【摘要】2024年全球储能市场呈现多维度利好，大储（源网侧储能）、工商储和户储三大细分市场均有不俗表现。国内，大储增长趋势延续，其招标数据亮眼；工商业储能有望发力。国外，美国市场能源转型、极端天气、AI发展等推动储能需求向上；欧洲户储去库存接近尾声，终端需求依旧旺盛。展望下半年，储能行业基本面有望持续改善，在国内外双重增长趋势下，大储增长确定性较高，户储有望筑底企稳，逐步回升。
国内外储能市场发展新动向及趋势
邱丽静
（中能传媒能源安全新战略研究院）
一、引言
近年来，全球储能市场呈现出快速增长的态势。2024年全球储能市场呈现多维度利好，大储（源网侧储能）、工商储和户储三大细分市场均有不俗表现。从技术分类看，新型储能发展迅速，占比不断提升，锂电池储能占据绝对的主流地位。中国、欧洲、美国的新型储能装机量位列全球前三，引领全球发展。
国内方面，截至2024年上半年，中国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。预计到2030年，中国新型储能装机规模将超过3亿千瓦。独立储能电站方面，中国电力市场改革持续推进，独立储能电站盈利模式趋向多元，叠加碳酸锂价格回落，带动储能电站成本下降，独立储能电站项目经济性逐步提升，有望推动装机规模增长。
美国方面，2024年，美国电网侧储能装机预计将继续实现爆发式增长。据美国能源信息署统计，2024年1—4月，电网侧储能项目新增装机规模为1.75吉瓦，较2023年同期增长185.73%。随着《通胀削减法案》、美国联邦能源管理委员会新规落地，电网侧储能项目并网有望加速。
欧洲方面，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存阶段，市场整体承压。2024年二季度以来，中国对德国出口数据明显连续环比回升，显示好转迹象，2024年下半年有望企稳回升。同时，欧盟提升可再生能源占比目标，多个国家调整规划加速建设，带来大储机遇。根据Solarpower Europe预测，2024年欧洲新增装机容量预计达到22.4吉瓦时，较2023年增长30.23%，大储新增装机容量有望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，成为欧洲储能前两大市场，2024年储能新增装机规模预计分别达到7.7吉瓦时、4.5吉瓦时，同比增长108%、67%。
展望未来，伴随着低成本的新能源电力建设在全球推广，储能行业将迎来长足的发展。有研究机构预测，2024—2026年全球储能市场增速为198/297/415吉瓦时，同比增长49%/50%/39%。同时受益于储能成本下降，新兴市场发展迅速，储能大项目密集落地，未来占比有望提升。
二、中国
2024年上半年，中国新型储能产业迎来快速发展，累计装机容量首次超过百吉瓦时；碳酸锂及储能系统价格企稳，叠加项目并网抢装，催化终端需求；储能招标采购需求旺盛，支撑2024年储能装机；国家从顶层设计维度加快建设全国统一电力市场体系，储能参与市场机制逐步理顺；工商业储能收益机制丰富，装机增速可观。
（一）新型储能装机继续保持快速增长
根据CNESA DataLink全球储能数据库的统计，截至2024年6月底，中国已投运电力储能项目累计装机首次超过百吉瓦，达到103.3吉瓦，同比增长47%；其中新型储能累计装机首次超过百吉瓦时，达到48.18吉瓦/107.86吉瓦时，功率规模同比增长129%，能量规模同比增长142%。另据该机构统计，2024年上半年新型储能新增投运装机规模13.67吉瓦/33.41吉瓦时，功率规模和能量规模同比均增长71%。新型储能项目数量（含规划、建设中和投运）超1000个，较去年同期增长67%。下半年将继续保持快速增长态势，预计2024年全年新增装机30～41吉瓦。
来源：CNESA
图1 中国已投运新型储能累计装机情况
（二）储能系统中标均价趋稳
储能项目的招标和采购需求同样呈现出旺盛的态势，据储能与电力市场统计，2022年完成招标的储能项目总容量达到了44吉瓦时，与CNESA公布的2023年实际并网规模相当，表明招标数据是预测装机量的一个重要指标。根据该机构数据，2023年储能采购需求共计48.2吉瓦/118.5吉瓦时，是2022年的近3倍，2024年1—7月招标规模达到30.46吉瓦/82.16吉瓦时，同比增加92.7%/105.7%，招标采购的强劲增长态势将有力支撑2024年的装机量。中标方面，根据CNESA DataLink全球储能数据库的统计，2024年1—6月，中标规模同样高于去年同期，电池系统、储能系统和EPC的中标量，分别同比增加50%、19%、173%；上半年中标总量（含电池系统、储能系统和EPC）同比增加90%，各月中标规模均高于去年同期，最大月度中标规模增速超过200%。
来源：储能与电力市场、华泰研究
图2 中国2024年储能中标规模
（三）磷酸锂价格回落推动储能电站成本下降
2024年，中国碳酸锂市场的价格走势呈现出了持续下降的趋势，尽管市场普遍认为2023年的价格调整已经使行业对价格波动产生了疲惫，预计2024年碳酸锂价格将稳定在每吨10万元左右，但事实却与预期相反，价格一路跌破8万元并接近每吨7万元。国内碳酸锂价格持续下降主要原因是锂盐供应的持续增加和行业透明度的提升。截至2024年6月20日，碳酸锂价格为9.49万元/吨，同比下降70.11%，较2024年年初下降6.04%。
碳酸锂价格的持续下降不仅影响了上游产能的重组，还导致了电池单体成本结构的变化，储能项目系统/EPC中标价格持续下行。根据寻熵研究院、储能与电力市场数据统计，2024年5月，2小时储能系统报价区间为0.57～0.85元/瓦时，平均报价为0.66元/瓦时，同比下降41.6%，环比下降21.4%；2小时储能EPC报价区间为0.72～2.41元/瓦时，平均报价为1.36元/瓦时，同比下降17.82%，环比上涨3.03%，储能系统和EPC报价均处于近年低位。展望后市，随着碳酸锂供给侧产能释放，电动车需求逐步放缓，碳酸锂供给过剩格局预计将延续，压制碳酸锂价格上行。受原材料价格下行，行业竞争持续加剧因素影响，预计储能系统/EPC价格将持续低位震荡，这将有利于降低储能电站建设成本，提升项目收益率水平。
来源：公开资料
图3 中国电池级磷酸锂价格趋势
来源：公开资料
图4 储能项目系统/EPC月度投标平均报价变化趋势
（四）政策密集出台助力新型储能市场化进程
近两年来，电力市场、容量补偿、容量租赁等政策密集出台，新型储能盈利路径拓宽，市场化进程进一步加快。如2024年5月，国家发展改革委发布修订后的《电力市场运行基本规则》，明确电力市场交易类型包括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易等，新规进一步推进全国统一电力市场体系建设，持续完善电力市场功能，发挥市场机制作用。电力现货市场建设持续推进，储能有望体现时空价值获得合理收益。政策支持新型储能并网调度，储能收益模式或逐步理顺。2024年4月，国家能源局发布的《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》提出，新型储能可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能，是构建新型电力系统的重要支撑技术。
随着电改持续推进，中国独立储能电站盈利模式逐步完善。独立储能电站常见盈利模式有四种，包括峰谷价差套利、容量租赁、容量补偿和辅助服务。由于各地区发展进度和政策细节有所差异，独立储能电站盈利模式也有所不同。多数省份采用传统的中长期市场分时电价模式，独立储能电站能够从中实现峰谷套利。该模式纸面收益较高，但实际上网电价及电量调度并不由自己决定，储能电站的自主性较低。而对于山东这类电力现货市场的先驱省份，则采用容量租赁+现货市场+容量补偿的模式。根据兰木达Lambda的数据，2023年山东省电力现货市场的年平均价差约为0.36元/千瓦时，仅低于蒙西地区。
根据EESA储能领跑者联盟统计，目前，山东、山西、内蒙古（蒙东、蒙西稍有差异）、广东等地区独立储能盈利模式更多样化，已经形成“容量租赁+现货市场+多品种辅助服务”的盈利模式，收益灵活性相对较高；河南、宁夏现货市场暂未开放，盈利模式为“容量租赁+电能量交易/调峰辅助服务”，且两地容量租赁市场化程度较高，已有多个项目中标，加之可观的调峰补偿，收益也处在中等水平；河北（河北南网、冀北电网区域稍有差异）新能源装机占比较高，储能规划完成情况不佳，预计“十四五”后期鼓励政策将逐渐完善，储能装机持续发力，河北将成为独立储能发展的新兴区域。
根据相关测算，在2小时储能系统EPC单价为1.4元/瓦时、储能系统单价0.8元/瓦时、电芯采购单价0.45元/瓦时、初始容量80%租赁（降低5%/3年）的情况下，山西、内蒙古、河南等地区储能均可实现不同程度盈利。其中，山西、内蒙古（蒙西）、河南地区内部收益率较高，分别为7.14%、6.89%、5.17%，均在5%以上。随着储能成本下降、电力现货市场完善，未来独立储能项目经济性有望进一步提升。
表1 独立储能电站的收益模式
来源：公开资料
图5 部分市场独立储能项目内部收益率
（五）工商业储能放量可期
基于降低企业用电成本同时保障用电稳定性的需求，国内工商业储能迎来了快速发展。近两年来，中国用户侧储能备案项目数量和规模持续上升。从前瞻指标备案量来看，根据能源电力说数据，2023年下半年用户侧备案规模达4.18吉瓦/10吉瓦时，2024年1—6月备案规模7.13吉瓦/16.46吉瓦时，高备案量有望有力支撑2024年装机规模。根据EESA的估计，2024和2025年国内工商业储能装机规模将分别达4.8吉瓦/9.5吉瓦时、6.15吉瓦/14.3吉瓦时，容量口径同比增速分别达到99.2%/50.5%。根据当前备案量来看，业内认为后续装机规模存在超预期的可能。
来源：能源电力说、华泰研究
图6 工商业储能月度备案数量及规模
图7 浙江、江苏、广东工商业储能月度备案数量及规模
在地方层面，浙江、江苏、广东作为中国工商业储能的先锋队，起到了较好的示范作用，2024年三省工商业储能备案量保持高速增长。据能源电力说数据库不完全统计，2024年上半年，浙江备案数达1439个，备案规模1.29吉瓦/3.13吉瓦时；江苏备案数达775个，备案规模2.77吉瓦/5.74吉瓦时；广东备案数达725个，备案规模0.78吉瓦/1.74吉瓦时。
三、美国
2024年，美国储能的计划装机量及在建项目占比均有所增长，其中大储增长强劲。从应用场景来看，美国储能市场主要为电网规模储能市场。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14.3吉瓦，电网侧储能累计装机规模将增加近一倍，保持高增长趋势。电力系统旺盛的辅助需求也促使储能行业发展出丰富的应用场景。
（一）大储装机增长强劲
2024年以来，美国储能装机高景气延续，从细分市场来看，大储需求高景气延续，工商业装机短期放缓，户储同环比均实现增长。据Wood Mackenzie数据，2024年一季度美国储能装机新增1.27吉瓦/3.51吉瓦时，同比增长62%/64%。其中大储0.99吉瓦/2.95吉瓦时，同比增加79%/90%；工商业储能19兆瓦/4兆瓦时，同比降低72%/78%；户储252兆瓦/516兆瓦时，同比增加62%/33%。
来源：EIA、华泰研究
图8 美国月度储能装机情况
在美国储能装机量快速增长的背后，也要看到，受到储能并网复杂、变压器短缺、利率高企和碳酸锂价格等因素扰动，2023年美国储能装机量与美国能源信息署年初公布的预期值相比，全年的完成度仅为74%。从单个月份看，大部分月份的完成度不足50%，许多项目不断延期。尤其受到并网受阻影响，截至2023年9月份，美国储能项目排队规模超过600吉瓦，其中仅有10%获得并网许可。
来源：Wood Mackenzie、东吴证券研究所
图9 美国大型电池储能装机情况
（二）电网辅助需求旺盛推动多个应用场景发展
从应用场景来看，美国储能市场主要为电网规模储能市场。据统计，2023年，美国电网侧储能新增装机规模7.91吉瓦，同比增长99%，户用储能新增装机规模0.703吉瓦，同比增长41%，分布式储能新增装机规模0.123吉瓦，同比增长4%。2023年，电网侧储能新增装机规模占比达到90.54%，且新增装机增速明显高于其他场景。目前美国电网存在较强辅助需求和套利机会，这也促使储能行业发展出丰富的应用场景。根据美国能源信息署数据，截至2022年，美国在运行的储能设备可分为12种不同的应用场景。其中，规模较大的有频率调节、套利、斜坡/旋转备用、能量时移，分别为6.7吉瓦、5.2吉瓦、4.9吉瓦、3.0吉瓦，占比为26%、20%、19%、11%。从增量看，增长最多的应用场景为频率调节、斜坡/旋转备用、套利、能量时移，分别增长3.7吉瓦、2.9吉瓦、2.5吉瓦、1.5吉瓦，占到总增量的29%、23%、19%、12%，这些功能可以帮助电网快速平衡电力供需之间的临时差异。除此之外，备用电力和负荷跟踪也取得较快增长，分别同比增长315%和102%。
来源：EIA、中信期货研究所
图10 美国2022年各场景新增储能功率规模及占比
（三）储能应用定位于区域消纳与保供
美国储能装机主要集中在加州、得州和亚利桑那州，与新能源机组渗透率较高的区域高度重合。加州和得州是大储的主要市场，累计装机容量分别达到了6.97吉瓦/26.89吉瓦时和4.05吉瓦/5.52吉瓦时。
1.加州电网实现100天100%绿电供应
2024年3月至7月，加州实现连续100天至少部分时间100%由可再生能源（风电、光伏、水电）供电，由加州独立系统运营商（CAISO）运营。在这100天中，可再生能源供电时间跨度从5分钟到10多个小时不等。加州之所以可以实现连续100天至少每天有部分时间完全使用无碳的可再生电力，电池储能发挥重要作用。储能项目可以捕获风能和太阳能资源产生的电能，并在用电高峰时将电能释放回电网。今年6月中旬到7月的三周内，创纪录的热浪席卷了加州，导致整个湾区和中央山谷的气温飙升超过110华氏度（约超过43.3摄氏度）。然而，与往年的停电截然不同的是，加州并没有出现紧急断电或发出全州范围节约用电警报（Flex Alert）的情况，这主要得益于电池储能在该时间段为电网提供了有效缓冲。从数据上看，在2024年的某些日子里，电池电源已成为加州电网中最大的电力来源。比如，2024年4月8日，日食减少了太阳能发电量，而电池完全可以满足这一需求。5月5日，风能、水力发电和太阳能在一天中的大部分时间里达到了160%以上的需求。在某周三晚上7点35分，创纪录的8320兆瓦电池电力投入电网，相当于16座天然气发电厂满负荷运行。
电池储能正在成为加州清洁能源转型的关键组成部分，并成为加州电网保障电网可靠性最有力的助手。加州能源委员会（CEC）的数据显示，加州正在大力建设电池储能系统，从2018年到2024年4月，加州的电池存储容量从500兆瓦增加到了10383兆瓦，达到了2020年的7倍，此外还有3800兆瓦计划在2024年底上线。在电池储能容量急速增长的同时，加州能源委员会推出了一个全新的储能监测系统，提供有关储能设施的详细信息。该系统首次提供了全州信息，并提供了超过15万个住宅、商业和公用事业规模的电池安装数据。
2.储能支撑得州电力供应
2024年8月20日，美国得州电力市场（ERCOT）的电力需求、净负荷与储能放电均破历史新高。但由于全天光伏出力强劲，以及应急备用服务（ECRS）的上线，即使在高峰期，电价仍处于可控范围内。实时电价之所以未突破最高限价且相对可控，一方面是由于得州过去两年安装了大量光伏机组，另一方面则是应急备用服务机制激励了储能的部署应用。自2022年初以来，得州电力市场新增近10吉瓦光伏装机和5吉瓦的电池储能。与此同时，由电池储能系统提供的辅助服务月均占比几乎翻了一番，从30%左右增加到接近60%。
应急备用服务是得州电力市场于2023年6月推出的新型辅助服务品种，该服务要求机组可在10分钟内启动，且连续2小时保持在指定容量水平，以便在发电突然中断时恢复系统频率或电压水平。启用了上述辅助服务后，即便系统净负荷维持高位，高峰时段的电价也始终未超系统价格上限。得州电力市场官网显示，系统平均实时节点边际电价在傍晚6点30分开始的15分钟内突破100美元/兆瓦时，直到晚上9点都保持在100美元/兆瓦时以上；平均电价在晚上7点45分达到4853.45美元/兆瓦时的峰值，直到晚上8点15分平均电价都在4000美元/兆瓦时以上。但从整体来看，峰值电价仍在可控区间。
表2 ECRS辅助服务品种
对比往年，今年的电价水平并不算高。截至2024年8月，得州电力市场平均电价为57美元/兆瓦时，今年以来的平均电价为33美元/兆瓦时；而2023年的平均电价为80美元/兆瓦时，2018—2022年的平均电价为66美元/兆瓦时。目前，在储能主导的辅助服务市场中，价格正在下降。过去两年，得州电力市场响应备用服务和调频上行的价格相对于日前市场价格都有所下降。而电池的短期边际成本远低于火电机组，可以以较低的价格进入市场投标。未来随着更多储能系统并网运营，预计相关服务的价格将进一步降低。
（四）储能在PJM容量市场体现新价值
储能最大的能力是能够发挥容量的作用，将“电量价值”转化为“容量价值”。当前，国内外电力市场中，主流的容量充裕性机制包括容量补贴/电价、战略备用、稀缺电价、容量市场、可靠性期权交易机制等。其中，美国PJM电力市场采用集中式容量拍卖机制，又称可靠性定价（reliability pricing model，RPM）容量市场。其以长时的发电容量为交易标的，与电能量市场共同将发电机组的成本划分为容量和能量两部制，兼顾了容量补偿的经济效率和机制运行的稳定性，在维持系统容量充裕性方面起到了良好效果。
根据PJM公布的信息，2025/2026交付年下RTO区域的基本拍卖（base residual auction，BRA）价格升高至269.92美元/兆瓦·日，较2023年同期拍卖价格28.92美元/兆瓦·日大幅升高，同比增长8.3倍。
来源：CNESA
图11 PJM容量市场主要区域的基本拍卖价格走势
据了解，美国PJM电力市场的ELCC模型科学评估了新型储能容量价值，储能在高比例新能源为主的电力系统中将发挥快速爬坡、顶峰保供的作用，这正是新型储能的容量价值所在。PJM通过ELCC评定各类资源的真实容量贡献度，其具体含义是维持某一可靠性标准下，在有无单位容量的目标资源下系统可以承载的负荷差。根据PJM测算结果，在各类发电资源中，燃煤、燃气具有更高的有效带载能力；海上风电相较于陆上风电具有的有效带载能力更高；风电的有效带载能力显著高于太阳能；储能的有效带载能力受持续放电时间影响明显，更长放电时间的电池储能具有更高的有效带载能力；随着波动性发电资源整体渗透率的增加，大部分电源其有效带载能力呈现明显的下降趋势。可以看出，风光的有效带载能力比较低，而且随着新能源渗透率的提升，这种能力和有效容量会越来越低，让容量市场激励新能源配储，可大力提升新能源的容量效用。
图12 典型日下风电、光伏和储能出力情况
（五）国际竞争更加激烈
根据Wood Mackenzie最新公布的《2024年全球电池储能系统集成商排名》报告，2023年，特斯拉以15%的市场份额位列全球第一，阳光电源位居第二，随后是中国中车、Fluence和海博思创。北美地区，特斯拉、阳光电源和Fluence在2023年仍然是市场领导者，这三家供应商的出货量占据了该地区72%的市场份额，同比增长20%。报告指出，北美地区市场集中度提升，主要源自特斯拉的强劲表现。相比2022年，2023年特斯拉在当地的销量同比增长60%。特斯拉拥有储能行业最完整的供应链，从制造硬件到提供储能解决方案。这使得特斯拉能够快速向客户提供持续的改进服务和新功能服务，并帮助客户在整个生命周期内维护储能资产。
2024年以来，全球储能巨头的竞争进一步深化，开始了在价格、产品性能和解决方案、供应链等全方面的比拼。全球储能市场竞争进入更为焦灼的时期。迄今为止，阳光电源和特斯拉先后刷新了全球最大储能订单纪录。7月，先是阳光电源与沙特ALGIHAZ签订7.8吉瓦时的合作协议。两天以后，特斯拉又与美国能源公司Intersect Power签订15.3吉瓦时的大单。对于中国电池企业来说，美国市场是一个变量市场。从美国2022年《通胀削减法案》规定搭载中国生产电池的电动车无法享受税收抵免，到美国参众两院通过的2024财年国防授权法案明确禁止美国国防部采购6家中国电池企业生产的电池，美国对中国电池企业的限制正在逐步升级。
四、欧洲
进入2024年，欧洲的电价下行叠加部分国家补贴退坡，户储需求受到影响；英国和意大利短期内成为欧洲大储增长的重要驱动力；储能多元应用提升电网资产利用率。
（一）户储需求有所减弱
欧洲户储市场2024年上半年增速较缓，以欧洲为主要销售地区的各大户储企业均受到影响，出现了净利下滑。这直接表明以德国为代表的欧洲户储需求很难回到2022年由于俄乌冲突、能源价格上涨导致的黄金增长期。据ISEA & RWTH Aachen University统计，德国2024年1—7月户储新增装机2587兆瓦时，同比降低14.48%；7月户储新增装机319兆瓦时，同比降低36.58%。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。2024年上半年电价总体趋于回落，例如6月，28国平均批发电价为76.38欧元/兆瓦时，同比下降14.64%，同时部分国家政府补贴减少，加之上半年利率逐月走高，导致户储经济性不高，直接影响了居民需求。
来源：ISEA & RWTH Aachen University、华泰研究
图13 德国户储装机情况
此外，从逆变器的发货看，中国向欧洲的出口额从2024年3月份起呈现环比上升态势，6月，中国对欧洲的逆变器出口额达24.65亿元，环比增加2.7%，经历近一年左右的库存去化周期，欧洲户用光储库存去化已基本进入尾声。进入6月，部分欧洲经销商拿货开始增加，但考虑三季度进入休假期，需求持续性有待观察。随着大型光伏项目的数量不断增加，居民用电量的逐年提升，欧洲大储需求将得到释放。
值得注意的是，尽管户用储能市场的增速可能有所放缓，但得益于大储和工商业储能的强劲增长，欧洲整体储能市场依然能够维持其强劲的增长势头。据据SPE预测，2024年欧洲大储装机量将达11吉瓦时，同比增加205%，2024年大储装机占比达49%，超越户储39%的装机占比。SPE预测到2028年大储装机将达35.9吉瓦时，也就是说，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。
来源：SPE、华泰研究
图14 2023年、2024年欧洲储能细分市场份额变化
（二）意大利、英国成为储能增长驱动力
欧洲2024年光伏需求旺盛，上半年的大储装机速度明显加快，英国、意大利成为其中的主要驱动力，尤其是意大利制定了2030年可再生能源目标，投资177亿欧元计划在南部和岛屿地区建设大储项目，计划装机规模高达9吉瓦。预计今年欧洲工商业储能装机量将达到10吉瓦时，同比增长51.5%。同时，意大利的工商业储能市场展现出令人瞩目的增长潜力。随着投资回收期的不断缩短，意大利在这一细分领域中的吸引力日益增强。高需求期间的电价波动为储能系统提供了丰富的套利机会，进一步推动了市场的发展。预计从2024年的674兆瓦时开始，工商业储能容量将持续增长至2028年的3.6吉瓦时。
英国的工商业储能市场也展现出巨大的增长潜力。政策框架的完善为削峰填谷和能源套利提供了更多商业机会，推动了工商业储能项目的快速发展。尽管2024年的装机量仍较少，但预计未来几年将呈现爆发式增长态势，到2028年将达到1.7吉瓦时的装机量。
图15 欧洲大储装机预测
值得注意的是，工商业增长前景广阔的同时，大储领域在上述两个国家也迎来了显著的转折点。比如，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0.12兆瓦，2024年二季度新增装机178.3兆瓦，同环比均出现较大幅度的下滑。据Modo Energy统计，2024年上半年，英国大储装机0.32吉瓦，同比降低58.7%，三季度末规划并网规模达到1.1吉瓦，但实际投入运营规模预计仅有150～430兆瓦，从目前情况来看，英国大储重回2023年的高增长依旧需要等待审批流程的进一步优化。
（三）储能多元应用提升电网资产利用率
作为输电资产的储能（Storage astransmission assets，SATA），增加现有和新建的输电网络的传输能力，具有成本效益，能够支持世界各地电力系统的转型。SATA的优势包括四个方面：一是部署速度更快（更短部署时间往往带来更大的潜在收益）；二是占地面积最高可减少80%；三是提供更高的灵活性，在不需要时能够再次变换位置；四是可以参与额外的市场服务。电网基础设施升级是必要的，但无法解决新能源带来的挑战，包括电压稳定性和部分时段电网过载等，需要输电系统运营商（TSO）有创新的解决方案。例如电网增值（Grid Booster）。
德国的Grid Booster是一种用于优化电网的创新储能解决方案。SATA能够吸收或释放多余电力，保障线路不过载，提高电网资产利用率。具体来说，响应式电网运行的新的基本运行理念，大大降低了备用输电线路的容量。在这种运行理念下，电网安全要求被转移到Grid booster电池储能电站中。这是由于运行模式的改变，从降低传输线路容量的预防性拥塞管理，到响应式电网运行，这（部分）释放了以前保留的传输线路容量。负载率是反映线路利用率的关键指标之一，当今输电线路的正常负载率仅为70%或更低。部署Grid Boosters后，在正常运行下，线路可以满负荷运行一段时间而不会危及系统安全。2024年3月，德国批准6个电网助推器Grid Booster项目，合计规模500兆瓦，电网助推器储能需求源于德国用电和发电区域不均，南方占据主要用电需求，而风能、太阳能等资源发电主要集中在北方，高压输电线路成为关键的电力基础设施，需要储能在关键节点提供支撑和安全缓冲。输电系统运营商计划到2045年部署54.5吉瓦大型储能系统用于升级电网资产。Grid Boosters将推动大型储能替代输电资产投资。
五、趋势
（一）预计到2050年全球储能市场需求将达2700吉瓦时左右
随着全球对可再生能源的依赖度不断增加，以及电动汽车等新型能源应用的快速发展，储能市场规模呈现出快速增长的趋势。为数众多的机构都看好全球储能的发展前景和增长潜力。根据彭博新能源财经的预测，全球储能市场的新增装机规模将在未来几年内保持高速增长，预计到2030年，年新增装机容量将达到110吉瓦/372吉瓦时，是2023年预期数字的2.6倍。根据SMM的预测，到2050年，全球市场对储能的总需求将达到2700吉瓦时左右。
从长远来看，全球储能市场的增长仍将集中在三大地区：中国、美国和欧洲。然而，与前一时期的快速扩张相比，未来几年储能市场的增长速度将放缓。从储能应用场景来看，电网侧的需求比例将显著增加。储能将在调峰和调频方面发挥更大的作用，有助于电网的稳定运行。未来，随着储能技术的不断进步和应用领域的不断拓展，储能市场竞争将更加激烈。企业需要通过不断加强技术创新、提高产品质量和服务水平、降低成本、拓展应用领域等措施来应对市场竞争的挑战。各国如何应对市场变化、优化供应链和技术创新将是其在全球储能市场竞争力的关键决定因素。
（二）新兴市场成为储能需求的重要增长点
受益于储能成本下降，多个新兴市场能源转型加速，大储项目密集落地，未来增长潜力十足。如阿特斯阳光电力集团子公司阿特斯储能宣布，已获得一份交钥匙工程总承包合同，将为智利的瓦塔孔多项目提供98兆瓦/312兆瓦时直流电池储能系统，该项目计划于2025年一季度开始建设；阳光电源与沙特ALGIHAZ签约的全球最大储能项目，容量高达7.8吉瓦时，预计将从2024年开始交付，并在2025年全容量并网运行；智利颁布大型储能系统采购与投资法案，计划采购在2026年投产的大型储能系统电力设备，投资总额为20亿美元；澳大利亚大幅提高其容量投资计划，以支持澳大利亚政府到2030年实现82%可再生电力的目标。
值得一提的是，在国内储能市场极度内卷的当下，拉美市场成为海外极具潜力的储能新兴市场。巴西作为拉美最大的经济体，经济总量和人口基数庞大，电费占国民收入比例较高，人均用电量较高，电网覆盖率较低，断电较频繁，储能市场发展空间巨大。从2024年开始，巴西已将电池和储能解决方案纳入能源拍卖，预计未来该国的储能市场将受到明显刺激。而拉美另一大经济体智利则正在积极发展大型光储项目。目前，该国在建与规划项目60个，约4.7吉瓦；其中51个项目预计将集中于2024—2026年交付投运，共计约3.9吉瓦，对应储能容量超过16吉瓦时，年均并网超5吉瓦时，截至2024年5月，智利在建储能系统的容量达到1.2吉瓦，其中97%用于光伏配储。此外，2024年7月，智利国资部授予了6个财政土地特许权项目，用于开发、建设和运营储能系统，这也将释放11.6吉瓦时储能增长空间。
（三）锂离子电池储能将面临来自新型长时储能的竞争
随着清洁调峰装机容量需求上升，全球范围内对有效长时储能（LDES）的关注也在增长。彭博新能源财经此前发布的《长时储能成本调研报告》显示，虽然多数长时储能技术尚处于早期，成本仍高于锂离子电池储能，但一些长时储能技术或会实现更低的成本和更长的储能时长。彭博新能源财经调研了7项长时储能技术组别和20种技术类型。研究显示，对超过8小时的储能，成本最低的长时储能技术单位投资成本已低于锂离子电池。例如，储热和压缩空气储能的平均单位投资成本分别为232美元/千瓦时和293美元/千瓦时。相比之下，储能时长4小时的锂离子电池储能系统的平均投资成本在2023年为304美元/千瓦时。
目前，中国在压缩空气储能、液流电池和储热等成熟技术的成本控制处于全球领先地位。《报告》显示，在中国以外市场，压缩空气储能的平均投资成本相比于中国市场高出68%，液流电池高出66%，储热高出54%。中国相较其他市场形成的巨大成本优势主要得益于中国在长时储能技术商业化应用方面的全球领先地位。当其他国家仍处于长时储能技术商业化开发的早期阶段，中国已经在政策推动下开发吉瓦时级别的大型项目。这一点在压缩空气储能和液流电池方面尤其突出，过去两年中国在这两个技术领域都创造了世界最大项目新纪录。尽管中国的成本较低，但长时储能技术目前仍难以与中国产锂离子电池储能进行竞争，后者的价格在全球最低。就单位投资成本而言，目前只有少数长时储能技术，如天然洞穴压缩空气储能技术，可以与锂离子电池储能一争高下。
展望未来，据麦肯锡预测，2025年起长时储能市场将迅速增长。另据美国能源部研究结果，如果2030年之前锂离子电池能在现有基础上扩建50%产能，届时10小时以下的储能市场可能将完全被锂离子电池占据，之后长时储能的竞争更多会体现在10小时以上市场上。最终哪种技术路线能占据优势，则取决于各自的技术进步和降本空间。彭博新能源财经发布的《长时储能成本调研报告》指出，技术的不断进步和部署经验的日益丰富将进一步提高这些储能技术在长时储能应用中的可行性和性能。政策的扶持和新的市场机制对于推动这些新兴技术的早期部署和商业化应用至关重要。
参考文献：
[1]万联证券.2024年中期储能行业投资策略报告[R].2024.
[2]中金研究.全球储能市场:多维度边际向好驱动储能装机提升[R].2024.