2024年全球储能市场分析

2024年全球储能市场分析

第一章、中国储能

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。23年下半年累计实现储能招标

较去年同期增长年累计实现储

39.20GW/101.20GWh,13%/28%023

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%。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%o24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,

环比口3%,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。23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+11%,

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%。

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'也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。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

0.05、0.31、0.19元/KWh,仅甘肃省环比上涨0.06元/KWh,贵州省

与上月持平。逆变器出口量价齐跌，预示海外户储需求持续疲软中国

23年全年逆变器出口呈现高开低走，24年持续走低。23年全年逆变

器出口金额为99.57亿美元，同比+11%；逆变器出口数量为5131万

台，同比+2%；全年逆变器出口均价为194美元/台，同比+9%。24

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47%/-48%；

逆变器出口数量分别为393/307万台，同比・28%/-6%；逆变器出口单

价分别为144/147美元/台，同比-27%/-45%。3060

第二章、美国储能

美国23年大储装机增长强劲，多州装机量高增23年美国储能装

机整体增速亮眼。根据日A,2023年美国1MW以上储能(大储)装

机量为6.36GW,同比+64%。储能装机集中在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%o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)、285MW(+380%yoy)、

美国储能平均配储时长提升，大储占比进一步提

212MW(+544%yoy)c

升美国储能平均配储时长有所提升，区域差异明显。根据

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，而德州持续时长约为2小

时，主要由于各州储能使用场景存在差异c从储能装机结构看，美国

以表前储能为主，表前储能中独立储能占据超半数。23Q1-3美国大

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。此外，

美国的50个州中有37个州制定了可再生能源组合标准和目标，17

个州出台了储能相关的补助政策。其中，力度较大的政策有内华达的

NV储能激励计划以及加州的自发电激励计划(SGIP),这些政策成

功推动了当地的储能行业发展。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/台降低至年月的万美元/台，降幅超过在原材料

24312830%o

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。3060

第三章、欧洲储能

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24年1月

新增大储新增装机量35.7MWh,工商业新增装机量18.1MWh,户储

新增装机量333.0MWh；当月总计新增386.8MWh,同比・10%。同比

增速处于连续下行趋势，且已经连续3个月负增长，印证了我们之前

对于欧洲储能的谨慎预测。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。

上周五天然气价格指数报价1.6822美元/MMBtu,年后继续整荡下行,

短期看较难使得欧洲电价出现大幅上升。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计戈上可见，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。

第四章、全球储能装机预测

预测全球24-2