蒙古（蒙東、蒙西稍有差異）、廣東等地區獨立儲能盈利模式更多樣化，已經形成“容量租賃+現貨市場+多品種輔助服務”的盈利模式，收益靈活性相對較高；河南、寧夏現貨市場暫未開放，盈利模式為“容量租賃+電能量交易/調峰輔助服務”，且兩地容量租賃市場化程度較高，已有多個項目中標，加之可觀的調峰補償，收益也處在中等水平；河北（河北南網、冀北電網區域稍有差異）新能源裝機占比較高，儲能規劃完成情況不佳，預計“十四五”后期鼓勵政策將逐漸完善，儲能裝機持續發力，河北將成為獨立儲能發展的新興區域。

根據相關測算，在2小時儲能系統EPC單價為1.4元/瓦時、儲能系統單價0.8元/瓦時、電芯采購單價0.45元/瓦時、初始容量80%租賃（降低5%/3年）的情況下，山西、內蒙古、河南等地區儲能均可實現不同程度盈利。其中，山西、內蒙古（蒙西）、河南地區內部收益率較高，分別為7.14%、6.89%、5.17%，均在5%以上。隨著儲能成本下降、電力現貨市場完善，未來獨立儲能項目經濟性有望進一步提升。

表1 獨立儲能電站的收益模式

來源：公開資料

圖5 部分市場獨立儲能項目內部收益率

（五）工商業儲能放量可期

基于降低企業用電成本同時保障用電穩定性的需求，國內工商業儲能迎來了快速發展。近兩年來，中國用戶側儲能備案項目數量和規模持續上升。從前瞻指標備案量來看，根據能源電力說數據，2023年下半年用戶側備案規模達4.18吉瓦/10吉瓦時，2024年1—6月備案規模7.13吉瓦/16.46吉瓦時，高備案量有望有力支撐2024年裝機規模。根據EESA的估計，2024和2025年國內工商業儲能裝機規模將分別達4.8吉瓦/9.5吉瓦時、6.15吉瓦/14.3吉瓦時，容量口徑同比增速分別達到99.2%/50.5%。根據當前備案量來看，業內認為后續裝機規模存在超預期的可能。

來源：能源電力說、華泰研究

圖6 工商業儲能月度備案數量及規模

圖7 浙江、江蘇、廣東工商業儲能月度備案數量及規模

在地方層面，浙江、江蘇、廣東作為中國工商業儲能的先鋒隊，起到了較好的示范作用，2024年三省工商業儲能備案量保持高速增長。據能源電力說數據庫不完全統計，2024年上半年，浙江備案數達1439個，備案規模1.29吉瓦/3.13吉瓦時；江蘇備案數達775個，備案規模2.77吉瓦/5.74吉瓦時；廣東備案數達725個，備案規模0.78吉瓦/1.74吉瓦時。

三、美國

2024年，美國儲能的計劃裝機量及在建項目占比均有所增長，其中大儲增長強勁。從應用場景來看，美國儲能市場主要為電網規模儲能市場。2024年，美國電網側儲能裝機預計將繼續實現爆發式增長，新增裝機規模有望達到14.3吉瓦，電網側儲能累計裝機規模將增加近一倍，保持高增長趨勢。電力系統旺盛的輔助需求也促使儲能行業發展出豐富的應用場景。

（一）大儲裝機增長強勁

2024年以來，美國儲能裝機高景氣延續，從細分市場來看，大儲需求高景氣延續，工商業裝機短期放緩，戶儲同環比均實現增長。據Wood Mackenzie數據，2024年一季度美國儲能裝機新增1.27吉瓦/3.51吉瓦時，同比增長62%/64%。其中大儲0.99吉瓦/2.95吉瓦時，同比增加79%/90%；工商業儲能19兆瓦/4兆瓦時，同比降低72%/78%；戶儲252兆瓦/516兆瓦時，同比增加62%/33%。

來源：EIA、華泰研究

圖8 美國月度儲能裝機情況

在美國儲能裝機量快速增長的背后，也要看到，受到儲能并網復雜、變壓器短缺、利率高企和碳酸鋰價格等因素擾動，2023年美國儲能裝機量與美國能源信息署年初公布的預期值相比，全年的完成度僅為74%。從單個月份看，大部分月份的完成度不足50%，許多項目不斷延期。尤其受到并網受阻影響，截至2023年9月份，美國儲能項目排隊規模超過600吉瓦，其中僅有10%獲得并網許可。

來源：Wood Mackenzie、東吳證券研究所

圖9 美國大型電池儲能裝機情況

（二）電網輔助需求旺盛推動多個應用場景發展

從應用場景來看，美國儲能市場主要為電網規模儲能市場。據統計，2023年，美國電網側儲能新增裝機規模7.91吉瓦，同比增長99%，戶用儲能新增裝機規模0.703吉瓦，同比增長41%，分布式儲能新增裝機規模0.123吉瓦，同比增長4%。2023年，電網側儲能新增裝機規模占比達到90.54%，且新增裝機增速明顯高于其他場景。目前美國電網存在較強輔助需求和套利機會，這也促使儲能行業發展出豐富的應用場景。根據美國能源信息署數據，截至2022年，美國在運行的儲能設備可分為12種不同的應用場景。其中，規模較大的有頻率調節、套利、斜坡/旋轉備用、能量時移，分別為6.7吉瓦、5.2吉瓦、4.9吉瓦、3.0吉瓦，占比為26%、20%、19%、11%。從增量看，增長最多的應用場景為頻率調節、斜坡/旋轉備用、套利、能量時移，分別增長3.7吉瓦、2.9吉瓦、2.5吉瓦、1.5吉瓦，占到總增量的29%、23%、19%、12%，這些功能可以幫助電網快速平衡電力供需之間的臨時差異。除此之外，備用電力和負荷跟蹤也取得較快增長，分別同比增長315%和102%。

來源：EIA、中信期貨研究所

圖10 美國2022年各場景新增儲能功率規模及占比

（三）儲能應用定位于區域消納與保供

美國儲能裝機主要集中在加州、得州和亞利桑那州，與新能源機組滲透率較高的區域高度重合。加州和得州是大儲的主要市場，累計裝機容量分別達到了6.97吉瓦/26.89吉瓦時和4.05吉瓦/5.52吉瓦時。

1.加州電網實現100天100%綠電供應

2024年3月至7月，加州實現連續100天至少部分時間100%由可再生能源（風電、光伏、水電）供電，由加州獨立系統運營商（CAISO）運營。在這100天中，可再生能源供電時間跨度從5分鐘到10多個小時不等。加州之所以可以實現連續100天至少每天有部分時間完全使用無碳的可再生電力，電池儲能發揮重要作用。儲能項目可以捕獲風能和太陽能資源產生的電能，并在用電高峰時將電能釋放回電網。今年6月中旬到7月的三周內，創紀錄的熱浪席卷了加州，導致整個灣區和中央山谷的氣溫飆升超過110華氏度（約超過43.3攝氏度）。然而，與往年的停電截然不同的是，加州并沒有出現緊急斷電或發出全州范圍節約用電警報（Flex alert）的情況，這主要得益于電池儲能在該時間段為電網提供了有效緩沖。從數據上看，在2024年的某些日子里，電池電源已成為加州電網中最大的電力來源。比如，2024年4月8日，日食減少了太陽能發電量，而電池完全可以滿足這一需求。5月5日，風能、水力發電和太陽能在一天中的大部分時間里達到了160%以上的需求。在某周三晚上7點35分，創紀錄的8320兆瓦電池電力投入電網，相當于16座天然氣發電廠滿負荷運行。

電池儲能正在成為加州清潔能源轉型的關鍵組成部分，并成為加州電網保障電網可靠性最有力的助手。加州能源委員會（CEC）的數據顯示，加州正在大力建設電池儲能系統，從2018年到2024年4月，加州的電池存儲容量從500兆瓦增加到了10383兆瓦，達到了2020年的7倍，此外還有3800兆瓦計劃在2024年底上線。在電池儲能容量急速增長的同時，加州能源委員會推出了一個全新的儲能監測系統，提供有關儲能設施的詳細信息。該系統首次提供了全州信息，并提供了超過15萬個住宅、商業和公用事業規模的電池安裝數據。

2.儲能支撐得州電力供應

2024年8月20日，美國得州電力市場（ERCOT）的電力需求、凈負荷與儲能放電均破歷史新高。但由于全天光伏出力強勁，以及應急備用服務（ECRS）的上線，即使在高峰期，電價仍處于可控范圍內。實時電價之所以未突破最高限價且相對可控，一方面是由于得州過去兩年安裝了大量光伏機組，另一方面則是應急備用服務機制激勵了儲能的部署應用。自2022年初以來，得州電力市場新增近10吉瓦光伏裝機和5吉瓦的電池儲能。與此同時，由電池儲能系統提供的輔助服務月均占比幾乎翻了一番，從30%左右增加到接近60%。

應急備用服務是得州電力市場于2023年6月推出的新型輔助服務品種，該服務要求機組可在10分鐘內啟動，且連續2小時保持在指定容量水平，以便在發電突然中斷時恢復系統頻率或電壓水平。啟用了上述輔助服務后，即便系統凈負荷維持高位，高峰時段的電價也始終未超系統價格上限。得州電力市場官網顯示，系統平均實時節點邊際電價在傍晚6點30分開始的15分鐘內突破100美元/兆瓦時，直到晚上9點都保持在100美元/兆瓦時以上；平均電價在晚上7點45分達到4853.45美元/兆瓦時的峰值，直到晚上8點15分平均電價都在4000美元/兆瓦時以上。但從整體來看，峰值電價仍在可控區間。

表2 ECRS輔助服務品種

對比往年，今年的電價水平并不算高。截至2024年8月，得州電力市場平均電價為57美元/兆瓦時，今年以來的平均電價為33美元/兆瓦時；而2023年的平均電價為80美元/兆瓦時，2018—2022年的平均電價為66美元/兆瓦時。目前，在儲能主導的輔助服務市場中，價格正在下降。過去兩年，得州電力市場響應備用服務和調頻上行的價格相對于日前市場價格都有所下降。而電池的短期邊際成本遠低于火電機組，可以以較低的價格進入市場投標。未來隨著更多儲能系統并網運營，預計相關服務的價格將進一步降低。

（四）儲能在PJM容量市場體現新價值

儲能最大的能力是能夠發揮容量的作用，將“電量價值”轉化為“容量價值”。當前，國內外電力市場中，主流的容量充裕性機制包括容量補貼/電價、戰略備用、稀缺電價、容量市場、可靠性期權交易機制等。其中，美國PJM電力市場采用集中式容量拍賣機制，又稱可靠性定價（reliability pricing model，RPM）容量市場。其以長時的發電容量為交易標的，與電能量市場共同將發電機組的成本劃分為容量和能量兩部制，兼顧了容量補償的經濟效率和機制運行的穩定性，在維持系統容量充裕性方面起到了良好效果。

根據PJM公布的信息，2025/2026交付年下RTO區域的基本拍賣（base residual auction，BRA）價格升高至269.92美元/兆瓦·日，較2023年同期拍賣價格28.92美元/兆瓦·日大幅升高，同比增長8.3倍。

來源：CNESA

圖11 PJM容量市場主要區域的基本拍賣價格走勢

據了解，美國PJM電力市場的ELCC模型科學評估了新型儲能容量價值，儲能在高比例新能源為主的電力系統中將發揮快速爬坡、頂峰保供的作用，這正是新型儲能的容量價值所在。PJM通過ELCC評定各類資源的真實容量貢獻度，其具體含義是維持某一可靠性標準下，在有無單位容量的目標資源下系統可以承載的負荷差。根據PJM測算結果，在各類發電資源中，燃煤、燃氣具有更高的有效帶載能力；海上風電相較于陸上風電具有的有效帶載能力更高；風電的有效帶載能力顯著高于太陽能；儲能的有效帶載能力受持續放電時間影響明顯，更長放電時間的電池儲能具有更高的有效帶載能力；隨著波動性發電資源整體滲透率的增加，大部分電源其有效帶載能力呈現明顯的下降趨勢。可以看出，風光的有效帶載能力比較低，而且隨著新能源滲透率的提升，這種能力和有效容量會越來越低，讓容量市場激勵新能源配儲，可大力提升新能源的容量效用。

（五）國際競爭更加激烈

根據Wood Mackenzie最新公布的《2024年全球電池儲能系統集成商排名》報告，2023年，特斯拉以15%的市場份額位列全球第一，陽光電源位居第二，隨后是中國中車、Fluence和海博思創。北美地區，特斯拉、陽光電源和Fluence在2023年仍然是市場領導者，這三家供應商的出貨量占據了該地區72%的市場份額，同比增長20%。報告指出，北美地區市場集中度提升，主要源自特斯拉的強勁表現。相比2022年，2023年特斯拉在當地的銷量同比增長60%。特斯拉擁有儲能行業最完整的供應鏈，從制造硬件到提供儲能解決方案。這使得特斯拉能夠快速向客戶提供持續的改進服務和新功能服務，并幫助客戶在整個生命周期內維護儲能資產。

2024年以來，全球儲能巨頭的競爭進一步深化，開始了在價格、產品性能和解決方案、供應鏈等全方面的比拼。全球儲能市場競爭進入更為焦灼的時期。迄今為止，陽光電源和特斯拉先后刷新了全球最大儲能訂單紀錄。7月，先是陽光電源與沙特ALGIHAZ簽訂7.8吉瓦時的合作協議。兩天以后，特斯拉又與美國能源公司Intersect Power簽訂15.3吉瓦時的大單。對于中國電池企業來說，美國市場是一個變量市場。從美國2022年《通脹削減法案》規定搭載中國生產電池的電動車無法享受稅收抵免，到美國參眾兩院通過的2024財年國防授權法案明確禁止美國國防部采購6家中國電池企業生產的電池，美國對中國電池企業的限制正在逐步升級。

四、歐洲

進入2024年，歐洲的電價下行疊加部分國家補貼退坡，戶儲需求受到影響；英國和意大利短期內成為歐洲大儲增長的重要驅動力；儲能多元應用提升電網資產利用率。

（一）戶儲需求有所減弱

歐洲戶儲市場2024年上半年增速較緩，以歐洲為主要銷售地區的各大戶儲企業均受到影響，出現了凈利下滑。這直接表明以德國為代表的歐洲戶儲需求很難回到2022年由于俄烏沖突、能源價格上漲導致的黃金增長期。據ISEA & RWTH Aachen University統計，德國2024年1—7月戶儲新增裝機2587兆瓦時，同比降低14.48%；7月戶儲新增裝機319兆瓦時，同比降低36.58%。2024年歐洲市場戶儲裝機同比下滑的主要原因是電價下行疊加部分國家補貼退坡。2024年上半年電價總體趨于回落，例如6月，28國平均批發電價為76.38歐元/兆瓦時，同比下降14.64%，同時部分國家政府補貼減少，加之上半年利率逐月走高，導致戶儲經濟性不高，直接影響了居民需求。

來源：ISEA & RWTH Aachen University、華泰研究

圖13 德國戶儲裝機情況

此外，從逆變器的發貨看，中國向歐洲的出口額從2024年3月份起呈現環比上升態勢，6月，中國對歐洲的逆變器出口額達24.65億元，環比增加2.7%，經歷近一年左右的庫存去化周期，歐洲戶用光儲庫存去化已基本進入尾聲。進入6月，部分歐洲經銷商拿貨開始增加，但考慮三季度進入休假期，需求持續性有待觀察。隨著大型光伏項目的數量不斷增加，居民用電量的逐年提升，歐洲大儲需求將得到釋放。

值得注意的是，盡管戶用儲能市場的增速可能有所放緩，但得益于大儲和工商業儲能的強勁增長，歐洲整體儲能市場依然能夠維持其強勁的增長勢頭。據據SPE預測，2024年歐洲大儲裝機量將達11吉瓦時，同比增加205%，2024年大儲裝機占比達49%，超越戶儲39%的裝機占比。SPE預測到2028年大儲裝機將達35.9吉瓦時，也就是說，在近幾年當中，歐洲儲能市場將逐漸從以戶儲為主導轉向以大儲為主導。

（二）意大利、英國成為儲能增長驅動力

歐洲2024年光伏需求旺盛，上半年的大儲裝機速度明顯加快，英國、意大利成為其中的主要驅動力，尤其是意大利制定了2030年可再生能源目標，投資177億歐元計劃在南部和島嶼地區建設大儲項目，計劃裝機規模高達9吉瓦。預計今年歐洲工商業儲能裝機量將達到10吉瓦時，同比增長51.5%。同時，意大利的工商業儲能市場展現出令人矚目的增長潛力。隨著投資回收期的不斷縮短，意大利在這一細分領域中的吸引力日益增強。高需求期間的電價波動為儲能系統提供了豐富的套利機會，進一步推動了市場的發展。預計從2024年的674兆瓦時開始，工商業儲能容量將持續增長至2028年的3.6吉瓦時。

英國的工商業儲能市場也展現出巨大的增長潛力。政策框架的完善為削峰填谷和能源套利提供了更多商業機會，推動了工商業儲能項目的快速發展。盡管2024年的裝機量仍較少，但預計未來幾年將呈現爆發式增長態勢，到2028年將達到1.7吉瓦時的裝機量。

圖15 歐洲大儲裝機預測

值得注意的是，工商業增長前景廣闊的同時，大儲領域在上述兩個國家也迎來了顯著的轉折點。比如，英國儲能市場一直以來都以大儲為主，項目案例與政策框架較為完善，自2020年以來裝機量每年翻一番，歐洲儲能協會（EASE）預測未來兩年有望持續增長。2024年上半年，英國大儲裝機暫時受到了項目節奏的影響，并網延期現象改善較為有限，6月并網規模僅有0.12兆瓦，2024年二季度新增裝機178.3兆瓦，同環比均出現較大幅度的下滑。據Modo Energy統計，2024年上半年，英國大儲裝機0.32吉瓦，同比降低58.7%，三季度末規劃并網規模達到1.1吉瓦，但實際投入運營規模預計僅有150～430兆瓦，從目前情況來看，英國大儲重回2023年的高增長依舊需要等待審批流程的進一步優化。

（三）儲能多元應用提升電網資產利用率

作為輸電資產的儲能（Storage astransmission assets，SATA），增加現有和新建的輸電網絡的傳輸能力，具有成本效益，能夠支持世界各地電力系統的轉型。SATA的優勢包括四個方面：一是部署速度更快（更短部署時間往往帶來更大的潛在收益）；二是占地面積最高可減少80%；三是提供更高的靈活性，在不需要時能夠再次變換位置；四是可以參與額外的市場服務。電網基礎設施升級是必要的，但無法解決新能源帶來的挑戰，包括電壓穩定性和部分時段電網過載等，需要輸電系統運營商（TSO）有創新的解決方案。例如電網增值（Grid Booster）。

德國的Grid Booster是一種用于優化電網的創新儲能解決方案。SATA能夠吸收或釋放多余電力，保障線路不過載，提高電網資產利用率。具體來說，響應式電網運行的新的基本運行理念，大大降低了備用輸電線路的容量。在這種運行理念下，電網安全要求被轉移到Grid booster電池儲能電站中。這是由于運行模式的改變，從降低傳輸線路容量的預防性擁塞管理，到響應式電網運行，這（部分）釋放了以前保留的傳輸線路容量。負載率是反映線路利用率的關鍵指標之一，當今輸電線路的正常負載率僅為70%或更低。部署Grid Boosters后，在正常運行下，線路可以滿負荷運行一段時間而不會危及系統安全。2024年3月，德國批準6個電網助推器Grid Booster項目，合計規模500兆瓦，電網助推器儲能需求源于德國用電和發電區域不均，南方占據主要用電需求，而風能、太陽能等資源發電主要集中在北方，高壓輸電線路成為關鍵的電力基礎設施，需要儲能在關鍵節點提供支撐和安全緩沖。輸電系統運營商計劃到2045年部署54.5吉瓦大型儲能系統用于升級電網資產。Grid Boosters將推動大型儲能替代輸電資產投資。

五、趨勢

（一）預計到2050年全球儲能市場需求將達2700吉瓦時左右

隨著全球對可再生能源的依賴度不斷增加，以及電動汽車等新型能源應用的快速發展，儲能市場規模呈現出快速增長的趨勢。為數眾多的機構都看好全球儲能的發展前景和增長潛力。根據彭博新能源財經的預測，全球儲能市場的新增裝機規模將在未來幾年內保持高速增長，預計到2030年，年新增裝機容量將達到110吉瓦/372吉瓦時，是2023年預期數字的2.6倍。根據SMM的預測，到2050年，全球市場對儲能的總需求將達到2700吉瓦時左右。

從長遠來看，全球儲能市場的增長仍將集中在三大地區：中國、美國和歐洲。然而，與前一時期的快速擴張相比，未來幾年儲能市場的增長速度將放緩。從儲能應用場景來看，電網側的需求比例將顯著增加。儲能將在調峰和調頻方面發揮更大的作用，有助于電網的穩定運行。未來，隨著儲能技術的不斷進步和應用領域的不斷拓展，儲能市場競爭將更加激烈。企業需要通過不斷加強技術創新、提高產品質量和服務水平、降低成本、拓展應用領域等措施來應對市場競爭的挑戰。各國如何應對市場變化、優化供應鏈和技術創新將是其在全球儲能市場競爭力的關鍵決定因素。

（二）新興市場成為儲能需求的重要增長點

受益于儲能成本下降，多個新興市場能源轉型加速，大儲項目密集落地，未來增長潛力十足。如阿特斯陽光電力集團子公司阿特斯儲能宣布，已獲得一份交鑰匙工程總承包合同，將為智利的瓦塔孔多項目提供98兆瓦/312兆瓦時直流電池儲能系統，該項目計劃于2025年一季度開始建設；陽光電源與沙特ALGIHAZ簽約的全球最大儲能項目，容量高達7.8吉瓦時，預計將從2024年開始交付，并在2025年全容量并網運行；智利頒布大型儲能系統采購與投資法案，計劃采購在2026年投產的大型儲能系統電力設備，投資總額為20億美元；澳大利亞大幅提高其容量投資計劃，以支持澳大利亞政府到2030年實現82%可再生電力的目標。

值得一提的是，在國內儲能市場極度內卷的當下，拉美市場成為海外極具潛力的儲能新興市場。巴西作為拉美最大的經濟體，經濟總量和人口基數龐大，電費占國民收入比例較高，人均用電量較高，電網覆蓋率較低，斷電較頻繁，儲能市場發展空間巨大。從2024年開始，巴西已將電池和儲能解決方案納入能源拍賣，預計未來該國的儲能市場將受到明顯刺激。而拉美另一大經濟體智利則正在積極發展大型光儲項目。目前，該國在建與規劃項目60個，約4.7吉瓦；其中51個項目預計將集中于2024—2026年交付投運，共計約3.9吉瓦，對應儲能容量超過16吉瓦時，年均并網超5吉瓦時，截至2024年5月，智利在建儲能系統的容量達到1.2吉瓦，其中97%用于光伏配儲。此外，2024年7月，智利國資部授予了6個財政土地特許權項目，用于開發、建設和運營儲能系統，這也將釋放11.6吉瓦時儲能增長空間。

（三）鋰離子電池儲能將面臨來自新型長時儲能的競爭

隨著清潔調峰裝機容量需求上升，全球范圍內對有效長時儲能（LDES）的關注也在增長。彭博新能源財經此前發布的《長時儲能成本調研報告》顯示，雖然多數長時儲能技術尚處于早期，成本仍高于鋰離子電池儲能，但一些長時儲能技術或會實現更低的成本和更長的儲能時長。彭博新能源財經調研了7項長時儲能技術組別和20種技術類型。研究顯示，對超過8小時的儲能，成本最低的長時儲能技術單位投資成本已低于鋰離子電池。例如，儲熱和壓縮空氣儲能的平均單位投資成本分別為232美元/千瓦時和293美元/千瓦時。相比之下，儲能時長4小時的鋰離子電池儲能系統的平均投資成本在2023年為304美元/千瓦時。

目前，中國在壓縮空氣儲能、液流電池和儲熱等成熟技術的成本控制處于全球領先地位。《報告》顯示，在中國以外市場，壓縮空氣儲能的平均投資成本相比于中國市場高出68%，液流電池高出66%，儲熱高出54%。中國相較其他市場形成的巨大成本優勢主要得益于中國在長時儲能技術商業化應用方面的全球領先地位。當其他國家仍處于長時儲能技術商業化開發的早期階段，中國已經在政策推動下開發吉瓦時級別的大型項目。這一點在壓縮空氣儲能和液流電池方面尤其突出，過去兩年中國在這兩個技術領域都創造了世界最大項目新紀錄。盡管中國的成本較低，但長時儲能技術目前仍難以與中國產鋰離子電池儲能進行競爭，后者的價格在全球最低。就單位投資成本而言，目前只有少數長時儲能技術，如天然洞穴壓縮空氣儲能技術，可以與鋰離子電池儲能一爭高下。

展望未來，據麥肯錫預測，2025年起長時儲能市場將迅速增長。另據美國能源部研究結果，如果2030年之前鋰離子電池能在現有基礎上擴建50%產能，屆時10小時以下的儲能市場可能將完全被鋰離子電池占據，之后長時儲能的競爭更多會體現在10小時以上市場上。最終哪種技術路線能占據優勢，則取決于各自的技術進步和降本空間。彭博新能源財經發布的《長時儲能成本調研報告》指出，技術的不斷進步和部署經驗的日益豐富將進一步提高這些儲能技術在長時儲能應用中的可行性和性能。政策的扶持和新的市場機制對于推動這些新興技術的早期部署和商業化應用至關重要。

參考文獻：

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