2024年全球储能市场分析

2024年全球储能市场分析目录第一章 中国储能 第二章 美国储能 第三章 欧洲储能 第四章 全球储能装机预测 中国储能招标需求旺盛，中国储能招标需求旺盛，24年开局良好23年中国储能市场招投标旺盛，奠定24年良好发展基调。2339.20GW/101.20GWh，较去年同期增长13%/28%。23年累计实现储能招标59.70GW/159.30GWh，其中EPC规模31.20GW/78.10GWh，占比52.3%/49.0%；储能系统规模28.50GW/81.20GWh，占比47.7%/51.0%。24年初储能招标市场淡季不淡，规模持续高增。24年1-2月，中国储能市场招标规模分别为10.53GWh/16.24GWh，同比+139%/+577%。储能EPC占比相对较高，招标规模分别为6.74GWh/12.95GWh，占比64%/80%。 、储能系招标量（GWh） 中国EPC、储能系招标模占比 EPC招标容量（GWh）总计招标容量（GWh）储能系统招标容量（GWh）EPC招标容量（GWh）总计招标容量（GWh）储能系统招标容量（GWh）12.06.73.73.57.83.32.63.87.310.04.77.617.13.81111.011.913.010.211.57.28.11.81.21.82.62.43.37.31.67.35.16.74.96.590%20 80%70%1560%10 50%40%5 30%20%0 10%0%

储能系统 EPC48%51%52%49%48%51%52%49%中国储能中标规模高增，系统中标均价降一半中国储能中标规模高增，系统中标均价降一半中国储能中标市场增长迅猛。23年全年储能中标22.7GW/65.7GWh，同比+257%/383%。24年2月，储能系统中标规模1.73GW/5.41GWh，环比+189%/+390%，同比+164%/+274%，继续保持较高增速。2023年储能平均配储时长在2小时到4小时波动，全年平均值为2.89小时。24年2月储能系统平均配储时长为3.13小时。储能中标价格跌跌不休，充分让利项目方。24年2月储能EPC中标均价为1.32元/Wh，环比-13%，同比-31%；储能系统中标均价为0.90元/Wh，环比-15%，同比-37%。储能系统及EPC价格下降主要因为上游碳酸锂价格下行，预期未来将随碳酸锂价格企稳而止跌。 EPC、系中标价（GWh） EPC、系中标价（GWh） 中国EPC中标均价（元/Wh，2小时）配储时长（右轴，h）储能系统中标功率（GW）储能系统中标容量（GWh）配储时长（右轴，h）1614121086420

注:23年7月前披露所有锂电储能中标规模，8月后仅披露储能系统的中标规模4.54.03.53.02.52.01.51.00.50.0

2.502.302.101.901.701.501.301.100.900.700.50

中国储能系统中标均价（元/Wh，2小时）

1.320.902323年中国储能装机规模翻两番，累计47GWh2023年中国新增新型储能装机量为21.5GW/46.6GWh，同比+193%/+194%。其中，23Q4装机呈现加速态势，实现新型储能装机量9.2GW/21.1GWh，环比+119%/+148%，同比+48%/+57%，占全年比例约为45%。截至2023年12月，中国已投运电力储能项目累计装机86.5GW，同比+45%；抽水蓄能累计装机51.3GW，同比占比首次低于60%；新型储能占比同比提升18.2个百分点；新型储能中，锂电占比进一步提高，由2022年的94%提升至2023年97.3%。 （GW、GWh） 内抽水能与型储新增模（GW） 25 30国内新型储能新增装机功率（GW）国内新型储能新增装机容量（GWh）21.112.3国内新型储能新增装机功率（GW）国内新型储能新增装机容量（GWh）21.112.38.59.25.84.74.22.2抽水蓄能新增规模新型储能新增规模21.47.32.489.11.50.70.60.31.61.55.31510502023Q1 2023Q2 2023Q3 2023Q4

201510502018 2019 2020 2021 2022

2023储能电芯报价维持低位，储能电池出口下滑储能电芯报价维持低位，储能电池出口下滑电芯价格仍处于下降趋势中，降速有所减缓。根据SMM最新数据，户用储能电芯为0.45元/Wh，年初至今下跌0.01元/Wh；电力储能电芯为0.43元/Wh，年初至今下跌0.01元/Wh。根据动力电池产业创新联盟对于在册样本企业的数据统计，2023年国内储能电池累计销量为113.4GWh，其中国内销量为88.2GWh，占比78%；出口量为25.2GWh，占比22%。2024年1-2月储能电池总销量为10.6GWh，其中国内销量为10.3GWh，出口量为0.3GWh，出口海外数据明显走弱，与欧洲库存水平较高、需求偏弱有关。 储能池销（GWh）与结构 20方型/软包储能电芯家庭储能方型储能电芯电力储能1.10方型/软包储能电芯家庭储能方型储能电芯电力储能1.101.000.900.800.700.600.500.40国内储能电芯报价（元/Wh）储能电池国内销量（GWh）储能电池出口销量（GWh）储能电池总销量（GWh）5.54.93.12.310.211.112.519.210.80.13.76.63.37.79.916141210864202023/62023/72023/82023/92023/102023/112023/122024/12024/2中国各地电力峰谷价差略有下降，或影响工商储需求中国各地电力峰谷价差略有下降，或影响工商储需求据北极星储能网统计，2024年2月全国各地代理电价峰谷价差均值为0.66元/KWh，环比-0.078元/KWh，降幅较大；有13个省市峰谷价差超过0.7元/KWh的门槛值，较1月减少4省。2月起，浙江、上海、江苏等多数地区不再执行尖峰电价，导致峰谷电价差明显缩小，预计到夏季会有所回升。储能装机前五的省份中，新疆、内蒙、湖南环比下降0.050.31、0.19元/KWh，仅甘肃省环比上涨0.06元/KWh，贵州储能装机大省电力峰谷差价变化（月度）中国各地电力峰谷差价（月度）储能装机大省电力峰谷差价变化（月度）中国各地电力峰谷差价（月度）1.20 1.20 元/KWh。1.000.80理论门槛价差0.600.400.200.00新疆贵州内蒙古湖南甘肃1.21.00.80.60.40.2广东…海南湖南山东江苏四川重庆安徽河南贵州…天津市广东…海南湖南山东江苏四川重庆安徽河南贵州…天津市黑龙江辽宁陕西青海浙江北京市上海市内蒙古…宁夏政策频出改善储能经济性，提升投资积极性政策频出改善储能经济性，提升投资积极性24年开年以来，国家连续发布储能利好政策，从建立健全储能价格机制和辅助服务分摊机制入手，着力改善国内储能项目的经济性，从而推动新能源、储能装机。此外，国家高度重视配电网高质量发展，强调新型储能在配电网高质量发展中的重要作用。 24 24年我国主储能策 发布时间政策方向文件名具体内容2024年1月29日辅助服务《陕西省新型储能发展实施方案（2024-2025年）（征求意见稿）》于2600.55元/kWh，每年总补偿资金不超过1亿元。2024年2月8日辅助服务《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。2024年2月8日辅助服务《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则(试行)》全国首个电力爬坡市场启动，独立新型储能电站等可作为独立辅助服务提供者，提供爬坡辅助服务，需按并网管理有关规程规定装设AGC装置，同时AGC装置性能指标满足调度运行管理规定相关要求。2024年2月27日辅助服务《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》到2027年，电力系统调节能力显著提升，需求侧响应能力达到最大负荷的5%以上，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成。2024年3月1日配电网建设《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》1）引导分布式新能源根据自身运行需要合理配建新型储能或通过共享模式配置新型储能，提升新能源可靠替代能力；2）在电网关键节点、电网末端科学布局新型储能，提高电网灵活调节能力和稳定运行水平；3）支持用户侧储能安全发展，探索储能融合应用新场景，支持参与电网互动。逆变器出口量价齐跌，预示海外户储需求持续疲软逆变器出口量价齐跌，预示海外户储需求持续疲软 中国每逆变出口 中国每逆变出口（亿美） 年全年逆变器出口金额为99.57亿美元，同比逆变器出 1412口数量为5131万台，同比+2%；全年逆变器出口均价为194美10元/台，同比+9%。 8624年1-2月中国逆变器出口金额分别为5.7/4.5亿美元，同比-6447%/-48%；逆变器出口数量分别为393/307万台，同比-28%/- 26%；逆变器出口单价分别为144/147美元/台，同比-27%/-45%。 0

1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

200%2022202320222023同比（右轴）100%50%0%-50%-100% 中国每月口逆器单（美元/台） 中国每月口逆器单（美元/台） 7006005004003002001000

2022 2023 同比（右轴）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

100%80%60%40%20%0%-20%-40%-60%

300250200150100500

1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

80%2022202320222023同比（右轴）40%20%0%-20%-40%24年初微逆出口金额同比接近腰斩，大型逆变器仍有韧性24年初微逆出口金额同比接近腰斩，大型逆变器仍有韧性23年全年，表征微型逆变器出口的广东/江苏/浙江分别实现逆变器出口金额3999/1213/1811百万美元，同比-5%/+17%/-7%；表征大型逆变器出口的安徽实现逆变器出口金额1866百万美元，同比+141%。24年1-2月，广东/江苏/浙江分别实现逆变器出口金额348/125/220百万美元，同比-60%/-41%/-54%，这也让我们对于24年的欧洲户储市场前景更加谨慎；安徽实现逆变器出口金额220百万美元，同比-12%，相对较有韧性。 逆变器出金额-发人注地（万美元） 微逆与大型逆变器出口数量下滑明显微逆与大型逆变器出口数量下滑明显23年全年表征微型逆变器出口的广东/江苏/浙江分别实现逆变器出口数量1877/315/2015万台，同比-2%/+8%/+8%；表征大型逆变器出口的安徽实现逆变器出口数量万台，同比+80%。24年1-2月，广东/江苏/浙江分别实现逆变器出口数量212/48/331万台，同比-38%/+5%/-5%；安徽实现逆变器出口数量13万台，同比-30%。广东省江苏省浙江省安徽省（右轴）价格方面，24年2月广东/江苏/浙江/安徽逆变器出口单价为181/263/73/1748美元/广东省江苏省浙江省安徽省（右轴） 口平均价格（元/台） 600 3000500 2500400 2000300 1500200 1000100 5000 0202301 202302 202303 202304 202305 202306 202307 202308 202309 202310 202311 202312 202401 202402目录第一章 中国储能 第二章 美国储能 第三章 欧洲储能 第四章 全球储能装机预测 美国美国23年大储装机增长强劲，多州装机量高增23根据EIA，2023年美国1MW以上储能（大储）装机量为6.36GW，同比+64%机集中在6月、7月和12月，分别为1.06/1.51/1.36GW，合计占全年装机量的62%，主因同期风光装机明显放量。美国2023年装机规模最大的州仍为加利福尼亚州与得克萨斯州，分别装机2.94GW与1.33GW，同比+20%/+3%，增速有所放缓，合计装机规模占比从22年的90%下降到23年的65%。其余多州储能装机增长迅猛，如亚利桑那州、内华达州、夏威夷州等，分别较22年增加841MW（22年0装机）（+380%yoy）、212MW(+544%yoy)。 美国各储能机量（MW）占比 美国各储能机量（MW）占比 2022年美国1MW以上储能装机（GW）1MW以上储能装机（GW）1.61.41.21.00.80.60.40.20.0

yoy（右轴）

1600%1400%1200%1000%800%600%400%200%0%-200%

3,50045%,294420%,133345%,294420%,133313%,8415%,3604%,2514%,2303%,2233%,1862,5002,0001,5001,0005000 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月10月11月12月美国储能平均配储时长提升，大储占比进一步提升美国储能平均配储时长提升，大储占比进一步提升美国储能平均配储时长有所提升，区域差异明显。WoodMackenzie，美国23Q1-3储能装机为4.82GW/15.07GWh，平均配储时长3.13小时，较22年的2.93小时有所提升。各州的配储时长差异较大，加州平均配储时长接近4小时，而德州2小时，主要由于各州储能使用场景存在差异。 美国能市新增机规模 功率规模（GW）容量规模（GWh）配储时长（h，右轴） 装 美国能市新增机规模 功率规模（GW）容量规模（GWh）配储时长（h，右轴） 装及同增速（GW，%） 公用事业储能 户用储能 工商业储能 同比增速3.03.112.23.03.112.210.92.52.52.22.11.84.84.83.5 3.60.30.70.40.80.61.11.4141210864202017 2018 2019 2020 2021 2022

3.53.02.52.01.51.00.50.0

2.521.510.50

652022Q1 2022Q2 2022Q3 2022Q4 2023Q1 2023Q2 65

250%0.00.170.140.00.10.150.150.00.10.172.1664%0.120.11.20.10.161.511.219%0.70.850.5-33%-11%28%176%194%150%100%50%0%-50%多重因素限制，美国储能装机长期低于预期多重因素限制，美国储能装机长期低于预期尽管美国储能装机实现高增长，但与EIA公布的预期值存在较大差距。2023年1月，美国EIA预测全年将完成储能装机8.64GW，并在后续几个月连续上调，直到5月份全年装机预测值达到最高，为9.77GW，远高于23年实际装机量6.36GW。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年美国各个月份储能装机完成度始终不及预期。与年初预期相比，2023全年的完成度为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。 2023年美国全储能机预期 12.00 2023年各月份 2023年各月份能装预期值实际对比 2.5美国1MW以上储能装机（GW，预测值） 美国1MW以上储能装机（GW）完成度（右轴）73%80%70%2.060%52%1.547%50%40%1.035%30%28%30%0.516%9%20%14%10%0.0 0%19%23%17%49%2023年剩余月份储能装机预测值（GW）美国年初起1MW及以上储能新增装机（GW）0.070.160.430.600.741.80334.394.578.578.828.688.639.0357.856.336.225.354.193.802.350.23.00.80.318.006.004.002.000.00注：单储能项目可同时有多个应用注：单储能项目可同时有多个应用美国电网辅助需求旺盛，推动多个应用场景发展美国电网辅助需求旺盛，推动多个应用场景发展美国电力系统辅助需求旺盛，促使储能行业发展出丰富的应用场景。根据EIA披露，截止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、5.2、4.9、3.0GW，占比为26%、20%、19%、11%。 功率规模（GW）及占比 增储功率规模（GW）占比 从增量看，22年增长最多的应用场景为频率调节、斜坡 功率规模（GW）及占比 增储功率规模（GW）占比 23%,2.919%,2.512%,1.55%,0.723%,2.919%,2.512%,1.55%,0.74%,0.31%,0.10%,0.026%,6.720%,5.219%,4.911%,3.07%,1.85%,1.35%,1.34%,1.01%,0.41%,0.31%,7 6 5 4 3 2 10.500.0

29%,3.7 ITCITC政策补贴下，储能项目经济性提升2022年8月，拜登签署了7500亿美元的《通胀削减法案》（InflationReductionAct），其中提供3690亿美元用于企业生产能源的投资，显著刺激了储能项目投资需求。同月，美国未并网储能备案量提升至22.68GW，环比+35.0%，较往月增速明显提升。 法案为储能行业带诸多量利政策 IRA颁布前：能源储存项目（ESS）只能通过与太阳能项目联合来享受投资税收抵免（ITC）。IRA颁布后：取消ITC仅覆盖光伏配套储能的限制，商用电池系统不低于5kWh的独立储能即可获得ITC抵减，利好独立储能项目的发展(独立储能在22年底已并网的储能项目中占比超过51.5%）。 法案为储能行业带诸多量利政策 IRA颁布前：能源储存项目（ESS）只能通过与太阳能项目联合来享受投资税收抵免（ITC）。IRA颁布后：取消ITC仅覆盖光伏配套储能的限制，商用电池系统不低于5kWh的独立储能即可获得ITC抵减，利好独立储能项目的发展(独立储能在22年底已并网的储能项目中占比超过51.5%）。补贴范围补贴力度IRA颁布前：对于不同年份安装的商业太阳能系统，2020-2022年分别享受26%、22%和10%的ITC抵免比例。IRA颁布后：针对户储和符合条件（1MWac以下或1MWac以上但满足附加条款）的非户储，基础抵免比例上升至30%。若满足额外条款“本土制造”“能源社区”“环境正义”，分别可以获得额外2%-10%、2%-10%和10%-20%的抵免，最高累计抵免70%。补贴范围补贴力度IRA颁布前：对于不同年份安装的商业太阳能系统，2020-2022年分别享受26%、22%和10%的ITC抵免比例。IRA颁布后：针对户储和符合条件（1MWac以下或1MWac以上但满足附加条款）的非户储，基础抵免比例上升至30%。若满足额外条款“本土制造”“能源社区”“环境正义”，分别可以获得额外2%-10%、2%-10%和10%-20%的抵免，最高累计抵免70%。补贴时间IRA颁布前：ITC政策退坡时间从2023年开始退坡，商业项目仅有10%的ITC抵免比例。IRA颁布后：由原定的2023年延长至少十年。退坡时间点定在2032年或美国达成温室气体目标（年度温室气体排放≤2022年的25%）达成后一年取较晚者，退坡时间共3年，即ITC抵免最早将于2036年彻底结束。往年往年FERC审批效率低下，储能项目被迫拖延美国储能项目并网排队时间长，审核缓慢致队伍持续拉长，项目并网不断延期。美国储能项目在建设安装之前需要先获得并网许可。在FERC并网新规落地前，由于审批流程复杂、电网改造成本存在争议、线性审核机制等问题，整个过程的等待时长在455-545天左右。如果研究不通过被打回，等待期限还要延长；如果需要修改计划中中的部分细节，则需要重新排队。 美国储项目生命程 根据劳伦斯伯克利国家实验室数据，截止23年9月份，加州地区CAISO 美国储项目生命程 5天可行性研究90天系统影响研究270天设施研究90-180天获得并网许可个月融资1-3年建设与安装6-12个月2-6个月商业运营FERCFERC新规发布后，项目审批效率有望提升2023年7月28日，FERC颁布并网新规，从多个方面简化了并网流程，如将可行性评估和设备影响评估被压缩到150天内完成，较之前的450余天有显著提速；将原本的逐一研究模式改为分批次集群研究，减少了排队时间，并减小了排队序列中靠前项目的延期对于靠后项目的影响。 储能项并网程的 储能项并网程的化 新规发布前新规发布后具体影响1）改变并网影响研究模式每个项目逐一研究分批次集群研究提升研究效率，减少排队时间2）建立改造费用分担机制电网运营商与项目申请者就电网改造的费用反复谈判博弈电网改造费用由同批次项目申请者按比例分担公平高效的解决了改造费用承担问题3）简化加快审核进度整体并网评估环节繁多，需要450天以上可行性评估和设备影响评估被压缩到150天内完成大大缩短了整体评估流程4）允许多个项目同时审查每个项目单独审批允许多个项目接入同一并网点，采用同一项目申请流程类似项目所需要提交的申请个数减少变压器交付缓慢，拖累整体项目进度变压器交付缓慢，拖累整体项目进度美国变压器交付延期，拖累整体装机进度。变压器是光储项目并网的重要设备。近年来美国由于新能源项目建设，叠加老旧电网更新，变压器需求旺盛。目前美国全年有2/3的变压器用于老旧电网改造，仅有1/3用于电网扩展和新能源并网。美国变压器产能严重不足，进口依赖度较高，存在供需缺口。23年前11月，进口额已达到51.73亿美元，占总市场比例为77%。海外新增变压器产线建设需要较长周期，预计22年新开工项目到25年开始投产，美国变压器市场将处于短缺状态。根据PTR，美国电力变压器交货时间从疫情之前的12-14个月增至当前的38个月，拖累光储项目的整体进度。60美国变压器进口规模（亿美元）YOY 40%51.7335%5060美国变压器进口规模（亿美元）YOY 40%51.7335%5030%4025%3020%15%2010%105%00%2018 2019 2020 2021 2022 2023M1-M112022年以来美国变压器进口规模大幅提升60疫情前近期50403020100电力变压器配电变压器美国变压器交付时间变化（单位：月）美国利率久高不下，影响储能建设收益美国利率久高不下，影响储能建设收益高利率对于美国储能建设的收益构成较大影响。美国当前中期银行贷款利率约8.5%，对比22年5%上升明显，影响新增项目的预期收益率。在去年7月美联储完成加息后，市场对于立刻降息存在过高的预期。这也使得储能的需求方倾向于延迟项目的开工，以等待更低的贷款利率。增厚储能项目收益。从目前CMEFEDWATCH公布的降息概率图看，年中6-7月份开始降息的概率较高。根据测算，在贷款比例70%的情况下，贷款利率每下降1%，加州地区储能项目的IRR约上升0.6pct。 美国年降息率较大 美国年降息率较大 美国:商业银行24个月个人贷款利率美国:商业银行48个月新车贷款利率13121110987654锂价下跌带动储能设备成本走低，业主方等待底部锂价下跌带动储能设备成本走低，业主方等待底部碳酸锂价格持续下降，引发业主方观望情绪。2023年，由于全球碳酸锂产能释放，供给宽松，价格一路下行。美国碳酸锂价格由22年底的8万美元/吨回落至1.5万美元/吨，带动储能设备价格回落。以特斯拉MegaPack2h为例，价格从23年4月份的188万美元/台降低至24年3月的128万美元/台，降幅超过30%。在原材料价格快速回落阶段，部分业主方可能希望等待成本进一步下降，保持观望态度。目前，碳酸锂价格已经接近底部，前期因观望碳酸锂价格而推迟的项目有望加快开工建设。 中美欧酸锂格情况 预期预期24年实际装机比例可达85-95%在2022年底预测的8.63GW装机项目中，有43%的项目为 美国2022年预在2022年底预测的8.63GW装机项目中，有43%的项目为 美国2022年预完成目的实完成况 项目个数比例项目容量（MW）比例2023年已经并网的项目6542%410443%提前并网或准时并网1510%105411%准时并网（0个月）106%8549%1个月32%260%2个月21%1742%延期并网5032%305032%1个月1812%96110%2个月64%4024%3个月32%2763%4个月85%3954%5个月75%4254%6个月64%3874%7个月21%2052%2023年尚未并网的项目8958%534857%延期并网8253%522255%3个月32%6307%4个月32%2663%5个月43%2743%6个月53%1832%7个月64%3824%8个月117%7198%9个月75%5115%10个月53%2142%11个月43%2002%12个月1711%130014%12个月以上1711%5446%取消/无限延期21%270%缺乏信息53%981%总计154100%9451100%考虑到2023年实际装机量较年初预测值的完成度为73.4%，说明有占年初预期装机规模30%的新项目是在2023年被提出并完工的，假设24年也会出现预期装机规模30%的新项目并完工。假设在其他条件不变的情况下，考虑到FERC并网新规将审批流程压缩了300天（约10个月），我们认为2024年因延期3-11个月而无法在年内完工的项目占比将明显收缩，实际完成的比例将从43%提升至55%-63%，叠加30%的24年新增项目，最终实际装机量可达预测值的85%-93%，分别对应实际装机12.5/13.0/13.6GW。中国对美逆变器出口数据显示美国大储需求仍强劲中国对美逆变器出口数据显示美国大储需求仍强劲中国每月出口美国逆变器金额（百万美元）中国23年全年出口美国逆变器共计百万美元中国每月出口美国逆变器金额（百万美元）/412.78万台，同比-28%/-14%；全年出口美国逆变器均 4540价为75.61美元/台，同比-15%。 353024年1-2月，中国向美国出口逆变器金额为44.79百万美 2520元，同比-30%；出口逆变器数量为44.89万台，同比- 152040%；中国向美国出口逆变器均价为99.78美元/台，延 105续去年价增量减趋势，说明出口结构向大型逆变器升级。 0

21.5

2023 2024 同比（右轴）

0%-5%-10%-15%-20%-25%-30%-35%-40%-45%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月中国每月出口美国逆变器数量（万台）中国每月出口美国逆变器均价（美元中国每月出口美国逆变器数量（万台）中国每月出口美国逆变器均价（美元/台）50 2023 2024 同比（右轴） 0%

140

2023 2024 同比（右轴）

35%120.040120.03017.92010

-10%-20%-30%-40%

12010080604020

30%25%20%15%10%5%01月2月

3月4月

5月6月7月

8月9月

10

11月

12

-50%

01月2月3月

4月5月6月

7月8月

9月10月

11月

0%12月目录第一章 中国储能 第二章 美国储能 第三章 欧洲储能 第四章 全球储能装机预测 从德国户储市场看欧洲储能：维持谨慎乐观从德国户储市场看欧洲储能：维持谨慎乐观根据EESA预测，欧洲2023年总体户储规模约9.2GWh，德国户储市场占欧洲总规模47%，有较强指导意义。2023年德国储能累计装机规模达到7.4GW/11.5GWh，较2022年底增长3.5GW/5.3GWh，增速在下半年逐渐放缓，由年中的200%以上下降至12月的-23%。 德国户储场占洲总模47%（第） 德国24年1月新增大储新增装机量35.7MWh，工商业新增装机量 德国户储场占洲总模47%（第） 机规（MWh） 600500大储+工商业储能装机（MWh）yoy（右轴）39户储新增装机量（MWh）250%2369200%40201748400328153150%31543003055100%48847846620039642744245040533436238450%3332782541000%0-50%2023年预计户储装机量（GWh)4.342.940.510.570.620.224.54.03.53.02.52.01.51.00.50.0瑞士 西班牙 奥地利 英国 意大利 德国欧洲户储市场：需求差的根源来自电力绝对价格和波动率欧洲户储市场：需求差的根源来自电力绝对价格和波动率德国电力现货价格对于户储需求具有前瞻指导性。2022年俄乌战争爆发后，德国电力现货价格迅速飙涨，且波动率飞速，带动欧洲居民户储的需求大规模增长。当前德国电力现货价格低于俄乌战争前，且波动率不断降低，居民户储需求出现退坡。德国电力现货价格对于户储需求具有指导性2021年

2022年

2023年欧洲电力价格普遍下降，天然气影响减小欧洲电力价格普遍下降，天然气影响减小根据TRADINGECONOMICS，欧洲前三大储能装机国德国/意大利/英国电力价格分别为68.54/95.75/61.00欧元/MWh，尽管月度维度上存在一定价格波动，但与2022年能源危机时的峰值相比处于低位震荡。 力价（ 力价（EUR/MWh） 主要国家电力价格（EUR/MWh）变化幅度更新日期日度月度年度英国61.00-5.13%10.71%-42%3月21日德国68.54-15.79%56.70%-8.26%3月21日法国76.441.88%14.45%-58.82%3月22日西班牙35.90-36.95%434.23%-69.92%3月21日意大利95.75-4.54%21.66%-27.87%3月21日欧洲多国加码储能补贴政策，抵消需求下行欧洲多国加码储能补贴政策，抵消需求下行 欧洲国储能贴政览 为抵消电价下行带来的储能需求衰退，欧洲多国政府于 欧洲国储能贴政览 国家发布时间政策方向具体内容德国2022年12月税收减免2023年起，对所有投运的户用光伏储能系统，免征采购、进口、安装过程中产生的增值税（增值税，税率为19%），户用储能必须和光伏一起安装2023年9月国家补贴KFW442补贴：对全新购买安装的充电桩，光伏和储能系统的已经有电动汽车的业主，最高补贴10200欧元：充电桩：统一补贴600欧元（双向充电功能的充电桩则为1,200欧元）；光伏系统：600欧/kWp，最高6,000欧元；储能系统：250欧/kWh，最高3,000欧元；总额5亿欧元英国2023年12月税收减免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西班牙2021年6月国家补贴开始执行可再生能源和储能的激励政策，主要激励6种场景：1）服务业的可再生能源自用或储能；2）其他经济部门的可再生能源自用或储能；3）将储能纳入现有的经济部门自用设施中；4）住宅、公共管理部门的可再生能源自用或储能；5）将储能纳入现有的住宅、公共管理部门自用设施中；6）住宅热可再生能源装置激励方案（对于场景1、2、3）：储能激励200-700欧元/KWh（成本的45%-65%）；激励方案（对于场景4、5）：储能激励140-490欧元/KWh激励计划有效期至2023年12月31日，初始金额为6.6亿欧元2022年5月国家补贴扩大激励范围：允许预算扩大至13.2亿欧元；将个体经营者纳入激励计划（对于场景1、2、3）；储能时长限制从2h提高为5h奥地利2022年6月国家补贴计划增加第二轮太阳能+储能补贴的预算，除已经分配的2000万欧元外，还将额外拨付4000万欧元；后续还会有第三轮、第四轮预算2024年起税收减免2024年起，不再对私人光伏系统征收增值税，适用于所有35kW输出的光伏系统，政策有效期2年希腊2023年4月国家补贴希腊能源部长宣布，将在住宅和农业领域推出小型太阳能光伏和储能的补贴计划，预算为200亿欧元，支持10.8KW光伏、10.8KWh储能的安装（住宅必须配备储能，农业领域可以只安装光伏），最高占家庭的75%、1.6万欧元，农业的60%、1万欧元波兰2024年起计量方式调整波兰在2016年以来采用“净计量”方式，容量10KW以内的光伏可以有80%的电力上网，10-50KW可以有70%上网，但2024年起执行新的计量方式，住宅光伏将在日前市场参与报价，通过模型计算价格；2024年前为过渡期。储能补贴政策维持欧洲户储需求的底线储能补贴政策维持欧洲户储需求的底线欧洲电力价格的波动决定了储能需求的上限，而欧洲政策的补贴力度与稳定性维护了储能需求的下限。以意大利为例，23年2-4月政府因为赤字压力而暂停Superbonus补贴计划，并在重启后降低2024、2025年Superbonus补贴力度，导致致数千个工地的施工陷入停顿。最终政府不得不有限度地延长Superbonus计划。可见，当下欧洲储能市场需求较为脆弱，对于政策的依赖性较高，当下政策扰动会成为欧洲储能需求的核心矛盾。 大利 大利Superbonus政策化 前任政府提出Superbonus计划，税收抵免额度提高至110%新政府因担忧财政赤字影响，且认为转移信贷的模式存在骗补，暂时冻结Superbonus并且明确了转移信贷、发票折扣的方式终止。政府同意有限度地延长Superbonus计划，对于2023尚未完成房屋装修的低收入家庭，仍将享受110%的税收抵免。2020年 2022年

2023年2月

2023年4月

2023年12月明确了2023年后开工的项目明确了2023年后开工的项目税收抵免退坡至90%。意大利政府更新并通过了新版Superbonus2024、2025年Superbonus补贴将分别退坡至70%、65%。逆变器数据显示欧洲储能需求仍然疲软逆变器数据显示欧洲储能需求仍然疲软中国23年全年出口欧洲逆变器共计5590.16百万美元/1267.14万台，同比+11%/-3%；全年出口欧洲逆变器均价为441.17美元/台，同比+15%。24年1-2月，中国向欧洲出口欧洲逆变器录得392.93百万美元/114.57万台，同比-70%/-57%；中国向欧洲出口逆变器均价为343/495美元/台，同比-31%。

8007006005004003002001000

174.4

中国每月出口欧洲逆变器金额（百万美元）2023 2024 同比（右轴）中国每月出口欧洲逆变器金额（百万美元）

-68%-68%-69%-69%-70%-70%-71%-71%-72%-72%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月中国每月出口欧洲逆变器数量（万台）中国每月出口欧洲逆变器均价（美元中国每月出口欧洲逆变器数量（万台）中国每月出口欧洲逆变器均价（美元/台）160140120100806040200

49.7

2023 2024 同比（右轴）

0%-10%-20%-30%-40%-50%-60%-70%

6005004003002001000

350.5

2023 2024 同比（右轴）

0%-10%-20%-30%-40%-50%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月目录第一章 中国储能 第二章 美国储能 第三章 欧洲储能 第四章 全球储能装机预测 预测全球预测全球24-26年储能装机需求223/343/456GWh24-26年，全球储能装机容量预期223/343/456GWh，同比+48%/+54%/+33%。其中，发电侧装机容量预期114/179/271GWh，同比+71%/+57%/+52%；电网侧装机容量预期15/20/21GWh，同比 全球市场20222023E2024E2025E2026E74151223343456分市场中国市场164874105162海外市场58103149237294分用途发电侧2967114179271电网侧1011152021用户侧255369112123其他1019253241预测中国预测中国24-26年储能装机需求74/105/162GWh24-26年，中国储能装机容量预期74/105/162GWh，同比+55%/+42%/+54%。+22%/+30%/+5%。其中，发电侧装机容量预期51/74/122GWh+73%/+45%/+65%；电网侧装机容量预期4/5/5GWh+22%/+30%/+5%。2021-2026E中国储能装机需求量预测（发电侧与电网侧,GWh）中国市场202120222023E2024E2025E2026E164874105162中国光伏新增规模（GW)5587217220264317集中式光伏新增规模（GW）2236104106127152中国风电新增规模（GW）483860707275新增风电+集中式装机规模（GW）7073164176199227新增项目储能渗透率20%25%30%35%40%45%功率配比15%20%25%30%30%30%备电时长（h）222222发电侧新增项目储能需求（GWh）4725374861风光累计装机规模（GW）6377601037132716632055配储规模（GW）2412182431未配储规模（GW）6357561025130916392024存量项目储能渗透率0.5%1.5%3.0%4.0%5.0%功率配比10%16%18%20%20%备电时长（h）22223新增项目储能需求（GWh）15142661新增发电侧电化学储能配置容量（GWh）8305174122中国化石能源发电累计装机（GW）130113601421148215411595YOY4.5%4.5%4.3%4.0%3.5%3.0%辅助服务最优功率配比3%3%3%3%3%3%电网侧辅助服务电化学储能渗透率5%27.5%311.0%515.0%720.0%925.0%12电化学储能配置功率（GW）备电时长（h）222222储能累计规模（GWh）469131824新增电网侧电化学储能配置容量（GWh）2345524-26年，用户侧装机容量预期7/11/16GWh+35%/+50%/+44%；其他装机容量预期12/15/18GWh 2021-2026E中国储能 2021-2026E中国储能机需量预测（用侧与他,GWh） 中国市场202120222023E2024E2025E2026E164874105162用户侧分布式光伏新增规模（GW）33261.5%252411.5%2113903.0%2114924.0%21371105.0%21651326.0%2工商业光伏新增（GW）新增渗透率（%）备电时长（h）新增用户侧电化学储能配置容量（GWh）11571116中国累计5G基站规模（万座）143231338423503573单个基站功率（KW）3.73.73.73.73.73.7备电时长（h）444444储能渗透率（%）5%7.5%10%10%10%10%储能累计规模（GWh）135678新增储能需求量（GWh）22111