作者 |潮一 李典?

來源 |24潮

我們研究發現，大儲正在成為全球儲能產業的最強風向標。

目前全球電氣化趨勢加速，特別是在交通、工業和建筑等領域的電氣化應用增加了電力需求。尤其中國、印度、東南亞等新興市場經濟快速發展，驅動全社會用電量增長；而以數據中心為代表的新一輪電力需求進一步推動了全球電力需求的增長。根據IEA預計，2024-2025年全球電力消費量增速均將達到4%，是自2007年以來的最高水平。

而在全球 “碳中和” 共識下，全球能源大變局已經勢不可擋。

時間回溯到2015年，在巴黎舉行的COP21（第21屆聯合國氣候變化大會）上，全世界近200個締約方共同簽署了《巴黎協定》，該協定是一份具有法律約束力的國際條約，設定了本世紀下半葉全球實現溫室氣體凈零排放的目標，是全球應對氣候變化的重要里程碑。

在第28屆聯合國氣候變化大會（下稱 “COP28”）又對《巴黎協定》進行了首次全球盤點，最終通過了決議《阿聯酋共識》，參會各方就全球盤點達成一致，呼吁 “能源系統通過轉型脫離化石燃料”(transitioning away from fossil fuel in energy systems)，這是氣候大會史上首次明確提出擺脫化石燃料。

雖然對于能源轉型的具體方式和節奏，與會各方依然存在巨大分歧，但加速能源轉型的速度、提升可再生能源發電能力、提升能源效率、加快交通系統電氣化已經成為全球性共識。

如今全球主要國家及經濟體均制定了各自的碳中和目標及路線規劃，據清華大學碳中和研究院撰寫的《2023全球碳中和年度進展報告》顯示，截至2023年9月，全球已有151個國家提出碳中和目標，覆蓋92%的GDP(PPP)、89%的人口和88%的排放。

在這樣的全球共識下，2015年后全球能源轉型進入快車道，可再生能源裝機規模迅速增長，全球風光合計新增裝機規模從2015年115.2GW，大幅增長至2023年461.8GW，年均復合增速達到19.0%。

但在風光等新能源強勢崛起的同時，卻也有一些問題一直未得到解決，尤其是消納問題正在成為產業化進程最嚴峻的挑戰，這一趨勢在主要電網基礎設施跟不上可變可再生能源部署的地區尤為明顯，典型代表為歐洲、澳大利亞、美國德州等。

如今產業新的共識：儲能，尤其是大儲很可能成為全球能源大變局的決勝關鍵。

據華泰證券、國金證券、浙江證券等第三方研究機構分析與預測，未來3-5年間，歐洲、美國、中國、印度、澳大利亞等國家大儲市場均有巨大的想象空間與發展潛力。（詳見下文分析）

未來無疑是美好的，但我們也需清醒的認識到，在這場席卷全球的能源大變局中，儲能在技術突破與商業化模式的探索進程中仍有諸多難題待解，儲能產業實現可持續規模化發展，任重而道遠。

在去年5月4日舉辦的2024年度會議上，一名投資者問到 “為什么伯克希爾選擇在內達華投資建設新的天然氣電廠，而不是選擇建設光伏？”

對于這個問題，巴菲特副手格雷格回答道：“毫無疑問光伏是個巨大的機遇，我們會積極參與投資，但能源轉型不會在一夜之間發生。無論是光伏還是風電都面臨間歇性問題，需要依賴儲能。為了確保供電穩定可靠，當前我們還不能完全脫離化石能源。目前具備經濟性的儲能電站時長為4小時，考慮到夜晚沒有光照，4小時顯然不夠，可靠性和經濟性之間需要找到平衡點。”

巴菲特進一步補充道：“能源轉型和電力保供必須兩者兼顧，當前光伏還無法成為主要電力來源的原因是儲能問題還沒解決。我的朋友比爾蓋茨投資了儲能電池項目，正在研究如何延長儲能電池壽命，但技術突破仍然需要時間，我們需要尊重事物的客觀發展規律。”

歐洲大儲市場分析

歐洲大儲市場分析2028年大儲裝機將達35.9GWh

30年累計裝機規模可能突破172GWh

近年來歐洲一直在尋找能源依賴的破局手段。

根據Eurostat統計，2022年歐洲27國能源對外依存度高達62.5%。大力發展可再生能源，降低能源對外依存度是行之有效的戰略。

在2022年5月，歐盟發布了REPowerEU計劃，將2030年可再生能源的占比目標從40%提高到45%；到2023年，歐洲議會又通過了可再生能源指令REDⅢ，提出在2030年將可再生能源的占比在歐盟終端能源消費中提高到42.5%（部分成員國目標為45%）。

而根據獨立能源智庫Ember1月23日發布的最新報告顯示，2024年歐盟可再生能源發電量占比達到47.4%，接近總發電量的一半，主要源于太陽能、風能發電量增長迅速。

但隨著可再生能源占比的提升，電力的間歇性和不穩定性增強，歐洲也頻現負電價現象。2023年50個競價區中，有27個面臨自2017年以來最高的負價。儲能作為靈活性資源有助于促進新能源電力消納和能量時移，英國、西班牙等多國政府將儲能納入國家目標和10年期國家能源和氣候計劃。

在政策與市場強力驅動下，如今歐洲大儲正在強勢崛起。

比如意大利計劃到2030年新部署約50GW太陽能和16GW風能，很大一部分將部署在南部和島嶼地區，這些地區未來將面臨嚴重缺乏靈活性的問題。到2030年，電力儲能和輸電網的擴張對于實現可再生能源的增長至關重要。2023年12月，歐盟委員會批準了一項177億歐元的意大利國家援助計劃，用以幫助意大利建設超過9GW/71GWh的儲能設施，促進可再生能源的消納。該計劃的資金將以年度撥款的形式提供，用于支付電力儲能開發商的投資和運營成本，該計劃將持續10年（至2033年底）。

根據Solar Power預測，2024年意大利大儲裝機將達到5.2GWh，占儲能總裝機的67%；到2028年有望超過8GWh。

此外，在德國，2024年前十個月德國風光發電量占比達44%，帶動電網及電力現貨市場價格大幅波動，能夠提供輔助服務和具備套利機會的儲能電站收益提升明顯，2024年1-8月德國大儲項目單位年化收益額約為100-150歐元/kW/年。當前歐洲儲能電站單位造價約在600-700歐元/kW，對應項目回收周期僅5-7年。

據德國太陽能協會BSW Solar預測，受益于良好的項目收益率，德國大儲需求有望加速釋放，預計2025年大儲新增裝機6.7GWh，同比增長158%。

在2024年9月，西班牙在國家能源和氣候計劃(NECP)中提出，到2030年可再生能源在電力結構中占比提高到81%，目標累計安裝76GW太陽能項目和62GW風電項目。

根據UNEF，截至2023年底，西班牙累計儲能容量達到1.82GWh。西班牙最新的NECP中將儲能目標從之前提出的2030年20GW目標提高至22.5GW（其中包含電池儲能、抽水蓄能、太陽能熱電廠）。

在政策支持方面，在可再生能源、可再生氫能和儲能復蘇與經濟轉型戰略項目(PERTE)的164億歐元補助框架下，2022年12月，西班牙政府提出將提供1.5億歐元的撥款，用于在可再生能源發電項目中增加新的儲能系統，每個項目可獲得的最高限額為1500萬歐元，將覆蓋儲能項目投資成本的40%-65%。

不過，部分國家也出現了放緩跡象。據Modo Energy，2024年1-11月（截至20日）英國新增大儲裝機規模0.85GW/1.47GWh，其中前三季度實現裝機0.7GW/1.3GWh，同比-33%/-13%，主要受部分項目并網延遲影響，根據ESS News報道，約有2.7GW的儲能項目投運時間受并網延遲影響被推遲兩年。

另據了解1-10月英國大儲平均單位年化收益約47英鎊/MW/年，同比下降31%，主要受頻率響應收入下降影響。但受益于儲能系統價格持續下降，2022-2024年項目資本開支下降約30%，新儲能項目IRR仍能維持10%以上，實際收益率可觀。此外，隨著英國新能源發電占比提升，批發市場套利收入提升并成為英國儲能項目的主要收入來源，有望支撐儲能項目收入保持平穩。

而且英國輸電運營商啟動并網改革咨詢，項目延期有望改善。2024年4月，英國輸電運營商NESO宣布針對并網流程進行改革，轉向 “先就緒先并網”(First Ready,First Connected)；2024年10月，NESO宣布初步改革成果：

1.落地并網隊列關鍵節點管理，未達成規定進度的項目將被剔除序列；

2.通過優先考慮已準備好并網的項目提高并網成功率，此外，NESO聲明將繼續簡化流程，隨著NESO改革持續推進，英國儲能項目并網延期問題有望逐步改善。

事實上，英國儲備項目充沛，2025年需求有望加速釋放。根據Renewable UK數據顯示，截至2024年5月英國儲能項目pipeline（在運、在建、已獲準、已提交申請、早期開發項目）規模達95.6GW，同比增長67%，其中在建項目及已獲準項目規模約35GW，項目儲備充裕，隨著并網條件逐步改善，潛在項目加速釋放有望保障英國儲能裝機持續增長。

除德國、意大利、英國外，歐洲地區其余各國風光發電量占比提升也較為明顯，2024年下半年比利時、塞浦路斯、西班牙、保加利亞等多個歐洲國家均有大儲項目取得積極進展。隨著歐洲其余各國儲能盈利機制逐步明確，需求景氣度有望進一步向上。

根據SPE的預測，2024年歐洲大儲裝機量將達11GWh，同比增長205%，24年大儲裝機占比達49%，超越戶儲39%的裝機占比。

SPE預測到2028年大儲裝機將達35.9GWh。歐洲儲能市場將逐步從以戶儲為主導轉向以大儲為主導，華泰證券認為需要持續跟蹤后續儲能裝機結構的轉變。根據EASE預測，24年大儲裝機將以英國與意大利為主，而到了2030年，歐洲其他各國裝機開始放量，歐洲累計裝機規模預計可達71GW/172GWh。

美國大儲市場分析

2024-2028年有望累計新增74.3GW/257.6GWh

根據Wood Mackenzie數據，美國2023年儲能裝機為8.74GW/25.98GWh，其中表前儲能（大儲）裝機7.91GW/24GWh，占總裝機比例超過90%。大儲無可爭議的成為了美國儲能發展的風向標。

另外根據EIA（24年6月）數據庫，24年大儲已開工建設項目提升至14.2GW，占比94%，增長勢頭非常強勁。或受此影響，EIA上修24年美國儲能全年裝機預期至15.27GW，約同比增長68%。太平洋證券等機構的預測則更為樂觀，其預測2024美國儲能新增裝機37.95GWh，約同比增長67.51％，是2021年的3.7倍。

市場與政策驅動，是美國儲能強勢崛起的兩大基石。

首先看市場層面，根據華安證券統計，截至21年9月，美國燃煤電站運行212GW ，大多建于1970-1990年，美國燃煤電站平均運行年限為45年，目前有超過70%的電網系統工作超25年以上，逐步迎來退役潮。據EIA，計劃在2035年前退役的燃煤發電裝機占28%(59GW)。

另一方面，美國光伏發電量從2015年25TWh提升至2023年164TWh，增長勢頭非常強勁。另據EIA預計2021-2050美國可再生能源發電占比將從21%提升至44%，風光新增需求穩定且持續增長。

而美國電網前期通過燃煤電站具有較強的調峰能力，燃煤電站占比大幅下調使電網面臨調峰能力失衡。

尤其是大量新增光伏電站并網，間歇性發電特性則進一步影響了電網穩定性。IEA研究表明，當可再生能源占比達到15%時，消納瓶頸將會體現。

事實上，美國目前電網消納問題已開始顯現。我們以美國西部加利福尼亞州所在的加州獨立系統運營商(CAISO)為研究對象，加州光照資源豐富，是美國能源轉型步伐較快的地區，加州制定了2045年實現全州電力100%來自可再生能源這一較為激進的目標。截至2024年4月底，加州已投運19.1GW光伏和8.1GW風電，相較2017年底分別增加了71.1%和29.5%。

隨著風光裝機增長，美國加州地區也出現了棄風棄光率大幅上升的情況，從月度數據看，2022年之前CAISO棄光率基本能維持在10%以內，但2022年4月、2023年3月、2024年3月棄光率分別達到了16.4%/22.3%/19.4%。

為了解決新能源消納問題，截至23年9月，美國已規劃投入高壓電網線路共36條，可消納187GW新能源項目，相當于可令當前新能源消納能力幾乎翻倍，整體輸電容量提高15%。據華安證券統計，這36條已規劃高壓電網線路建設項目成本預算共640億美元；截至23年9月已有10條開始建設，10條已開建項目成本預算共225億美元。已開建項目中，提議至開工花費時間從2年至17年不等，平均9.7年，可額外消納 19.5GW發電項目。

而據美國能源部估算，1.6GWh的儲能項目可為20MW的輸電線路升級節省40%成本（建設3500萬美元的儲能項目，將輸電線路升級投資的4.46億美元降低至2.69億美元，可推遲必要電網建設的投入）。

政策方面，在2022年8月，拜登簽署了7500億美元的《通脹削減法案》(Inflation Reduction Act)，其中提供3690億美元用于企業生產能源的投資。其中，《通脹削減法案》將ITC（投資稅收抵免）延長10年，通過經濟補助政策直接對相關企業給予補貼。以特斯拉為例，根據2023年度營收及出貨量數據測算當前儲能系統成本為332美元/kWh，完全自制電芯和儲能設備可以幫助公司儲能業務毛利率提升13.6個百分點，若考慮逆變器補貼這一比例將會更高。對于下游客戶，特斯拉在美國超級工廠制造的儲能設備可以獲得最高10%的ITC額外補貼，提升了儲能項目的經濟性。

該政策進一步刺激了美國儲能產業的快速發展。政策發布當月，美國未并網儲能備案量提升至 22.68GW，環比增長35.0%，較往月增速明顯提升。

此外，美國的50個州中有37個州制定了可再生能源組合標準和目標，17個州出臺了儲能相關的補助政策。其中，力度較大的政策有內華達的NV儲能激勵計劃以及加州的自發電激勵計劃(SGIP)，這些政策成功推動了當地的儲能行業發展。

中長期來看，考慮到美國新能源占比提升與老舊電網的矛盾激化，儲能擁有多元化的盈利模式，同時政策再度為市場注入強心劑，中長期美國大儲市場需求強勁，尤其大儲產業正當時也。據了解，美國大儲需求旺盛，目前規劃(planned)項目已超過600GW。根據EIA在2024年10月的統計數據，截至10月末，美國大儲備案量達到45.3GW。其中：已建成待投運規模1.99GW，處于建設期的項目11.98GW（其中建設進度＞50%的項目6.66GW ），已批準但未開始建設規模3.54GW，待審批且未開始建設規模8.37GW，審批未啟動項目規模19.44GW。此前實際裝機不及規劃預期的主要原因為變壓器短缺、并網堵塞、熟練工人短缺、貸款利率較高。

而根據EIA測算，假設美國電網二氧化碳排放量2025年減少95%，2050年減少100%，則風/光/儲2035年累計裝機容量將達570/990/370GW。對應2020-2035年均儲能裝機量約為25GW，儲能增長空間巨大。

據華安證券預測，25年美國大儲并網需求將達到16-18GW。中信證券分析認為，美國儲能2026年新增市場空間達到700億元以上，2024-2026年三年累計市場空間接近1800億元，市場空間廣闊。

另外根據WoodMac預測，2024-2028年美國將累計新增儲能裝機74.3GW/257.6GWh。其中大儲仍將占據絕對主要市場。美國能源部政策辦公室首席副主任Carla Frisch此前在2024美國儲能峰會上表示，預計到2040年美國部署儲能系統裝機容量將超過200GW。

需要注意的是，根據美國對華301關稅法案，美國自2024年9月27日起執行對中國開展的301關稅政策，上調中國儲能電池及系統關稅，從原來的7.5%提升至25%，2026年開始執行。我們認為特朗普上臺后，不排除將加征關稅提前落地的可能，或將會帶來美國2025年儲能電池和系統的搶裝潮。

即便加征25%的關稅，中國儲能系統仍具有成本優勢。我們對使用美國、中國、東南亞制造的電池包的儲能系統成本進行了對比，在考慮了美國本土生產的額外10%ITC補貼（在30%的ITC稅收抵免之上，提供額外10%的國內含量獎勵）以及45X制造業生產抵免（對美國生產的電芯和模塊提供高達45美元/kWh的稅收抵免）的情況下，美國電池的儲能系 統成本仍高于中國制造的儲能系統成本。

中國大儲市場分析

市場與政策強力驅動下

25年國內儲能裝機規模可能突破110GWh

三組數據可以幫助我們判斷中國當前消納問題的嚴重程度。

首先，中國風光的發展速度遠超規劃。根據國家能源局數據，截至2024年底，全國可再生能源裝機達到18.89億千瓦，同比增長25%，約占我國總裝機的56%，其中，風電裝機5.21億千瓦，太陽能發電裝機8.87億千瓦，風電+光伏總裝機容量占可再生能源裝機的74.54%。中國提前6年完成了承諾2030年風光總裝機容量1200GW的目標。

但新能源的特性導致其與電力有效需求在瞬時、短時、長時三個維度的錯配，給電網的穩定性、電力平衡和備用支撐帶來挑戰。尤其當新能源的比例達到一定水平時，電網易出現電壓和頻率的波動，甚至導致部分設備或區域與電網斷開連接，造成大規模電力事故。

第二個數據是，24年2月中國風光利用率首次跌破95%的 “消納紅線”。在經歷了2023年底的風光歷史性并網高峰后，2024年2月，全國風光利用率分別驟降至93.7%和93.4%，首次跌破 “95%消納紅線”。

所謂的 “95%消納紅線” 最早出現在2018年10月發改委、能源局印發的《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》當中，文件提出了實現全國風光利用率95%以上的目標。在十三五初期，中國棄風棄光現象較為嚴重，風光利用率僅有90%左右，此后通過完善輔助服務市場、省間電力市場，中國風光利用率在2018年后有了大幅改善，基本一直維持在95%以上。早期的風光項目均為電網負責保量保價收購，消納責任在電網，所以在2018年之后，風光利用率95%便被業內當作一條默認的 “紅線”，可以被看作是新能源保障性收購機制下對電網的一種要求。

在2024年初，未公布2月利用率數據前，市場便傳出95%消納紅線將會放開的消息，引發激烈討論，部分觀點認為放開紅線限制，有望進一步帶動風光裝機量增長，但五礦證券分析認為放開消納紅線這一舉措背后反映的問題其實是電網已經難堪重負。

事實上，目前官方披露的風光利用率數據僅包含非市場化部分的新能源電量（即保障性收購的部分），市場化交易部分不計入考核，所以實際的棄風棄光情況可能比披露的數據更嚴重。對于風光消納問題，過去一直喊 “狼來了狼來了”，卻一直 “沒來”，這次是 “狼真的來了”，五礦證券認為當下不宜對后續風光裝機增長過于樂觀。

24年5月份，放開 “消納紅線” 靴子落地。在2024年5月出臺的《2024-2025年節能降碳行動方案》中提到，“科學合理確定新能源發展規模，在保證經濟性前提下，資源條件較好地區的新能源利用率可降低至90%”。

根據全國新能源消納監測預警中心公布的2024年11月各省級區域新能源并網消納情況，其中河北（風電利用率89.8%）、山西（風電利用率89.9%）、青海（風電利用率89.9%）、西藏（風電利用率77.1%）；此外，陜西（風電利用率88%）、西藏（風電利用率65.2%）光伏發電利用率也低于90%新消納紅線。消納形勢不容樂觀。

第三組數據，比利用率更重要的指標是風光現貨電價，2024年2月以來同樣大幅下跌。

電力現貨市場最重要的作用是 “發現價格”，通過不同時間點的真實供需情況，形成真正的分時電價，形成峰谷價差，并為中長期交易提供價格風向標。目前中國已實現電力現貨市場長周期不間斷運行的省份有五個，分別是山東、山西、甘肅、蒙西、廣東。

在電力現貨市場中，通常新能源高發時段，電力供給寬松，該時段對應的現貨電價也較低。其中五礦證券認為判斷消納形勢，比利用率更重要的指標是風光現貨電價，2024年2月以來，部分省份風光現貨市場結算電價大幅下降，部分市場化新能源機組面臨全面虧損的風險。

以新能源發展較快的山東為例，2024年3月山東電力現貨實時市場31天中出現了25天中午時段負電價，現貨市場出現負電價意味著該時點出現了棄風棄光的情況，即電力供給大于需求，即使電價為負也沒有更多的用電需求了。2024年3月山東光伏平均結算電價僅為61.19元/MWh，即在現貨市場中平均每度光伏僅賣6分錢，同比下降65.1%。雖然山東的市場化新能源機組僅有10%電量參與現貨市場結算，但如此低的現貨電價最終一定會傳導至中長期市場，導致新能源中長期交易電價大幅下降。

其他現貨省份如甘肅，在2024年3月以來同樣面臨了現貨市場光伏極端低價的情況。6分/kWh的電價明顯低于光伏2毛左右的度電成本，如此低的新能源電價必然是不可持續的。

另外據蘭木達電力現貨公眾號（2025年新能源現貨電價統計口徑為新能源捕獲電價）：2025年1月山西/山東/甘肅/蒙西風電均價190.7/230.9/286.0/269.9元/MWh，同比-30.4%/-1.0%/-2.8%/-48.3%；同期光伏均價87.0/127.2/126.7/172.8元/MWh，同比-47.1%/-30.6%/-22.2%/-51.3%。

中國的新能源消納問題已擺上臺面不得不面對，電力體制改革需要提速，五礦證券認為改革方向有二：一是收緊可再生能源消納權重、碳配額，以體現綠電環境溢價，避免風光建設急剎車風險；二是加快儲能等靈活性資源發展，關鍵在于加快電力現貨市場建設。

而據緯景儲能統計，截至24年7月已有25個省/市/自治區發布了2025年儲能裝機目標，合計規模超88.8GW。此外，黑龍江、上海、海南、重慶、西藏、新疆等6省市暫未在政策中提出2025年新型儲能裝機目標數字，但這些地區政府對新型儲能同樣給予了很強的支持力度。我們認為政府儲能裝機目標將有效引領儲能需求增長。

受益于政策調控及部分地區電力市場改革持續推進，2024年國內儲能裝機規模結構逐步實現優化，而利用率更高的獨立儲能在新增裝機中占比持續提升。據中電聯統計，24年第三季度全國儲能電站新增裝機中，獨立儲能占比達68%，較2023年提升17個百分點。與電源側的新能源配儲項目相比，獨立儲能的利用率相對更高，業主方在選擇供應商時對產品質量考量標準也會相應提升。隨著國內電力市場改革持續進行，獨立儲能商業化機制逐步完善占比有望持續提升。

可再生能源滲透率持續提升背景下國內大儲需求有望保持高速增長，國金證券預測預計25年國內新增裝機可能達111GWh，同比增長30%。

華泰證券也分析認為，24年初至今，光儲產業鏈價格已經大幅下降，光伏配儲項目的經濟性與需求隨之顯著提升。配儲要求更高的市場化項目不斷涌現，多地風光競配亦將儲能配置情況納入重要考核標準，配儲規模有望隨風光配儲系數進一步提升。

根據華泰證券測算：

1.樂觀場景預測，假設25年集中式光伏裝機規模為165.6GW，風電裝機規模95GW，配儲系數達16.75%，配儲時長達2.9h，預計25年國內儲能裝機規模可達51.2GW/141.6GWh；

2.悲觀場景預測：假設25年集中式光伏裝機規模為132.3GW，風電裝機規模85GW，配儲系數達13.19%，配儲時長達2.7h，預計25年國內儲能裝機規模可達34.7GW/89.4GWh。

中東大儲市場分析

中東地區25年開始招標或建設的儲能項目有望超過30GWh

伴隨著中東地區經濟發展速度加快，根據IEA，2024-2026年中東電力需求平均增長率將更強勁，達到3%。但中東地區的發電嚴重依賴化石燃料，到2023年底化石燃料占總發電量的93%，可再生能源僅占3%，核能和水力發電各占2%。中東的新能源裝機和儲能裝機滲透率遠低于世界平均水平。

隨著世界石油消費達峰的臨近，中東國家正在積極擺脫對石油產業的依賴，調整國家能源結構，其中沙特、科威特和巴林計劃在2060年實現凈零目標，阿聯酋和阿曼則計劃在2050年完成。

由于中東地區光照資源極為豐富，年平均太陽能輻射量超過每平方米2000kWh，光伏發電成本是全球平均水平的五分之一。普遍具備大規模部署光伏發電及大規模儲能系統的條件，其中，沙特阿拉伯和阿聯酋條件最優。沙特阿拉伯的光伏發電LCOE創下了世界紀錄，即10.4美元/MWh。

根據沙特和阿聯酋戰略規劃，2030年沙特和阿聯酋可再生能源發電量合計將達144.2GW。

在中東能源大遷徙的背景下，儲能作為平衡電網負荷、提高新能源消納的關鍵技術，需求正在快速增長。尤其在中東電網互聯程度較低、輸配電投資不足的情況下，儲能需求顯得尤為迫切。

以沙特為例，2021年沙特在 “綠色沙特倡議” 中就提出，到2030年實現可再生能源發電量占比達50%，并計劃到2060年實現碳中和。2023年，沙特能源部宣布，計劃以每年新增20GW的速度發展可再生能源，到2030年之前實現130GW的裝機規模。

2023年1月，沙特能源部長表示將投資一萬億里亞爾（約2664億美元）來產生清潔能源。據了解，沙特可再生能源投資計劃(NREP)共分為兩部分，其中70%的項目由沙特公共投資基金(PIF)投資，目前PIF可再生能源項目已完成招標13.7GW，其中絕大部分項目的開發商為ACWA；30%的項目由REPDO主導，由沙特電力采購公司(SPPC)招標，目前已開啟7輪招標。

而電網擴容短時間無法落地背景下網側大儲需求爆發，沙特能源部制定了2024-2025年24GWh儲能系統招標計劃。2024年11月，沙特電力采購公司啟動儲能項目招標資格認證程序，預計招標4個儲能項目，項目規模2GW/8GWh，年內大儲項目招采規模已達18.6GWh，2025年裝機有望實現高速增長。

阿聯酋是第一個承諾到2050年實現凈零排放的海灣國家，《國家能源戰略2050》于2017年啟動，提出計劃到2050年投資6000億迪拉姆，將清潔能源在整個能源組合中的比例從25%提高到50%。根據阿聯酋后續提出的《國家能源戰略2050更新》計劃，其中明確到2030年可再生能源裝機容量增加兩倍以上，達14.2GW。

2024年7月，阿聯酋水電公司(EWEC)已向合格的開發商和開發商財團發出了征求建議書(RFP)，計劃在阿布扎比開發一個400MW/800MWh獨立儲能項目。2024年9月，阿聯酋宣布建設阿布扎比2.4GW/20GWh儲能項目，項目要求具備8小時的長時儲能能力，計劃于2025年底實現50%的容量并網，2026年4月份之前實現100%并網。

我們結合沙特和阿聯酋的2030年的風光發電目標，并扣除用于制氫的風光裝機，參考中美兩個市場的配儲比例及時長，中性假設2030年配儲30%/3h，中性預測兩國儲能需求可達 57.4GWh。隨著SEC三期、阿聯酋20GWh等大項目相繼招標，華泰證券分析認為中東地區25年開始招標或建設的儲能項目有望超過30GWh。

印度、澳大利亞、巴西與智利大儲市場分析

2016年儲能新增裝機可能突破110GWh

Rystad Energy分析了全球39個電力市場的公開價格數據，澳大利亞的國家電力市場(NEM)波動最大，昆士蘭州和南澳大利亞州的日內價差在所有市場中最大。波動的主要原因是：

1.燃煤電廠停電；

2.自然災害引起輸電線路問題；

3.光伏發電滲透率高。其分析結論是，儲能作為靈活性資源在維持電網穩定方面重要性凸顯。

而澳大利亞電網電價的波動劇烈，日內價差較大，這也為儲能提供了良好的套利空間。根據AEMO，在2024Q2澳大利亞電池儲能收入來源中，與頻率控制輔助服務(FCAS)獲得的收入相比，能量套利收入所占的比例越來越大，超過一半的收入來自能量套利，主要是得益于市場波動性增加和負電價時的充電收入。

澳大利亞聯邦政府的容量投資計劃(CIS)將對可再生能源和清潔可調度容量項目進行一系列競爭性招標，最初的目標是推動對6GW “可調度” 清潔電力項目的投資。2023年11月，這一目標提高到9GW儲能容量和23GW可變可再生能源發電量，使全國總容量2030年達到32GW，以支持到2030年實現82%可再生電力的目標。

根據澳大利亞清潔能源委員會(CEC)，澳大利亞在建的大儲項目數量從2022年的19個增加到2023年的27個，總容量從約1.4GW/2GWh增長至約5GW/11GWh。2024年前三季度，澳大利亞共有2.57GW/7.55GWh儲能電池儲能系統達到財務承諾。

此外根據澳大利亞能源市場運營商(AEMO)相關數據，目前預期及計劃中的儲能項目規模超 100GW，其中計劃于2025、2026年開始商業運行的大儲項目規模分別約為10GWh、13GWh。其在2024年綜合系統計劃(ISP)預測，2034-2035年澳大利亞將需要36GW/522GWh的儲能容量，到2049/2050年將上升至56GW/660GWh的儲能容量。

事實上，印度的新能源產業也在加速生長。

在2023年，印度中央電力局(CEA)發布了最新的國家電力計劃(National Electricity Plan 2022-2032)，明確提出可再生能源累計裝機量預計將達到336.6GW（2026-2027年）、596.3GW（2031-2032年）。其中，2026-2027年，預計風光裝機規模分別達72.9GW、185.6GW；并且到2031-2032年期間，分別達到121.9GW和364.6GW。

根據JMK Research，2024年一季度，印度新增公用事業級光伏裝機井噴至7.5GW，這已經相當于2023年全年的印度全部新增光伏裝機量（略高于2022日歷年度新增裝機的一半）。

而根據IECC的模擬結果，假設峰值負荷增長率為7.5%，2027年如果共計90GW光伏、10GW風電，并配備16GW/64GWh儲能合用，可以彌補印度在2027年的潛在電力缺口。

目前，印度政府正在通過補貼、信貸支持、采購義務等多種政策措施，推動儲能市場的發展。

1.補貼支持：2023年9月，印度政府批準可行性缺口資金計劃(VGF)，擬安裝4GWh的儲能項目，并給予376億盧比（約4.52億美元）預算的支持。該計劃通過競爭性招標的形式，為中標者提供儲能項目部署成本的40%補貼，以降低部署成本。

2.購買義務：2022年7月，電力局發布政策文件將儲能納入購買義務范圍。儲能義務規定，2023~2024財年期間，通過儲能利用的太陽能和/或風能電量占總用電量的1%，并且逐年上升，到2029~2030財年提升至4%。當每年采購和存儲的能源中至少有85%來自可再生能源時，即可認為完成了儲能義務指標。

3.信貸支持：2022年2月，印度財政部發布的2022-2023財年聯邦預算報告中將儲能技術及數據中心列為基礎設施資產，儲能項目將有資格獲得基礎設施貸款，促進其信貸融資。

從經濟角度考量，儲能成本的大幅降低，也在推動儲能儲能產業的持續發展。根據IECC，在過去的2-3年內，印度的獨立儲能成本由400美元/kWh以上降低到了約200美元/kWh；到2030年可能會進一步下降15%-20%。

根據Mercom India統計，2024年第一季度印度儲能新增裝機容量為40MW/120MWh，僅2024Q1單季度裝機容量超過2023年年度裝機容量總和兩倍。其中，光伏配儲能項目占據儲能總裝機容量的90.6%。據不完全統計，還有1GW/1.6GWh的獨立儲能項目、9.7GW的可再生能源配儲項目正在開發之中。

基于用電需求，CEA預測未來印度市場儲能需求在2026-2027年達到16.13GW/82.37GWh（其中電化學儲能8.68GW/34.72GWh），2029-2030年達到60.63GW/336.4GWh（其中電化學儲能41.65GW/208.25GWh）2031-2032年達到73.93GW/411.4GWh（其中電化學儲能47.24GW/236.22GWh）。

在南美洲，大儲也大有可為。

截至2024年9月，巴西水電占比46.0%(110GW)，光伏發電占比20.2%(48GW)，風電占比13.5%(32GW)。但由于水電年均發電變化幅度大，以水電為主的能源結構存在缺電隱患。從地理結構分析，巴西的能源中心和負荷中心呈逆向分布，東北地區可再生能源富足，而大部分負荷在南部、東南部等經濟較為發達的地區，資源負荷的逆向分布決定了巴西需要大容量、遠距離、跨區域的輸電以及儲能，在更大范圍內實現資源優化配置。

目前巴西擬將電池儲能納入容量拍賣。2024年9月，巴西礦業和能源部宣布，計劃在2025年大規模采購電池儲能系統，并為舉辦的容量儲備拍賣活動公開征求意見。巴西礦業和能源部部長強調了使用電池儲能系統來支持可再生能源發電設施的重要性，并表示拍賣旨在保證巴西未來六到七年的能源安全。

根據拉丁美洲清潔能源咨詢公司(CELA)的一項研究估計，到2040年，巴西儲能市場將以每年至少12.8%的速度增長，累計達到7.2GW，不包括表后的用戶側安裝。

而根據BNEF，巴西23年儲能裝機僅10MW/10MWh，而24年9月，巴西礦業和能源部長Alexandre Silveira稱電池儲能對于協調風能和太陽能等間歇性能源很重要，預備在未來將發布電池儲能招標，巴西儲能需求有望快速增長。據BNEF預測，26年巴西儲能新增裝機將快速增長至456MW/1365MWh。

同處南美洲的智利能源結構呈現 “多水、多風、多光，少化石燃料” 的特點。當前，智利也正大力推進能源轉型，并提出2030年關閉所有燃煤電廠，2050年實現碳中和目標。據國際可再生能源機構(IRENA)數據，2023年智利可再生能源裝機占比達64%。

但智利同樣面臨新能源消納問題，據浙江證券統計，截至2024年8月，智利年度累計棄電量達到2871GWh，同比增長148.9%。

2024年5月，智利能源部開啟公開土地招標拍賣，將公共土地分配給將于2026年開始運營的儲能項目。預計將為總容量為13GWh的項目分配公共土地，這些項目主要分布在該國最北部的四個地區：阿里卡和帕里納科塔地區、塔拉帕卡地區、安托法加斯塔地區以及阿塔卡瑪地區。

次月（2024年6月）智利正式出臺DS 70法令，明確儲能的容量補償機制及系數，并引入一套為配儲的可再生能源電站收入確認的方法。DS 70 法令的有效期為10年，法案中長期的確定性有望保障儲能項目收益的穩定，推動獨立儲能項目加速建設。

據ACERA數據顯示，截至2024年9月，智利共有約2GWh的儲能項目處于調試過程，7GWh項目處于在建狀態，另有約20GWh（假設4小時配儲市場）的項目已獲得批準，儲備項目充沛。從項目類型來看，超過80%的在建項目及已獲準項目為光伏配儲，主要由于目前智利配儲需求主要來自于可再生能源發電量與用電需求錯配嚴重，晚間用電無法滿足而白天電價相對較低，項目收益率較差。（2024年6月，智利宣布了三個與太陽能發電站同場部署的公用事業規模電池儲能項目，Enel正建設67MW/134MWh電池，CJR Renewable和Uriel Renovables則分別計劃建設200MW/800MWh和90MW/200MWh的項目。）

根據BNEF，23年智利儲能新增裝機達206MW/1185MWh，并將在25年進一步增長至 521MW/2523MWh。

中美頂級玩家逐鹿全球

一場圍繞技術創新力、全球渠道

與品牌影響力以及資本實力的全面競爭

大型儲能系統是一個復雜的系統性工程，涉及直流側的電池設備和交流側的變流設備。大儲系統主要涵蓋電池管理系統(BMS)、功率轉換系統(PCS)、能量管理系統(EMS)等關鍵設備，其中電池成本占比最高達67%，其次為儲能PCS 10%，電池管理系統BMS和能量管理系統EMS分別占比9%和2%。

在企業競爭層面，如今大容量電芯比拼激烈上演，尤為考驗電池廠商安全設計、生產、制造能力。

2024年以來，314Ah電芯逐步接替280Ah電芯成為儲能市場主流。同時，寧德時代、億緯鋰能、遠景、欣旺達等電池企業紛紛推出500Ah+電芯積極備戰長時儲能，推出的下一代大容量儲能電芯的創新圍繞著循環壽命、高安全性和超低成本等方面。目前大容量電芯的比拼正激烈上演，或進一步帶來一二線或二三線儲能電芯企業分化。

事實上，314Ah電芯也正在推動儲能系統大型化浪潮，據不完全統計，目前50余家廠商推出了5MWh+電池直流艙（或交直流一體機），這其中，44款產品采用314Ah電芯。

目前國內儲能系統集成商主要分為五類企業：

1.PCS廠商縱向延伸產業鏈：例如陽光電源等；

2.電芯企業縱向延伸產業鏈：例如寧德時代、遠景等；

3.電力電子設備企業：例如中車洲所等；

4.光伏組件廠：例如天合光能、阿特斯等；

5.專業儲能系統集成商：例如海博思創、新源智儲等。

如今更大的儲能系統也在持續投入市場。如寧德時代6.25MWh天恒儲能系統、比亞迪儲能MC Cube-T 6.432MWh儲能系統、天合儲能7MWh+儲能系統、瑞浦蘭鈞7.03MWh儲能系統等。

近期，國軒高科、Fluence、Elinor Batteries等多家企業也相繼宣布了7MWh+儲能新品的動態，7MWh+儲能系統再添強力新軍。

時間再往前回撥幾個月，在24年9月2日第三屆EESA儲能展上，遠景儲能正式發布全球最大儲能系統，標準20尺單箱8MWh+，推動儲能行業進入8MWh級時代。這是行業內儲能系統容量的又一次躍升。

據了解，遠景8MWh+儲能系統采用了自研的700Ah+儲能專用電芯。該儲能電芯來自遠景動力，是全新一代電芯產品，RTE達到96%，能量密度440+Wh/L，循環次數超15000次。高能量密度儲能電芯結合集約化的系統設計，讓遠景儲能8MWh+儲能系統單位面積能量密度達到541kWh/㎡，創下了行業內的新紀錄。

如今更多的中國企業開始角逐全球市場。比如在中東地區，以陽光電源、華為、晶科能源等為代表的中國企業在開拓方面進展迅速。

比如在2021年10月，華為數字能源與山東電力建設第三工程有限公司成功簽約沙特紅海新城儲能項目，共同建設1300MWh大型儲能電站。該項目已于2024年完成1.3GWh儲能容量的建設工作，為全球規模最大的離網電池儲能系統。

自2022年以來，陽光電源相繼與ACWA Power、Larsen&Toubro等巨頭達成儲能項目供應合作。2024年7月，陽光電源又與沙特ALGIHAZ簽約全球最大的儲能項目（容量高達7.8GWh），將于2024年就開始交付，并且在2025年將實現全容量并網運行。

晶科能源也在持續向中東地區交付儲能產品，2024年3月，晶科能源將向中東地區的Abaad工程公司交付兩套20英尺集裝箱裝、容量為6.88MWh的大型液冷儲能系統藍鯨。

最新消息（2月16日），比亞迪儲能與沙特電力公司成功簽署全球最大的電網側儲能項目合同，容量達12.5GWh。加上此前已交付的2.6GWh項目，目前雙方合作總量已高達15.1GWh。截至目前，比亞迪儲能產品已遍布全球超110個國家和地區，交付超350個儲能項目，擁有超75GWh的商業運營經驗。基于深厚底蘊和豐富經驗，比亞迪儲能具備一次性供應超15.1GWh超大規模項目的綜合實力，在質量控制、交付及售后支持等方面展現卓越水準。

此外中國企業也在加速進軍澳洲儲能市場，陽光電源、楚能新能源、海博思創、欣旺達、國軒高科、南都電源等中國企業在澳大利亞斬獲超大規模儲能訂單。

而以比亞迪、科陸電子、科華數能為代表的中國企業均有在南美獲得儲能項目的經驗。根據電池中國，24年9月，Grenergy將對阿塔卡馬綠洲太陽能+儲能項目進行擴容，光儲容量從 1GW/4.1GWh擴容到2GW/11GWh，該項目為南美最大的儲能項目，項目一期工程將于2024年年底之前并網，其余各期工程預計將在2025年至2026年期間并網。

根據國金證券不完全統計，2024年至今，國內儲能企業簽約或中標海外儲能項目規模約38GWh。

結合全球儲能最近發展趨勢與變化，我們分析認為，在未來深層次競爭中，價格戰并不是決定性因素，未來全球儲能市場，尤其是大儲市場份額大概率持續向具備技術、經驗及資金優勢的頭部企業集中，核心原因有三：

其一，海外電力市場化程度普遍較高，不同國家和地區有不同的技術標準和法規要求，對系統集成商的經驗和技術要求更高，因此具有海外成熟項目業績積累的集成商更易獲取客戶信任。同時，由于海外大型新能源開發商儲備項目規模較大，進入客戶供應體系并成功交付項目后有望持續獲取新簽訂單，以國內陽光電源、阿特斯、比亞迪近幾年新簽訂單為例，其中不乏與同一個開發商簽約多個項目的案例。

其二，儲能屬于資本密集型行業，如今動輒幾百MWh至GWh級別的項目前期墊資需幾億至幾十億元，而且儲能電站運行壽命普遍在10年以上，重資產及長期運營屬性決定頭部企業強者恒強。

在市場化條件下，儲能電站作為資本開支較大的長期運營類資產，其經濟效益由項目穩定運行的時間決定。因此海外項目對設備故障后的及時維護能力及一旦發生事故的賠付能力提出較高要求。因此，對于開發商而言，在選擇系統供應商時會更傾向于選擇，具備本地化服務支持能力以及市值較高，資金及項目可融資能力較強的頭部企業。

而且儲能系統集成并非簡單的組裝，其在電站的建設和運營中扮演著至關重要的角色。儲能系統集成商負責將電池單元、電池管理系統(BMS)、儲能變流器(PCS)、能量管理系統(EMS)以及其他配件等組合成一個復雜的系統。他們不僅需要確保所有部件的兼容性和協同工作能力，還要保證整個系統的安全性和可靠性。由于電池儲能系統往往包含來自多個供應商的產品，為了保障系統工作時的一致性，需要集成商在設計、安裝、調試等多個環節進行把關。

與普遍認知不同，從故障分析結果來看，集成、組裝及施工階段的難度大于制造。根據美國電力研究所(EPRI)發布的《來自EPRI電池儲能系統故障事件數據庫的見解：故障根本原因分析》報告，與以往普遍認為電池是造成系統故障的觀點不同，報告根據對過往26個儲能項目的故障分析，認為BOS和控制系統是故障最常見的原因，電池單元本身的故障相對較少；同時故障更多出現在集成、組裝和施工環節，其次是運營環節，而制造問題導致的故障數量最少，體現出集成商交流側集成能力和現場調試經驗等 “軟實力” 的重要性。

其三，構網型儲能對PCS及并網技術要求進一步提高門檻，頭部企業優勢穩固構網型儲能對維持電網穩定具有重要意義。

隨著光伏、風電等可再生能源滲透率的持續提升，逆變器等電力電子設備逐步取代傳統同步發電機在電力系統中的主導地位。傳統的并網型逆變器一般采用最大功率跟蹤輸出原理，主要目的是將新能源注入電網，但面對系統電壓、頻率變化時響應不夠迅速，且無法在沒有電網的情況下提供必要的慣性支持，導致電力系統慣性減少、穩定性面臨挑戰。在此背景下，業界提出構網型逆變器的概念，本質上是通過特有的控制策略實現電力電子設備獨立產生并維持電網電壓和頻率，可以在電網故障或孤島模式下幫助電網維持穩定，具有構網型逆變器功能的電池儲能系統被稱為構網型儲能系統。

目前中國、澳大利亞、歐洲、美國構網型儲能占比達到1.5%、23%、8.6%和2.6%。根據GGII預計，構網型儲能未來5年在全球有望達到20%的滲透率。

從定義可以看出，構網型儲能技術的核心在于更為復雜的電力電子控制技術，需要相關企業在控制策略、拓撲設計及硬件電路設計方面有豐富的經驗和技術積累。全球范圍來看，構網型技術仍屬于前沿技術領域，目前只有在美國、澳大利亞、英國、歐盟等國家和地區得到較為廣泛的研究和應用，并且了建立相對全面的技術標準和規范，其他地區仍處于發展初期。因此，目前構網型儲能市場的主要參與者主要為在歐美及中國頭部電力電子企業，目前國內僅有華為、陽光、遠景、科華、盛弘、南瑞繼保等少數廠商具備構網型儲能的技術能力。從單價來看，以蒙能集團儲能系統集采為例，構網型儲能單價較跟網型儲能高15%以上。

海外具備構網技術的企業主要有德國SMA、 特斯拉等。未來隨著越來越多國家和地區對構網型儲能技術要求的提高，國金證券認為對電網及并網技術的深刻理解將成為電力電子企業出身的系統集成商形成差異化競爭力的關鍵。

從結果來看，2022-2023年市場化程度最高的歐美市場競爭格局已經呈現出提升的趨勢。歐洲地區前三大儲能系統集成商日本電產、特斯拉和比亞迪的市場份額從2022年的54%增加到2023年的68%；北美地區前三大系統集成商特斯拉、陽光電源和Fluence的份額從2022年的60%增加到72%。尤其是特斯拉，隨著其新產能的持續釋放，在歐美市場的市占率顯著提升。

展望未來，預計行業將進一步向具備 “全球布局與品牌影響力、 垂直一體化制造能力和雄厚資本實力” 龍頭企業集中。