最近，储能行业有两个消息引发业内关注。
第一个消息是7月2日，特斯拉2024年第二季度生产交付报告出炉。报告显示，二季度内特斯拉储能装机达9.4GWh，同比增长157%、环比增长约132%，再创单季度储能装机新纪录，增速惊人。
第二个消息是7月5日，京能内蒙古乌兰察布300MW/1200MWh“风光火储氢一体化”储能电站项目储能系统设备采购中标候选人公示，中车株洲所以0.495元/Wh的单价预中标1.2GWh储能系统采购。该项目共吸引了29家企业参与，报价范围为0.4699元/Wh-0.625元/Wh。其中，有6家企业报价均低于0.5元/Wh。
此时回忆起2023年8月储能系统1.08元/Wh的投标均价，虽然还不到一年时间，却早已恍如隔世。若无意外，今年下半年“没有最低，只有更低”依旧是国内储能行业的真实写照。两则消息对比，显然，在国内市场“疯狂内卷”下，出海就成了中国储能企业的唯一希望。
据内部人士透露，在宁德时代的员工电脑桌面上，曾统一设置为“谁到海外，谁就是公司的英雄！走出去，到海外去。”2024年5月，宁德时代董事长曾毓群发布2024年总裁办1号文件，亲自抓海外业务。他指出，国内市场竞争激烈，但宁德时代的海外市场份额已经追平了国际竞争对手LG，并且仍有巨大增长空间，此举被业内解读为宁德时代全力加速海外市场的信号。
财报数据显示，宁德时代2023年海外收入达到1309.92亿元，同比增长70.29%，占整体营收比例达32.67%，这一比例在2022年为23.41%。而国轩高科2023年海外地区营业收入同比增长115.69%，占营业收入比重较去年提升7.41%。
2024年6月，亿纬锂能发布消息称，其子公司亿纬储能与美国头部系统集成商Powin再度签约，在电池领域达成15GWh的战略合作，进一步强化其“全球制造、全球交付、全球合作”的能力。此前，亿纬锂能还曾于2021年和2023年分别与Powin签订1GWh、10GWh磷酸铁锂储能电池的供货协议。
事实上，不仅是亿纬锂能，包括宁德时代、瑞浦兰钧、国轩高科、鹏辉能源、海辰储能、远东电池等7家中国锂电企业近期签署的海外储能电池订单合计已超过32GWh，这份在行业内卷时代显得格外耀眼的成绩单，也表明中国储能产品在海外市场得到了高度认可。
海关总署数据显示，2023年，中国出口至美国的锂电池金额达到135.49亿美元（约合979亿元人民币），占出口总额的20.8%。这也是自2020—2023年，美国已连续四年成为中国锂电池出口的第一大目的地。
2024年1-5月，中国储能电池累计出口量为8.4GWh，同比增长50.1%，这一增速远高于同期动力电池2.9%的增速。尤其是5月，储能电池出口量达到4GWh，同比增长高达664%，中国储能电池出海明显迎来了一个高峰期。
中国储能网查阅公开资料发现，中国国内储能集成项目的毛利率普遍在8%以下，海外市场的毛利率则接近20%，宁德时代、亿纬锂能等较早出海的企业，境外业务营收增速和毛利率都远超其国内业务。无论是宁德时代近期发布的“一号文件”，还是亿纬锂能所计划的“2024年储能出货量超50GWh”，都表明这些头部电池厂商今年尤其重视海外业务的大力开拓。
同样，对于PCS企业来说，海外市场具有更高的毛利率，大多超过30%，例如德业股份的逆变器毛利率为52.3%，艾罗能源的毛利率为39.90%，昱能科技的毛利率为35.81%，科士达的毛利率为33.36%。可以说，正是由于海外市场的高利润，一些PCS企业才能在严峻的市场环境下成功实现逆势增长。
从全球区域市场来看，美国与欧洲仍然是中国储能产品的两大主要出口市场。得益于《通胀削减法案》提供的30%税收抵免支持，美国的储能电池市场正在快速增长。据预测，美国市场2023年-2025年的装机复合增长率将达到88.5%，到2030年，北美储能市场需求将超过200GWh；欧洲市场到2030年则将部署约200GW电池功率容量的储能设施。
根据调研机构WoodMackenzie公司和美国清洁能源公司日前发布的2024年第一季度储能监测报告，美国今年第一季度的电网侧储能市场在和住宅储能市场实现了强劲增长，而商业和工业储能市场在2024年第一季度大幅萎缩。
2024年第一季度，美国部署了993MW/2952MWh电网侧储能系统，其中加州、德克萨斯州和内华达州占新增规模的90%，美国部署的电网侧储能系统的装机容量再创季度纪录，与2023年第一季度相比增长84%。而等待并网的电网侧储能系统装机容量同比增长了10%，全国范围内有426GW的储能系统等待并网。
受益于储能系统的部署成本同比大幅下降，美国2023年第一季度电网规模储能系统的平均部署成本为1776美元/MWh，2024年的成本则下降39%，降至1080美元/MWh。预计到2024年年底，美国累计部署的电网侧储能系统的装机容量将同比增长45%，总计规模为11.1GW/31.6GWh，未来五年累计部署的规模将达到62.6GW/219GWh。
此外，美国在今年第一季度部署安装了约250MW/515MWh的住宅储能系统，与2023年第四季度相比增长8%。同时，美国在今年在第一季度部署的住宅太阳能发电设施的装机容量同比增长了48%。
值得注意的是，今年第一季度，加州部署的住宅储能系统数量是去年同期的三倍。WoodMackenzie公司表示，加州41%的太阳能发电设施配套部署电池储能系统，这表明仍有很大的增长空间。WoodMackenzie公司预测，美国在未来五年将部署13GW的分布式储能系统，其中住宅储能系统的装机容量将占分布式储能系统装机容量的79%。该公司表示，随着成本下降，更多的住宅储能系统将上线运营。
作为全球另一大储能市场，欧洲户储2023年累计装机占全球总量的64%。2024年，欧洲天然气价格、居民电价回落，但仍然维持历史高位，户储终端需求依旧旺盛。以德国为例测算欧洲户用光储系统的回本周期：仅安装光伏系统投资的回收期约7.2年，光伏+储能系统投资回收期约6.8年，光储系统中添加额外储能的投资回收期约6.0年，户用光伏及储能系统仍然具备一定经济性。
此外，经历近一年左右的去库存周期后，目前欧洲户用光储去库存已进入尾声。2024年6月，部分欧洲经销商拿货开始增加，但考虑Q3进入休假期，需求持续性有待观察。
从欧洲各国的增长情况来看，德国、英国、意大利仍是欧洲储能装机量排名前三的市场。根据Trend Force数据，德国、英国、意大利2023年新增装机规模约为5.5/4.0/3.9GWh，同比+60%/+70%/+91%。据Wood Mackenzie预测，到2031年，欧洲大储累计装机量将达到42GW/89GWh，英国、意大利、德国、西班牙等国将继续引领大储市场。
虽然大家都知道出海之路很香，但也挑战重重。尤其今年4月以来，欧盟对中国新能源企业发展的“层层设限”，通过《外国补贴条例》，相继对中国光伏、风电企业展开反补贴调查；美国则通过提高关税（2026年将储能电池关税从7.5%调整为25%），实行贸易保护主义。如此一来，导致中国储能企业进入欧洲、美国市场将面临更高的关税和贸易壁垒，将直接影响到国内企业的出口利润，甚至市场竞争力。
中国储能网注意到，宁德时代董事长曾毓群在接受媒体采访时谈及宁德时代“出海”面临的最大挑战，即来自于地缘政治。
值得注意的是，除上述禁令议案外，美国政府还宣布，将大幅提高从中国进口的锂电池产品关税，从中国进口的电动汽车锂电池关税税率今年将从7.5%提高到25%，到2026年，非电动汽车锂离子电池关税税率将从7.5%提高到25%。
不过，目前储能电池并不受FEOC限制，符合ITC本土化要求的项目可以获得10%的生产税收抵免，但现阶段美国制造电池成本与中国磷酸铁锂电池成本价格差距远高于10%。
根据彭博新能源财经测算，2023年全球4小时储能系统平均价格263美元/KWh，同比-24%，中国平均成本分别比欧洲/美国低43%/50%。即使电芯关税提升至25%，中国电芯成本仍低于美国26%左右，成本优势依然明显。
业内普遍认为，美国针对中国储能电池关税所设置的“2年缓冲期”，表明其对中国储能电池的需求量大、依赖程度高。而中国拥有成熟的锂电池产业链和大规模生产基地，具有明显的规模优势。未来即使叠加ITC本土化补贴以及25%关税后，中国储能电池依然具有成本优势。
更有观点分析称，2026年起加征储能电池关税，会刺激美国储能业主尽早完成储能系统的装机，带来一波美国2024及2025年储能装机的抢装潮，这也将为中国储能企业2024年下半年出口带来新的增长。
对此，业内人士表示，随着电芯供给释放、储能市场价格战加剧，各企业收入增速及盈利能力明显出现分化，海外订单获取能力强的公司量、利增长显著，未来具有全球业务布局、垂直一体化产业链及良好融资能力的企业，将在市场份额和盈利能力上更具竞争优势。“国内市场越来越卷，储能企业今年下半年再不抓住机会出海，就真的要出局了。”
当然，储能出海并不会像电商、游戏、金融那样迅速，而是要了解当地商业规则和国际政策，如“耕田般”精耕细作。地缘政治影响下，企业难以进行地缘套利，只有融入当地产业体系，才能获得更丰厚的利益。
德国：2030年储能市场
规模将达15GW/57GWh
2023
年
12
月，德国政府公布了一项储能战略。
该战略由德国联邦经济事务和气候行动部
(BMWK)
于
2023
年
12
月
19
日发布，旨在支持储能部署，并实现储能系统与电力系统的
“
最佳整合
”
。
该战略的发布，首次将储能系统提上了德国政治议程。
德国联邦经济事务和气候行动部(BMWK)表示，德国制定了到2030年部署215GW太阳能发电设施和145GW风电设施的可再生能源目标，将需要更多的储能系统进行整合。还确定了可以适当采取措施以促进储能部署的18个独立领域。其中包括储能系统在德国再生能源法案(EEG)背景下的作用，加速电网建设，促进电池和组件生产，消除抽水蓄能(PHES)发电设施和电网充电计划发展的障碍。
Fluence公司和另外四家活跃于德国市场的储能开发商和储能集成商最近委托咨询机构FrontierEconomics公司撰写了一份报告，分析了德国电网对储能系统需求。该报告发现，在支持性政策框架到位的情况下，到2030年，德国部署的储能系统规模将增长到15GW/57GWh，到2050年将增长到60GW/271GWh。到本世纪中叶，运营的这些储能系统可以为德国提供约120亿欧元(130.4亿美元)经济效益，并降低批发电价。
可再生能源增长和对能源独立的需求是德国储能市场复苏的宏观驱动因素。目前，德国电池储能市场正处于快速发展轨道，德国弗劳恩霍夫太阳能研究所(FraunhoferISE)最近分析表明，德国在去年部署的电池储能系统规模几乎翻了一番，从2022年底的4.4GW/6.5GWh增加到2023年底的7.6GW/11.2GWh。而并网的抽水蓄能发电装机容量为6GW，没有增长。该研究所表示，2023年，德国260TWh的风力发电量和太阳能发电量满足了该国57.1%电力负荷，而2022年则分为242TWh和50.2%。
为了刺激户用市场，2023年生效的德国联邦众议院《年度税收法案》为户用光伏系统<30kW免除所得税(14-45%)；多户连体混合用途物业<15kW的光伏系统免收所得税；光伏系统&储能系统采购，免除增值税(VAT，19%)，实际为简化了增值税免税流程；
此外，2023年9月发布的德国KFW银行SolarPowerforElectricCars光储充一体化补贴为户用光储充一体系统提供资金补贴，总金额达5亿英镑。补贴约占总成本的25%，单个家庭补贴最多10200英镑，最少可以补贴5万个系统。不过，数据显示，2023年德国户储系统安装个数约40-50万个，补贴体量有限。
2023年，盟委员会批准意大利177亿欧元的储能投资计划。该计划预计将在2030年新增9GW/71GWh长时储能。欧盟批准意大利储能投资意味着欧洲支持新能源发展的决心坚定，且已开始重视长时调节资源的建设。
在“Fitfor55”、“RePowerEU”等框架下，预计将有更多国家提出储能投资计划，欧洲大储建设有望加速。目前欧洲本土开发商已经获得了意大利的GW级储能建设合同，中国供应商有望进入欧洲大储建设供应链。
欧盟委员会表示，该措施将为实现欧洲绿色新政和“Fitfor55”一揽子计划的目标发挥作用。
所谓“Fitfor55”，是指欧盟到2030年将温室气体净排放量减少至少55%的目标。
根据意大利电网运营商TernaSpA的研究，Fit-for-552030情景下，将需要开发约71GWh的新公用事业规模存储容量。也就是说，到2030年，意大利需要部署总计71GWh的可再生能源的储能，以使其能源系统脱碳，以符合欧盟的目标。
值得注意的是，2020年发布的意大利政府Ecobonus补贴已从2023年退坡。即家用储能设备税收减免由原来的50-65%提升至110%(延长至2024年)，5年期间分5次分期支付；后改为2023、2024、2025年逐步退坡至90%、70%、65%。
英国作为欧洲最为成熟的大储市场，其官方公布的最新版未来能源愿景规划，大幅上调了储能装机的短期目标。据Solar Media统计，截至2022年底，英国已有20.2GW大储项目获批，未来3-4年内可完成建设；已规划或部署储能系统约61.5GW。根据Wood Mackenzie预测，英国或将引领欧洲大储装机，到2031年将达25.68GWh，预计2024年英国大储有望发力。
同时，英国储能需求或将通过政府出台相应激励政策进一步推动储能需求增长。如2023年12月推出的英国储能电池免税新政，规定自2024年2月1日起取消安装储能电池系统(BESS)的20%增值税，之前仅限于与太阳能电池板同时安装的电池，而此次储能系统开始单独免税，非常利好户用光储。
希腊：预计到2030年希腊将增加
超过16GW光伏装机容量
2023年，希腊光伏发电占国内电力的比例在欧洲排名第一，其比例是欧洲平均水平(8.6%)的两倍多，是全球平均水平(5.4%)的三倍多。2024年，希腊的光伏并网容量预计将超过1.7GW。希腊贸易协会HELAPCO预计到2030年，希腊将增加超过16GW的太阳能光伏装机容量。然而，国家能源和气候计划(NECP)预计到2030年只有3.1GW的BESS，这还不足以将限电保持在合理水平，需要储能来解决限电问题。随着首批大型地面电站配储将于2026 年投入运营，希腊限电将有所缓解。
西班牙：2023年部署
约495MWh用户侧储能系统
根据西班牙太阳能协会（UNEF）日前发布的数据，截至2023年12月底，西班牙累计部署了25.54GW太阳能发电设施，其中2023年新增的太阳能发电设施的装机容量为5.59GW。截至2023年12月底，西班牙累计部署的储能系统容量达1823MWh，其中2023年部署了约495MWh用户侧储能系统，住宅储能系统约占总储能容量的四分之三。这一显著的增长数据充分表明，储能业务正在西班牙可再生能源市场上获得强劲的吸引力，预计将继续保持强劲增长势头。
罗马尼亚：在2030年之前部署
约2.5GWh电池储能系统
近期，罗马尼亚众议院通过了新法案255/2024，该项新规要求拥有10.8 kW - 400 kW 光伏系统的家庭在2027年12月31日之前必须安装储能系统，如果不能按时安装储能系统，其光伏系统向电网输电功率将被限制在3kW。
该法案声明，现阶段罗马尼亚有大量的多余的太阳能电量输入电网，这加剧了电网的拥堵问题, 因此，强制安装户用储能系统是必不可少的一步。截至4月底，罗马尼亚的户用光伏装机规模达到1.707GW，超过了该国公用事业光伏系统累计装机规模1.636GW，强制配储政策在短期内或将带来当地户用储能市场新的增长。
Enache公司表示，罗马尼亚需要部署约2.5GWh电池储能系统来应对其可再生能源部署量的增长，预这一计划计在2030年之前便可轻松实现。与许多其他欧洲国家一样，罗马尼亚正在从欧盟范围内的恢复和弹性计划中获得部署资金，以支持部署储能系统和其他清洁能源发电设施。
东南亚：2020年到2030年
东盟储能市场累计新增规模将接近15GWh
从地理环境看，东南亚岛屿众多，部分群岛国家电网形式以离网为主，各国电力基础设施本就薄弱，加上海岛居民较为分散，架空线路规范性较差，这为分布式屋顶光伏储能（自发自用）创造了较大的发展空间。以菲律宾为例，很多偏远的岛屿无法与电网相连，且自然灾害频发，储能成为其供电市场的刚需。数据显示，未来菲律宾将加快可再生能源建设，预计配置储能将达6GW。
政策方面，各个国家出台相关优惠政策，一定程度上促进了当地储能装机需求。例如2023年5月，越南发布了《第八个电力发展规划》，目标是到2030年停止开发煤电项目，到2050年停止使用燃煤发电。到2030年越南光伏电站将增加至12GW，储能增加至2.7GW。
菲律宾发布了可再生能源计划，并在2023年7月进行了第二次绿色能源竞价计划（GEAP），授予3.4GW风电及光伏项目，计划于2024年至2026年开发，将同步带动菲律宾储能装机。值得注意的是，菲律宾在政策中取消了对外资在本国可再生能源项目40%的持股上限，并将电动汽车、可再生能源、储能等绿色生态系统行业纳入了“外资优先投资行业”，并给予不同程度和期限的税收优惠。
马来西亚在2023年下半年发布了国家能源转型路线图（NETR），其中对屋顶太阳能、储能等项目的发展做出明确规划。其有官员表示“屋顶光伏是最容易关注的事情之一，可以加快我们的能源转型”，并在受访中表明，政府已拨款5000万林吉特，用于在政府建筑物的屋顶安装太阳能电池板。而印度尼西亚、泰国、新加坡、柬埔寨等国均在通过不同的形式，不断地推动可再生能源的发展。
同时，国内锂电产品在2023年实现快速降本，这对于具备储能刚需且对价格比较敏感的东南亚地区极具吸引力，装机需求得到极大刺激。据不完全统计，2022年全球新增投运新型储能项目中，东南亚市场占比仅为2%，但2023年其市场需求快速增长，主力市场包括泰国、马来西亚、菲律宾、越南、印度尼西亚、新加坡等国家。有预计称，2020年到2030年，东盟储能市场累计新增规模将接近15GWh。有业内人士判断：“未来3-5年，东南亚市场必定是全球发展最快的市场之一。”
2024年，市场期待已久的印度大型并网电池补贴指引充实了旨在提高电力系统灵活性的最新政策。中标项目的开发商将通过竞争性竞价的方式选出，项目的商业风险将由实施机构承担。这项有利于开发商的计划将导致竞价出现超额认购。
根据印度政府规划，间歇性可再生能源在印度2030年发电结构中的份额为25%-55%。其中，2024年，印度政府将为4GWh的电网应用电池储能提供补贴，补贴总额为940亿卢比（合11.3亿美元）。中标者将通过多次竞价选出。它们将有24个月的时间来投运项目，并将从完成融资开始分五期获得补贴。另据彭博新能源财经计算，该补贴可支持7.2—9.8GWh电池储能装机容量，约为4GWh目标的两倍。
巴基斯坦：预计2030年
巴基斯坦光伏装机容量将达到12.8GW
海关数据显示，今年1-4月，我国出口至巴基斯坦的光伏组件、逆变器、锂电池金额分别为78.3亿元、7.79亿元和3.3亿元，分别同比增长110%、170%和250%，呈现爆发式增长态势。
巴基斯坦光储市场爆发的背景与南非市场相似，都与当地脆弱的电力市场环境密切相关。该国电网长期拉闸限电，一方面是发电能力不足，另一方面是输电和配电网络陈旧老化、线损率高，特别是在夏季等用电高峰期，电网不堪重负，停电成为常态。
此外，巴基斯坦的电价也较为高昂，约17.5美分/千瓦时的价格远超印度（10.3美分）、孟加拉国（8.6美分）和越南（7.2美分），这迫使家庭和企业不得不考虑廉价的替代方案。随着光储成本的持续下降，用户侧通过自建光储的方式，可以降低整体用电成本。
根据NEPRA发布的《发电装机量扩容计划（IGCEP2047）》，预计到2030年巴基斯坦光伏装机容量将达到12.8GW，到2047年光伏装机容量将达到26.9GW。
中东非洲：预计2024年
储能新增装机达3.8GW/9.6GWh
在中东与非洲等新兴市场，南非和以色列作为两大主流增量市场均给出明确的储能装机规划，且具备一定的补贴政策，在两国旺盛需求的支撑下，将带动中东非洲储能需求市场实现高增。当前，中东非洲市场需求以政府的招投标项目为主，光伏装机高增导致消纳问题凸显，利好政策叠加招投标市场火热，预计未来分布式及大储需求将协同爆发，迎来强劲的增长态势。
其中，南非是一个典型的由刚性需求驱动的储能市场，在大储增量逐步涌现的情况下，2024年南非新增装机仍保持高增速，有望达3GWh。
以色列为实现能源独立的目标，制定了多项推动政策，加之受大储中标项目临近并网期限推动，2024年以色列新增装机有望达3.4GWh，同比增长超200%。
阿拉伯石油投资公司的报告显示，2021年至2025年间，该地区计划建设的储能项目数量约为30个。另据FitchSolutions公司下的BMI报告显示，中东地区的阿联酋和沙特阿拉伯都在筹备大型储能项目，如沙特大型基建项目NEOM中，包含一个名为ENOWA的储能计划，该项目的储能容量为2200兆瓦。沙特阿拉伯推出的“2030愿景计划”提出，到2030年，50%的能源将来自新能源。值得一提的是，阿联酋在规划和在建项目已经位列全球第八位。
澳大利亚：预计2050年
储能规模将增加至61GW
今年，澳大利亚联邦政府已与各州达成协议，建立容量投资计划，允许BESS投标以填补预期的可靠性缺口，其电力与辅助服务的日间现货市场为储能提供了多样化的收入渠道。预计到2050年，来自电化学储能、虚拟电厂和抽水蓄能规模将增加至61GW。
