从内卷2023到突围2024！海外仍是储能破局“胜负手”

显然，在国内市场的激烈内卷之下，出海已成为储能企业发展的必然选择。

2023年初至今，欧洲天然气期货价格中枢已相较去年下降超60%，但欧洲天然气供应仍面临紧平衡下供应不稳定的脆弱性问题。从最近的海外情况来看，11月以来巴以冲突引发的局部地区冲突有扩大的迹象，连接亚欧贸易往来的红海航道面临波及风险，12月多家航运公司暂停红海航线，造成近期欧洲天然气期货价格小幅上升，但考虑到目前欧洲各国天然气库存普遍充裕，11、12月欧洲天然气期货均价环比仍略有下降。随着德国等欧洲主流国家超前完成过冬天然气储备，11、12月欧洲电力现货价格运行平稳，中枢较去年同期有所下降，环比10月略有下降。

另据中国汽车动力电池产业创新联盟数据，11月，我国动力和储能电池合计销量为84.2GWh，环比增长12.3%。其中，储能电池销量为16GWh，占比19.1%，环比增长15.1%，销量增速快于动力电池。出口方面，11月我国动力和储能电池合计出口17.9GWh，环比增长23.3%，占当月销量21.3%。

有分析师表示，大储方面，尽管国内需求高速成长，但参与者增加和供给端竞争加剧的问题日趋凸显，2023年储能系统招标价格持续走低，国内大储业务未来盈利水平预期不明朗。而海外大储格局相对较好、盈利水平明显更优，已经在海外大储市场拓展方面取得突破的国内储能集成商有望持续受益于海外大储的高成长和高盈利水平。

户储方面，欧洲气价回落和高利率导致户储需求走弱，同时户储前期库存积压问题凸显，2023年下半年以来户储企业业绩明显承压，但是随着库存逐步下降至合理状态，叠加 2Q2024欧洲装机旺季的到来，有望推动户储出货恢复同比增长。

欧洲大储：2024年新增装机预计达5.3GW

据欧洲储能协会（EASE）统计，2022年欧洲储能新增装机4.5GW，其中表前储能（大储）/户储分别为2/2.5GW；从表前储能装机区域来看，英国市场占比42%，是欧洲最大的大储市场，爱尔兰、德国、法国紧随其后，装机占比分别为16%、12%、11%。另据EASE/Delat-EE数据，2022年欧洲户储、 大储、工商业储能新增装机分别为3.98GWh、3.86GWh、0.5GWh。

2023年3月14日，欧盟委员会发布了电力市场改革草案，7月19日欧洲议会正式投票通过了电力市场设计改革方案。此次改革的重心主要是完善长期电力市场的流动性和可靠性，通过对欧盟相关电力法规等进行修改，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价合约（CfDs），以减少短期价格波动，同时鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报，从顶层架构层面强调新型储能在构建可靠的能源系统中的重要作用。

此外，欧洲各国针对大型储能的相关支持政策及招标速度明显加快。根据机构统计，英国、意大利、西班牙、希腊等国大储储备项目数量较前几年显著增长，目前英国已获批的大储项目规模达到20.2GW，呈爆发式增长。

根据欧洲储能协会预测，2023年欧洲大储新增装机将达到3.7GW，同比增长95%，其中英国、意大利、法国、德国、爱尔兰、瑞典为装机主力市场，机构预计2024年西班牙、德国、希腊等市场在政策支持下大储需求有望加速释放，推动2024年欧洲新增装机达到5.3GW，同比增长41%。

2024年，欧洲市场表现虽较2023年增速有所放缓，但仍将保持高增速，主要由大储放量作支撑。欧洲主流国家的大储需求依赖政府招投标以及市场化项目所推动，随着大储项目在电网侧以及电源侧应用的不断深化，仍具备较强的增长动力。

总的来看，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，2024年海内外大储依旧呈现高景气度，支撑全球储能需求保持高增。此外，由于经济问题及全球地缘冲突偶发，或将影响海运线路以及当地装机需求延缓释放，对装机需求形成一定的抑制。

欧洲户储：2024年预计新增装机13.0GWh

2023年，欧洲天然气价格下行带动终端居民电价从去年底高位回落，根据Energy price index的统计，2023年10月欧洲各国首都平均居民电价为24.22欧分/千瓦时，较去年同期下降25%，较2021年10月增长20%。虽然电价有所回落，但仍显著高于历史大多数时间，户储装机积极性不减，根据EESA统计，截至3Q23欧洲主要户储市场新增装机较去年同期实现翻倍增长，机构预计2023-2024年欧洲户储新增装机分别为9.4、13.0GWh，同比增长72%、38%。

截至2023年12月29日，德国电力现货价格为34.06欧元/MWh，周均价环比-61.94%；德国电力期货价格为95.51欧元/MWh，周均价环比+6.31%；荷兰天然气现货价格为30.55元/MWh，周均价环比-1.82%；荷兰天然气期货价格为34.678元/MWh，周均价环比+0.68%。

2023年12月，德国储能新增装机数合计209MWh，其中大储/工商业储能/户储分别为30.4/6.72/171MWh，同比分别-88%/+67.8%/+58.3%，环比分别-53.66%/-55.2%/-52.5%。2023年德国累计储能新增装机数为11.24GWh，同比+95.9%，其中大储/工商业储能/户储分别为1.4/0.44/9.4GWh，同比分别+61.3%/63.3%/+104.3%。尽管欧洲户储分销渠道库存水位已经明显改善，但据机构跟踪，目前户储新订单仍疲软。

另根据BNEF统计，2023年欧洲户用光伏中储能渗透率的平均值为25%，仍有很大提升空间。欧洲户储装机规模较高的市场中，2023年德国户储渗透率为78%，基本上与2022年高点持平，虽然居民电价较高位有所回落，但由于户储成本持续下降，整体投资回报率依然具备吸引力；2023年意大利户储渗透率不到70%，较2022年下降7pct，主要是因为年初意大利取消Superbonus补贴，导致市场骤然降温。

从出口数据来看，2H23逆变器出口至欧洲的金额同比下降明显，一方面是天然气价格下降、补贴退坡导致下游需求逐渐疲软，另一方面，渠道从前期因担心供不应求而囤积库存，转向因担心降价导致库存损失而加快去库，使得2H23新增订单进一步萎缩。机构判断，随着库存逐步下降至合理状态，叠加 2Q24欧洲装机旺季的到来，有望推动户储出货恢复同比增长。

美国大储：2024年预计新增装机38GWh

据Wood Mackenzie发布的美国2023年第三季度储能装机报告显示，Q3美国实现储能装机2.4GW/7.3GWh，分别同比提升61.9%/46.9%，环比提升35.4%/25.0%；前三季度累计装机4.8GW/15.1GWh，同比提升32.1%/40.4%。

分市场来看，大储市场维持较高增速，Q3实现装机2158MW/6848MWh，同比提升71%/52%；工商业项目时长有所增长，Q3实现装机30.3MW/92.9MWh，同比提升3%/79%；户用市场与去年持平，实现装机166.7MW/381.4MWh，同比+4%/-5%。

美国大储需求的核心驱动因素，是当地电网协调性差以及风光发电占比提升。在输配电网络老化的背景下，美国新能源项目面临并网延迟问题。从应用端上，新能源配储和独立储能之间的比例是在7比3左右。在叠加ITC补贴的情况下，大储经济性高且盈利模式多元，具备高速增长的潜力。

2023年前三季度，美国大储新增装机4.4GW/13.4GWh，同比增长41%/46%，已超过去年全年装机量。其中Q3新增装机2142MW/6227MWh，同比增长79%/124%，环比增长42%/22%。但从同比增速来看，2023年前三季度装机增速较2022年同期有所放缓，主要是美国市场因供应链问题以及储能并网管道拥挤等问题影响，所以2023年装机表现低于预期，机构分析认为是由碳酸锂价格快速下跌导致观望；短期利率提升；并网延迟/拥堵等几大因素导致。

根据测算，当储能建设成本从0.2美元/Wh下降至0.18美元/Wh时，项目收益率可至少提升5pct，同时贷款利率每下降100个基点，项目收益率将提升1.4pct。机构判断1H24随着碳酸锂价格加速见底，以及美联储降息政策的逐步落地，储能电站IRR有望得到显著改善，装机增速有望超预期，预计2023-2024年美国大储新增装机分别为21、38GWh，同比增长72%、81%。

从大储装机分布来看，美国大储主要由光伏+储能及独立储能项目构成，规模占到大储总装机量的97%。近两年受到光伏供应链拖累及IRA法案对独立储能ITC补贴的影响，光伏+储能新增装机占比有所下滑，虽然储能渗透率的快速提升对冲了光伏装机下滑的负面影响，但光伏装机增速仍对大储装机影响巨大。

随着中美关系边际改善，机构预计美国光伏供应链问题有望得到缓解，光伏新增装机增速有望维持高速增长，进而推动储能装机增长。机构预计2023-2024年美国光伏新增装机分别为30、45GW，同比增长49%、50%，大储新增装机分别为21、38GWh，同比增长72%、81%。

美国户储：LCOE将回到2022年水平

美国终端客户安装户储的主要目的是节省电费和备用电源。2022年，美国户储新增装机1.5GWh，同比增长57%，占户用光伏装机的比例由2021年9.0%提升至10.2%。2023H1户储新增装机0.77GWh，同比增长8%，但由于电池供应链限制、利率较高等因素，户储渗透率自2023年下半年开始已连跌三季度。

从美国居民电价来看，2023年美国平均居民电价约为16美分/kWh，远低于欧洲平均水平，但夏威夷州、加州、康涅狄格州、马萨诸塞州、罗得岛州、新罕布什尔州等多个地区居民电价高于25美分/kWh，且近几年受到燃料和输配电成本上涨的影响，电价呈现逐渐增长的趋势，刺激当地户储的安装热情。

以加州为例，2022年加州居民电价26.5美分/kWh，户用光储安装成本4.9美元/kW，五年期银行贷款利率3%，享受ITC 30%退税后，测算户储度电成本（LCOE）为0.29美元/kWh，由于加州大部分户储项目可享受至少0.15美元/Wh的加州政府自发电奖励计划（SGIP）补贴，则户储LCOE降低至0.26美元/kWh，低于当地电价，具有较高的投资收益。

进入2023年后，美国银行贷款利率一路攀升至7%，对本就处于经济性临界点的户储投资造成了比较大的影响，同时成本端受到贸易政策影响，降本速度滞后于其他市场，导致2023年户储LCOE高于2022年，客户短期投资积极性不高。

此外，备用电源作为纯消费类支出，随着利率上升以及替代品——天然气价格回落，终端客户安装的热情也有所减弱。机构认为，2024年户储需求或迎来转机，首先终端渠道价格的传导具有一定滞后性，随着下半年户用光伏及储能价格的进一步下降，以及利率从高位回落，户储LCOE将回到与2022年接近的水平，经济性再次凸显，其次加州NEM3.0正式执行，也将促进户储渗透率的提升。

增速强劲的其他市场——英国、以色列、南非

在欧美主流增量市场之外，还有几个增速强劲的海外储能市场——英国、以色列、南非。

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。短期内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。预计2024年英国储能需求将出现明显的爆发性增量，新增装机有望达7.2GWh，同比增长80%。

此外，英国储能项目大规模放量并网的时间节点亦集中在2024年。在上述数据的支撑下，机构预计2024年英国大储新增装机有望达4.2GW/6.4GWh。

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3.4 GWh，同比增长超200%。

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。

2024年，对于中国储能企业来说，随着电芯供给释放、储能市场竞争加剧，各公司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。有机构分析师认为，现阶段降价及去库存加快行业出清，未来具有全球业务布局、垂直一体化产业链及良好的可融资性能力背书的企业将在市场份额和盈利能力上更具竞争优势。