2024-2028年全球储能行业预测分析

发表时间：2024-07-21 13:25:51 来源：云开平台app官方全站app入口下载安卓

　　在全球可再次生产的能源发电量逐年攀升，能源转型背景下，储能在近些年迎来加快速度进行发展。当前可再次生产的能源（光伏&风电等）占比仅在31%左右，为实现“碳中和”目标，预计2030年前可再次生产的能源比例将上升至为42%；2050年或将达到53%左右。为实现“双碳”目标，可再次生产的能源将迎来规模化发展，但风电、光伏发电出力的波动性和随机性特征，增加了调峰调频压力，引发电网电压质量下降等问题。在此背景下，储能成为有效缓解大规模可再次生产的能源并网压力的一种有效技术方法，能够明显提高风、光等可再次生产的能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再次生产的能源更替的关键技术。因此，伴随全球碳减排及碳中和行动持续推进，由化石燃料为主的能源结构体系向清洁低碳能源为主的能源结构体系转型成为明确趋势，储能发展进入快速通道。同时，2030年前，中、美、欧减排指标均超过50%，是全世界内的核心减碳区。因此，中，美，欧地区也是全球市场的主要储能市场的主要驱动力。

　　国内储能装机有望持续增长，表前储能为装机主力。据统计，2012-2022年间国内新型储能新增装机复合增速高达95%。2022年国内新型储能新增装机高达7.3GW，同比增长近200%。就国内储能装机类型分布而言，根据储能与电力市场公众号统计，可再次生产的能源配储与独立储能装机占比分别为45%与44%，用于调频的装机占比仅为1%，工商业用户侧储能装机占比10%。我国当前的储能类型其实是以用于配套新能源装机的表前储能装机为主。强制配储政策是国内表前储能装机上量的关键原因。当下兴起的国内储能装机需求主要源于政策需求，一种原因是各地方政府强制新能源配储，另一方面是国资委对“五大四小”等发电央企到2025年新能源装机占比提出了50%的刚性要求。政策层面的强制性是国内表前储能放量的关键因素。

　　2023年有望成为工商业储能元年。政策端，基于保障辖区内企业稳定连续生产与将电力保供职责交由相关企业自己负责的目的。包括安徽、广东、湖南、江苏、浙江等多个省份在内的地区政府均针对工商业储能推出了相关的补贴政策，相关补贴有望在短期对工商业储能装机放量形成刺激。峰谷价差持续拉大趋势与电力现货市场启用有望逐步提升工商业储能电站边际经济效益。进入2023年，全国电网企业代理购电价差相比2022年持续拉大，根据北极星电力网统计，4月全国代理购电价差最大的省份浙江其代理购电价差高达1.28元/kWh，峰谷价差超过0.7元/kWh以上的地区达到了22个。代理购电价差持续放大叠加锂电储能系统成本下降，有望进一步刺激工商业储能电站装机。中长期看电力现货市场有望进一步拉大工商业储能电站收益率。以山东省开展的电力现货市场为例，其发达的分布式光伏市场使其在中午光伏大发时甚至会出现了负电价，因此工商业储能用户通过电力现货市场的套利收益将会促进提升。因此在中长期时间维度内看，随着国内分布式光伏持续上量和电力现货市场的推广，工商业储能既能够解决分布式光伏消纳问题同时其在电力现货市场的收益率有望逐步提升，支撑其装机持续性。

　　储能是美国能源转型和电网建设下的刚需。从1990-2021年美国能源结构当中能够准确的看出，以风电光伏为代表的新能源占比实现了逐年提升，风光等新能源电力随机性、波动性和间歇性等特点对电力系统的调频、调峰等灵活性资源的需求有了显著提升。同时根据美国能源部统计，美国70%的输电线路与变压器运行年限超过25年，60%的断路器运行年限超过30年。陈旧的电网系统和能源转型阶段的新的电力系统结构特点使得储能电站成为美国当下电力系统的刚需。薄弱的电网基础和复杂的电力系统使美国储能建设更为刚需。相比中国等国的电力结构，因为发展历史背景和政治制度的差异，美国电力产业体系相对来说更加复杂，电网产权分散掌握在超500家公司与组织当中，这就导致了美国的电网基础十分薄弱，资源配置效率相对低下。全美国共有8个区域电网组成，其中东部和西部各自组成电网联盟，加上独立的得州电网，形成美国三大电网的格局。三大电网之间没有办法进行全国范围内的调度，资源配置效率相对低下，一旦因为自然灾害等事故造成个别区域出现缺电、限电的现象，其他区域电网无法及时提供对应的帮助。因此可提供调峰、调频、备用容量、黑启动等功能的储能电站是当前美国电力系统的刚需。IRA政策出台，美国户储大储需求有望同步释放。独立储能和小型储能项目受益颇深，1MW以上项目或将迎来抢装潮。独立储能首次获得抵免资格：过去为了具备ITC获取资格，储能项目必须与光伏发电项目配对，此次政策变动使储能摆脱太阳能配对限制，二者“发展途径”脱钩，降低了储能项目的建设成本和时间，利好独立储能的发展。小型储能项目补贴力度大幅度的提高：根据原ITC政策，户用储能项目的税收抵免额度将在2024年取消，工商业储能及表前储能项目则降至10%；IRA法案通过后，户储抵免额度可达30%-40%，小型的工商业储能项目及满足条件的表前储能项目抵免额度则在30%-80%不等，较之前明显提升，将刺激需求高速增长。

　　欧洲户用储能的快速地发展，离不开三方面的原因。一是基于俄乌地缘冲突引发的电力危机在高度电力市场化下促使户用储能存在极大的套利投资价值；二是欧洲能源政策上极大倾向可再次生产的能源产业转型，为此进行各项补贴和规定；三是全球经济下行的前提下，欧洲本土市场能依赖户用储能吸引全球资金涌入投资。

　　2022年欧洲户储新增装机量达9.3GWh，同比增长142%，全球占比高达60%。其中，德国为欧洲户储增长的核心区，与意大利、奥地利、英国构成欧洲四大户储成熟市场，除此以外还有瑞士、西班牙、荷兰，波兰等新兴市场崛起。2023年前三季度，欧洲最大户储市场德国户用储能市场累计装机3.51GWh，预计年底可达到4.5GWh。

　　在全球范围内，亚非拉地区经济发展水平不及欧美，同时户储经济性相对较差，安装需求更多源于用电刚需，户储市场发展走的是偏低端路线，对性价比的要求高，例如南非和东南亚等新兴市场门槛低、价格敏感性高。认证方面，南非、东南亚等地区设置的门槛也更低。综合来说，南非和东南亚属于新兴发展中市场，格局未定，对新品牌接受度高，但是对价格更为敏感，市场毛利率相对欧美国家较低且易受市场之间的竞争策略影响。

　　其他亚太地区例如印度，泰国，菲律宾以及印度尼西亚等户储还在起步阶段，随着户用光伏的发展以及清洁能源发电占比的提高，预计印度户储有一定的增长空间，但是当前情况下户储的发展仍受政策，电价以及当地经济环境影响较大，东南亚大部分国家仍不具备良好的户储爆发条件。

　　储能行业高热度下，相关产能快速扩张。从中国市场来看，在过去的三年，中国储能相关企业参与数量迎来爆发式增长。截止到目前，储能全产业链相关企业从2021年0.6万家，迅速增加到了当前的12.2万家。同时，从储能各环节全球分布来看，其实呈现出了逐级缩小的变化趋势。首先是储能电芯环节，中国目前占据了全球的80%。目前储能领域应用最大的磷酸铁锂电池，基本全部来自于中国市场的供给。下一级是集成环节的全球储能分布，集成环节中国产能占据了全球的66%。同时，北美和欧洲也分别贡献了19%和14%的集成产能占比。最后是需求环节。中国在所有的环节都贡献了最大的产能，但是从全球需求来看，需求占比只占到了37%。北美和欧洲需求占比达到47%左右。因此，目前储能产业链环节不得不面对的问题是内卷加剧，价格战加剧，且价格战仍将持续一段时间。

　　2021年，全球已投运储能项目累计装机规模达到206.5GW；2022年，全球已投运储能项目累计装机规模达到237.2GW。

　　我们预计，2023年全球已投运储能项目累计装机规模将达到275GW，未来五年（2023-2027）年均复合增长率约为14.64%，2027年将达到475GW。

　　2021年，全球新型储能市场累计装机规模达到25.4GW；2022年，全球新型储能市场累计装机规模达到45.7GW。

　　我们预计，2023年全球新型储能市场累计装机规模将达到68.2GW，未来五年（2023-2027）年均复合增长率约为24.62%，2027年将达到164.5GW。

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