在由SMM主办的网页链接{CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会}-储能产业论坛上，SMM储能首席分析师冯棣生对2023-2030全球储能市场格局进行了一番细致的回顾与展望。他表示，SMM预计，从2024年至2030年，全球储能市场的年均复合增长率（CAGR）预计为23%。这一期间，全球储能需求将显著增加，到2030年，储能需求总量将达到828GWh。这一预测表明，尽管短期内存在增长放缓的趋势，从长远来看，储能市场依然充满机遇和发展空间。
全球能源转型助推储能发展
能源转型背景下，全球储能装机规模在近些年快速上行
在全球碳中和的宏观背景下，能源转型在全球范围内已展现出不可逆转的趋势。基于这一前提，全球储能市场也进入了快速发展的阶段。2019-2023年，全球储能新增装机年复合增长率为108%。
2023年，新增储能市场中，中、美、欧继续主导，合计占全球市场的87%。中国在全球储能市场扮演着越来越重要的角色。中国储能新增装机规模已连续两年超过美国，成为全球储能市场新增占比最高的国家。2023年，中国占全球储能新增装机占比约为48%。
全球储能市场发展回顾与展望
欧洲和北美因电力等问题起步较早；中国在国家政策推动下，储能进入高速成长期；其他新兴国家为储能发展注入新鲜力量。
长期来看，全球储能市场的主要增长区域仍将集中在中国、美国和欧洲这三大经济体。然而，相较于前期的快速扩张，未来几年的储能市场增速将有所放缓。根据SMM的预测，从2024年至2030年，全球储能市场的年均复合增长率（CAGR）预计为23%。这一期间，全球储能需求将显著增加，到2030年，储能需求总量将达到828GWh。这一预测表明，尽管短期内存在增长放缓的趋势，从长远来看，储能市场依然充满机遇和发展空间。
中、美、欧三足鼎立下的储能市场
中国储能市场
多措并施，利好频出，大储与工商业齐头并进
中国储能市场发展回顾与展望
中国储能的发展离不开政策支持。在政策推动下，源网侧储能在过去两年中实现了快速发展。 在用户侧储能方面，中国的工商业储能市场在去年装机量大幅增长，预计未来将继续呈现增长态势。从长期来看，随着光伏和风电发电量的逐年增加，对消纳不稳定电力的需求也将相应增加，因此长时储能（4小时以上）的需求占比预计将有所提升。
在新兴增长领域，随着电力市场改革的持续推进，工商业企业不仅通过配置储能满足生产用电需求，多元化的商业模式也将推动用户侧工商业储能需求的迅速增长。 SMM预计到2030年，中国储能市场需求将超过320GWh，成为全球储能发展的引领者。
政策推动下，中国储能新增装机量在“十四五”期间增速迅猛
2023年我国新增装机规模达到了23.2GW/47.2GWh。新增装机中，抽水蓄能技术占比首次下降到60%。新型储能技术占比未来有望进一步提升。锂离子储能技术凭借其完整的产业链布局，牢牢占据新型储能技术中，市场占比最高的技术类型。
中国储能政策环境分析
当前国家出台系列政策推动储能市场由商业化初期向全面市场化发展，构建高效市场机制推动市场可持续盈利是政策重点；电化学储能是推进储能商业化进程的核心落脚点，发电侧及电网侧是核心场景。
中国源网侧储能市场
全国近30个省份出台新能源配置储能文件，新能源配置储能比例为10%-20%（装机容量比），2小时以上储能需求成为刚需，同时部分省份规划发展4小时以上长时储能。
•国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出：到2025年，新型储能装机规模达到3,000万千瓦以上。截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，中国已提前达成新型储能装机目标。
•为了促进新能源与新型储能深度融合，多省上调十四五”期间的新型储能规划目标。各地推出储能项目投资补贴，重点发电侧（新能源配储）发展。
•全国近30个省份出台新能源配置储能文件，新能源配置储能比例为10%-20%（装机容量比），2小时以上储能需求成为刚需，同时部分省份规划发展4小时以上长时储能。
2023年国家各省市积极推出新型储能参与电力现货市场方案，探索储能多种盈利模式以促进储能参与电力现货市场成为重点政策方向之一，储能有望由政策主导向市场需求驱动快速转换。
中国工商业储能市场
2023年以来，中国各地分时电价政策落地且峰谷价差不断扩大，工商业储能经济性逐步凸显，同时国家补贴政策频出，加速推动中国工商业储能发展。
工商业储能方兴未艾
经济性：独立储能>光伏配储。作为用户侧储能，工商储的核心需求是提升用电经济性。目前，独立储能结合峰谷套利的模式已经能够实现较高的内部收益率（IRR），而在多数省市，加装光伏反而会延长投资回收期。当前，削峰填谷应用约占工商储应用的66%。这与大型储能电站同时满足新能源储备和独立储能需求，以及响应电网调节、提供消纳等需求有所不同。
实用性：一体柜>分体机。一体柜在出厂前已完成电池和PCS等组件的调配，确保了更高的安全性和更低的故障率。而且，一体机的所有组件均由同一家设备供应商提供，便于维护和运营，有效满足客户需求。
工商业储能商业模式
工商储目前有4种商业模式，合同能源管理是当下主流
美国储能市场
并网审批有望优化，中长期发展向好
美国储能市场发展回顾与展望
美国作为全球第二大市场，其电力市场已经相当成熟，因此储能装机主要依赖市场驱动。尽管去年北美储能市场受到了联邦政府加息和某些储能部件（如变压器）交付周期延长等因素的影响，增速有所放缓，但从长期来看，受ITC补贴激励、能源转型和市场驱动的影响，北美储能市场仍将保持较快的增长。预计到2030年，美国市场需求将超过200GWh，继续稳居全球第二大储能市场的位置。
美国源网侧储能
配储方式以独立储能和光伏配储为主，配储比例和配储时长有望进一步提高
当前美国储能主要以表前储能为主，各州也相继制定了2025-2035年之间的分阶段储能装机目标计划。到2035年，全美累计表前装机将超过30GW。
由于光伏发电的波动性比风电更高，所以美国表前储装机以独立储能和光伏配储为主。根据EIA的数据，截至2022年底，美国独立储能、光伏配储运行规模分别为4.28GW、3.24GW，占比达50%、38%；2023-2024年计划独立储能、光伏配储规模为11.37GW、10.77GW，占比50%、47%。配储比例和配储时长有望进一步提高。
在配储时长方面，美国一直是全球平均配储时长最长的地区。美国2021Q1-2023Q4年配储时长为3.2小时，考虑到以加州为代表的高可再生能源装机占比地区的配储时长已接近4小时，预计配储时长或将继续提升。
储能并网：大储并网延期问题有望缓解
美国储能市场并网延期的主要原因为并网流程繁琐和电网改造费用高昂
截止2023年9月，美国部分洲的清洁能源等待并网的平均排队时间达到了2年以上。如此多的项目等待并网，部分项目面临着延期甚至被取消。因此在2023年7月，美国联邦能源管理委员会（FERC）发布了可再生能源并网流程和协议相关的改革政策，简化了美国可再生能源并网流程。各州也在积极相应，以加州为例，于2024年2月发布了《互联流程增强倡议2023》草案，在资料准备、费用分摊和保证金处罚等方面上提出细化要求，草案将在2024年5月份过会。
基于此，SMM判断，美国大储并网大规模延期问题，有望在今年得到缓解。
随着IRA及ITC政策实施，美国各州出台储能装机目标及储能补贴计划，推动美国光伏配储，独立储能及户储市场全面发展
IRA法案刺激储能项目快速发展—补贴范围扩大：1、除光伏配储外，独立大储及户储均可享受税收抵免，此外提高基础抵免比例到30%；2、补贴时间延长：ITC税收抵免延期到2033年；配储时长要求：4小时以上配储时为刚需
居民电价高企：近年来，美国居民电价居高不下。常年为各部门用电电价最高。高电价下，居民“光伏+储能”刚需性增加。
欧洲储能市场
户储去库接近尾声，大储有望成为核心驱动力
欧洲储能市场发展回顾与展望
欧洲为全球最大的户储市场。2022年，俄乌冲突爆发，欧洲对俄罗斯天然气的制裁短期内大幅推高了电价，同时由于能源短缺也出现了停电现象。在电价高企和电力不稳定的双重作用下，欧洲户储市场快速发展。此外，作为另一个增长点的大储方面。随着2023年光储成本降低，欧洲的集中式光伏和大储将逐步打开市场，储能项目的项目规模将持续增加。风储方面，英国作为海岛国家，风力资源丰富， 拥有世界上最大的海上风电装机容量。引领“风电+储能”市场。欧洲大储市场已初具规模。
长期来看，SMM预计到2030年，欧洲储能需求将超过160GWh，继续为全球第三大储能市场。
欧洲大储初具规模，多国规划带动未来起量
随着2023年光储成本降低，欧洲的地面光伏和大储将逐步打开市场，储能项目的规模将持续增加。
欧洲能源转型：
① 欧洲能源转型和政策刺激两方因素刺激下，源网侧储能增长有望进入快车道。
② 能源结构：过去5年内，欧洲约50%到60%的能源消耗依赖于化石能源进口。欧盟天然气对外依存度依然高达90%，石油对外依存度高达97%。现阶段，欧洲处于能源转型进行时，光伏和风力发电量占比逐年提升。
③ 政策刺激：欧盟及相关各国陆续出台针对储能行业发展的刺激政策，利好不断。
欧洲户储市场
去库进入尾声，发展进入平稳期
进入到2024年，随着俄乌冲突的缓解，居民电价出现了回落。然而，当前的电价仍旧高于战争前的水平，这意味着尽管形势有所好转，但能源成本依然是一个重要问题。此外，值得注意的是，欧洲的分布式光伏装机量也在逐年增加，这表明可再生能源的应用正在逐步扩大。“分布式光伏加储能”的户用储能系统，预计将继续在欧洲各国稳步推进，助力能源转型和绿色发展。
储能技术百花齐放，锂离子储能技术独占鳌头
储能不同技术类别性能对比
不同技术中，电化学储能商业进程最快，其中锂电因技术成熟度高（动力转储能）、产业链配套完备及系统成本低优势，成为储能市场最具发展前景技术。
抽水蓄能占比首次下降至60%，新型储能占比持续增加
由于锂离子电池储能技术具有高度的适应性，能够满足多种储能应用场景的需求，SMM观察到截止到2023年，抽水蓄能在总储能市场中的占比首次下降至60%。与此同时，以锂离子电池为代表的新型储能技术的市场占比则持续增加，这一变化不仅反映了技术进步带来的多样化选择，也预示着储能行业未来的发展方向将更加丰富和多元化。
电芯产品规划逻辑和性能升级
电芯和系统容量越来越大，正在成为行业的追求的一大趋势。现在已经从2023年初的280AH配套的3MWh储能系统，演变至一年后314Ah搭配的5MWH储能系统。
电芯容量的提升是行业发展的共识，同时大容量电芯如3500Ah+正在逐步推出，从成本效益角度来看，大容量电芯可以减少PACK所需零部件数量，降低单位成本，但同时也要考虑到生产成本和市场接受度。但同时，从安全性角度来看，大容量电芯存储的能量更多，一旦发生热失控，破坏性也更大。因此，安全性设计尤为重要，需要通过技术创新来解决潜在的热失控问题。
尽管目前市场上存在多种容量规格的电芯，但随着技术迭代和市场需求的发展，电芯容量可能会继续增加，而尺寸可能会逐渐走向固定，从而形成统一的行业标准。
“内卷”与“闲置，储能行业如何破局
中国储能市场价格回顾
2023年以来，受电池级碳酸锂及其余锂电主材价格回落影响，磷酸铁锂储能电芯价格持续下跌，进而带动磷酸铁锂储能系统价格的下降，锂电池储能技术成本优势渐显。
从左图可以看到，电池级碳酸锂价格自2023年开始下跌，截至2024年5月，电池级碳酸锂相比2023年初降幅已超70%。受电池级碳酸锂及其余主材价格下跌影响，自2023年储能电芯价格一路下滑。2024年开年以来，314Ah储能电芯量产进程加快，但2024年完全替代280Ah储能电芯较难。SMM追踪数据显示，目前314Ah电芯成交价格普遍高于280Ah电芯。
受储能电芯价格下跌影响，储能系统、EPC平均中价格持续走低，降本成为整个行业的重点任务。SMM数据显示，截至2024年4月，锂电池储能系统价格跌至每瓦时0.74元，相比2023年初降幅超过90%；锂电池储能EPC价格跌至每瓦时1.3元，相比2023年初降幅超过15%。
国内工商储利用率相对较好，大储低利用率和低价竞争问题仍存
2023年全年，我国电化学储能项目日均运行小时3.12h，平均利用率指数27%。日均等效充放电次数0.44 次。分场景来看，工商储、新能源配储、独立储能各场景储能利用水平均较2022 年有所提升，整体均值下降主要由于装机结构变化，新能源配储和独立储能占比增加。
工商业储能利用情况最优，日均运行小时14.25h，平均利用率指数65%，日均等效充放电次数0.87次，考虑充放效率因素，国内在运的工商储系统基本可保持每日至少1充1放的水平。
大储方面，独立储能利用情况有所改善，新能源配储利用率仍处低位。2023 年，独立储能整体利用情况略好于2022 年，日均运行小时2.61h，平均利用率指数由2022 年的30%提升至38%，日等效充放次数0.47次，相当于约2天满充放一次。
虽然利用率略有提高，但整体较海外成熟储能市场相比，仍然偏低。当前，在我国源网侧储能领域，除了存在项目利用率不足的问题之外，成本疏导同样面临着困难。因此，“共享模式、收益灵活”的独立储能方案开始逐渐成为建设的重点。然而，独立储能在容量租赁方面难以达到预期，同时电力市场的收益水平较低，缺乏稳定和可持续的商业模式仍然是发展的瓶颈。因此，加快储能成本的疏导将成为政策长期引导的重点方向。随着我国电力市场改革的不断深入，现货市场、辅助服务及容量市场的成熟度将进一步提升，未来独立储能的收益模式将呈现“短期依靠补偿、长期依赖市场”的特点。