2024全球储能市场新增装机175.8GWh——百舸争流、乘风而起
2024全球储能市场新增装机175.8GWh——百舸争流、乘风而起
2024年全球储能市场持续高速增长，新增装机规模达到175.8GWh，同比增速达70%。其中，欧洲、美国等主要地区表现亮眼，中国、日本、澳大利亚等新兴市场也展现出巨大潜力。本文将为您详细解析全球储能市场的最新发展动态。
全球储能市场概览
自2019年以来，全球储能市场发展逐步提速，在过去的五年中（2019-2023），全球新增装机规模的平均年增速达到了92.6%，几乎呈现出每年翻一倍的态势。在这一过程中，中国、美国和欧洲等主要地区始终占据着全球70%以上的新增装机市场，成为推动全球储能市场发展的重要力量。
根据EESA对全球市场的追踪，预计2024年全球储能市场新增装机规模将达到175.8GWh（最终统计以白皮书为准），同比增速达到70%，和EESA年中预测相比略有上调。
数据来源：IEA、BVES、CEA、CEC、Anie rinnovabili、UNEF、APPA、IRENA、MESIA、GOV.UK 、GOV.IN、厚生労働省、EIA、EESA
欧洲市场
尽管欧洲的户用储能增速有所回落，但以意大利和英国为主的前装储能市场的增长依然推动了整个欧洲储能市场的发展。根据各国在1月至11月期间的数据，我们上调了对2024年欧洲整体储能市场的预期，预计2024年欧洲新增装机规模将达到20.1 GWh，同比将增长29%。
意大利市场
细分市场来看，尽管意大利户用储能在补贴耗尽的情况下出现了明显的下滑，但其177亿欧元投资计划获得欧盟委员会批准。根据欧委会文件显示，该投资计划将以按年向储能开发商支付费用的方式实施，以覆盖其投资和运营成本。
这类似于目前在欧洲流行的可再生能源拍卖方式，主要采用差价合约（CfD），即项目建成后，政府保证固定的电价，确保电力市场价格低于执行价时由政府补贴，高于执行价时开发商需返还超额收益。政府招标将优先选择价格较低的业主，类似国内新能源竞配中的竞价机制。
与此同时，2024 年 2 月 27 日，意大利批准了《il Piano Nazionale di Ripresae Resilienza（国家复苏与弹性计划）》(PNRR)法令，其中包括引入“欧盟工业 5.0”计划，规定在数字化和能源转型方面投资 63 亿欧元，并计划在南部和岛屿地区建设大量新能源项目与储能项目。
根据 Terna预计，到2030年，意大利共有9GW/71GWh 的长时储能需求，同时其工商业储能项目的投资回收期在政策叠加下正在不断缩短，根据追踪，现阶段意大利南部部分地区4h项目回报率超过10%，颇具投资潜力。
德国市场
2024德国储能市场新增装机略有上升，全年装机共计5.6GWh，同比(5.1GWh)增长9.8%。随着欧洲《电改》的逐步落地，德国在《能源工业法案》(EnWG)、《能源融资法案》(EnFG)、《电力税法》(StromStG)中明确了储能在电力市场中的独立身份，规避了双重税收的问题，为表前储能的发展铺平了道路。
为了鼓励可再生能源+储能在德国的投资，2021 年，Bundesnetzagentur 启动了“Innovation Auctions（创新招标）”，此招标为新能源项目开发商提供为期 20 年的新能源馈网固定溢价合同，以鼓励在全国范围内部署新能源+储能项目（储能系统必须由新能源资产充电，并且需要具有能够提供 aFRR（自动频率恢复储备）服务）。
此招标每年进行一次，到 2028 年计划总采购 5,450MW, 按照 33%/2h(该招标要求配储比例为发电机组的三分之一)的配储比例估算，至 2028 年德国电源侧储能需量最低为 1,798MW/3,596MWh。因此，除了容量市场外，aFRR 已经逐渐成为储能项目的必备收入之一，根据 PICASSO 估算，欧洲整体 aFRR 市场的需量是 FCR 市场的 2 至 3 倍，比利时、法国、德国、瑞士等其他欧洲国家的 aFRR 市场也初具规模。长期看来 aFRR 未来的市场趋势将和 FCR 市场走势类似，即随着储能资产渗透率的不断提升，aFRR 价格将会逐渐下降，但这并不影响 aFRR 同 FCR 一样成为欧洲储能市场中较成熟的商业模式。
与此同时，最新的《光伏一揽子计划》简化了阳台、户用光储并网程序，目前德国户储整体投资回报周期有所下降，在7-9年；大储项目单位年收益在100 € -150€/kW/年，整体项目回收周期在6-8年，具有一定的潜力。
英国市场
自2020英国取消单个电池储能项目50MW容量限制及缩短审批周期后，英国表前储能市场进入了高速发展阶段。2024年上半年在建项目新增较为明显，同比增长约9倍，由于受到并网延迟的影响，根据对现有在建项目的追踪，预计2024英国表前储能项目整体兑现度将进一步走低，全年表前储能新增装机规模将达到2.5GWh，表后储能市场约为0.9GWh。
在英国，电化学储能仍然是一个处于起步阶段的新兴市场，监管制度也在不断完善。英国一直以来都是欧洲表前储能的领导者，被认为是欧洲最具投资吸引力的国家之一。
从中期来看，英国政府一直大力支持储能的发展。英国政府于 2023 年 11 月发布了“UK Battery Strategy”（简称“英国电池战略”），尽管英国电池战略的重点是电池产业的整体发展，而非特别是储能电池，但该战略旨在加强储能电池的制造供应链，通过支持创新促进储能的发展，并放开私人和公共资金对于储能项目的投资，以推动整体英国储能市场发展。
虽然英国目前没有单独的电化学储能项目收入支持机制，但储能项目可以从可再生能源上网电价义务或差价合约(CfD)中获得收益。其中储能项目在 2023 年最新一轮的 CfD 合约分配中，超过三分之一的 CfD 被授予到新能源配储项目，储能项目可以通过发电资产的收入支持机制受益, 以便解决复杂的储能收益问题。
反映在市场端的结果是，市场端出现越来越多的 Co-Location and Hybrid Power Purchase Agreements (“PPAs”)协议，简称混合式电力购买协议，混合式 PPAs 包括两份独立的合同：用于发电机组的传统 PPA 以及用于储能机组的“优化协议”或“储能容量协议”，这样可以简化收入结构，进一步推动储能项目的投资和落地。
与此同时，英国目前也没有针对独立储能项目的收入支持计划，独立储能项目的收入通常来自于电力批发市场和容量市场。英国的新建项目目前面临着较长的电网连接时间，这将会导致独立储能项目的收益面临更大不确定性，因为项目投资方不清楚项目顺利投入运营后的批发市场将会有什么表现。因此，考虑到独立储能项目收益的复杂性和不确定性，现阶段很难为英国的电池项目找到融资。受频率响应市场收入下降影响，24年表前储能项目的平均年化收益为47/MW/年，同比下降31%，回报率在10%左右。
此外，英国表前储能市场面临的另一个关键问题是电网容量不足引发的并网延迟问题。据 Ofgem的统计，新项目开发商可能需要等待长达5年才能将储能项目顺利接入电网，约 40%（大约 120GW）的项目可能被安排在 2030 年或之后并网。然而，英国国家电网(National Grid)在 2023 年 11 月宣布，为了消除储能项目并往前过多不必要的工作，其将向目前约 19GW 的储能项目提供更快的并网许可，这一举措将在一定程度上缓解英国表前储能项目并网问题，大大减少项目落地时间。
长期来看，英国未来几年的增长将依旧由表前储能市场所驱动，尽管英国的户用储能市场在储能总新增量中的份额较小，但得益于新建光伏系统与储能设施及其改造项目中的增值税减免、针对低收入家庭的支持计划、较低的光伏出口关税以及大幅简化的许可要求等利好措施，预计在未来五年内，英国的户用市场将缓慢但稳定的增长。
美国市场
美国市场一直维持稳定增长的态势，1-11月储能新增装机达到了29.7GWh，预计全年新增装机规模将达到33GWh，同比长37.5%。
细分市场分析
得益于加州NEM3.0 的落地，户储市场需求迅速增长，2024 年美国户用储能装机2.1GWh，同比增长16.7%。 加州户储装机量为 2023 年的的三倍，配储率上升至41%。
德州是美国独立储能装机增长最快的地区之一，2022、2023 年和2024德州大储装机占美国大储装机比例分别为 31%、24%和 33%，其中独立储能贡献了主要增量，在 2024年美国计划并网的16.23GW储能项目中，德州项目占比超过 50%。
德州独立储能可参与辅助服务、批发市场交易和运行储备需求曲线三种市场机制，其中辅助服务包括向上/向下功率调节、响应储备、应急储备和非旋转备用四种不同响应时间要求的调节服务。
德州电网高度透明，电价完全市场化，因此批发电价及辅助服务价格随供需波动较大，这也为储能项目提供了稳定的收益。此外，由于德州历史上是美国极端天气频发的地区之一，传统发电机组出现非计划停机时，储能作为应急备电重要性不言而喻，根据相关机构核算，该部分收益最高可占据独立储能收益超 70%。