海外大型储能发展解读

会议要点

1.全球市场整体情况：2022 年，欧洲电化学储能预计达 4.7GWh，并以 30%的 CAGR 增长至 2026 年；美国电化学储能预计达 12GWh，预计以 70%的增长速率至 2023 年。中国预计 2025 年超过美国，成为装机量最大的国家。

2.国内厂商优势：目前国内厂商以提供电池为主，转型升级较快，成本为最大优势：国内外建造储能电站成本差异显著，国内建电站比国外便宜 25%-40%。丰富锂资源有助于未来电化学储能发展。

3.美国电站运营商选择国内厂商考虑因素：前几年经济性是关键，近几年本土化做的比较好，中资色彩比较淡的中资企业会被优先选择。目前中资企业 20-25%的成本优势不是决定性因素，还需拉开更大差距。

4.海外储能服务电价：长时储能定价要低于短时储能，0.5 小时储能是 512 美元/MWH，4小时储能是 288 美元/MWH，可以直接给用户供电，经济性较好。随着技术的发展，1 小时储能的电价在 2030 年可能会降到和零售电价相等，届时储能会有更多机遇。

5.欧美储能经济性：欧洲 IRR=5-10%，美国有些州的 IRR 会低于 10%，高的会到 30%，差异会比较大，收益分布取决于电力市场化程度，市场化程度较高的区域收益比较正常，30%的基本在市场化程度较低的区域。

嘉宾分享：

海外储能装机情况：2021 年美国储能总装机量约 6.8GWH，预计至 2022 年底将达12GWh，预计同比增长 77%，2022-2023 年累计装机涨幅预计在 70%，2024 年之后增长率会放缓。美国储能在全球占比最多，中国预计将于 2025 年超过美国，成为储能装机量最大的国家。2022 年，美国预计新增储能装机 5.4GWh，重点地区是加州、德州和中部几个州，包括纽约、PJM 等电网控制的州。欧洲 2021 年底电化学储能装机量达 3.3GWh，2022 年预计 4.7GWh，接近 5GWh，相当于欧洲装机比重的 0.5%，全欧洲储能装机量约 110GW。2023 年，根据欧洲能源规划预测，将增长六倍，累计装机达到 33GWh。欧洲储能主要集中在英国、德国、法国和爱尔兰。2022 年增长率预计同比增长 41%，高增长率预计将维持至 2026 年，CAGR 预计大于 30%。2026 年之后，增长将会放缓，但 CAGR 预计仍在 20%以上。2022 年，全欧洲新增 1.7GWh，2023年预计新增 2GWh，接下去每年预计新增约 3GWh。2029-2030 年左右，每年新增预计突破 4GWh。新增存在地区差异，如英国近几年增长较快，2026-2027 后将会放缓。德国从现在开始到 2030 年左右，每年将会维持每年 3-4GWh，法国维持每年 1.5-2GWh。

储能政策：欧洲出台碳中和政策，为储能发展提供机遇，包括德国、英国、法国在内的国家允许储能参与评分机制，电网公司同样在降低电力批发市场、电力平衡市场的门槛。美国 2018 年出台 2222 法令，要求电网运营商和调度要允许储能公司参与电力批发市场，为储能商业模式的铺开奠定基础。

商业模式：一是为电网提供平衡服务，参与辅助平衡市场，获取收益；二是在有容量市场的国家，通过为系统提供备用服务获得收益；三是买卖电能，削峰填谷，高价卖电，低价买电，平衡新能源的波动性，需要参与电力批发市场获得收益。当前欧美市场应用最多的是削峰填谷，58-60%的储能运用是用于削峰填谷获得收益；其次是民用储能，约占 13%；为电网提供辅助平衡服务占 16%，该商业模式能够获得高收益，因为该服务是电网紧缺的服务，且和安全性紧密相关，收益 20-30 倍。具体地区的商业模式根据实际情况决定，例如只有自由开放的市场模式才能够进行市场化操作，部分美国地区垂直一体则无法进行市场化操作，而欧洲相对市场化程度高的地区有时候能够给储能提供更多的创造空间。

全球行业格局：储能的盈利模式主要是通过削峰填谷和为系统提供平衡服务获取收益，收益主要来源于电网公司。从行业格局而言，目前储能按照时长划分种类，全球大多数储能企业参与的都是时长 2 小时以上的储能服务，0.5 小时以内的储能服务只占市场 7%。从企业而言，一类企业专门做电池，包括宁德时代、特斯拉、比亚迪、亿纬锂能、三星、LG 等；第二类企业是储能电站产品和服务提供商，专门建造储能电站本身，包括特斯拉、Fluence（由西门子和美国 AES 公司共同成立）、芬兰的 Wartsila 公司、美国北卡和俄亥俄州的公司、比亚迪、华为、英国企业、LS Energy 等等。储能电站公司从电池公司购买设备建造储能电站。

国内企业优势：成本优势显著，国内企业成本低 25%-40%。目前国内企业以提供电池为主，未来可以尝试角色转型和服务升级，做储能系统服务商。目前储能应用最多的是锂电池，中国锂资源丰富，有利于中国在电化学储能的发展。

海外储能经济性：取决于储能项目在当地的运营模式。例如在欧洲，IRR 约 5-10%。美国差异性比较大，部分地区没有商业化运营，收益率波动较大，最高可达 20-30%，最低会低于 10%。欧洲市场自由度更高。

问答环节

Q1：美国开发商选择储能系统主要考虑什么因素？

一般会选择两家电池服务商，因为电池在储能中比重最高，约 8-9 成是成本需要放在项目设备本身，包括 EMS、换流器、变压器，5-10%是并网相关，电池在其中占据约 90%的 90%。例如特斯拉电池供应商除了自身外，还选择三星。Fluence 选择宁德时代和 LG 作为电池供应商。芬兰的厂家是宁德时代和三星，华为是比亚迪、宁德时代和 EVE。电池运营商中最活跃的是宁德时代，宁德时代和三星（旗下三星 SDI）是头部企业，供应最多的电池。英国的头部企业只选择三星，芝加哥 IHI 只选择三星，美国纽约 LS Energy 也只选择三星。除个别美国企业只选择三星或 LG，其他美国企业基本上都选择两家企业，中资企业一般占据一席另一位一般是三星或 LG。目前基本不会选择华为等中资企业，优先选择本地企业作为主供方，中资企业比较有优势的是非欧美地区，或欧美地区中对华友好的地区。

Q2：美国本土电站运营商选择系统集成商会重点考虑什么因素？

A：肯定不会选华为这种中资企业。潜在的原则是优先会选择本土企业，中资企业比较有机会的是在非欧美、或者和中国关系比较好的国家和地区。

Q3：我们看到有些本土化做的不错的中国集成商，今年在美国也拿了一些订单，会有比较好的机会吗？有没有到直接被排除掉的程度？

A：没到那个程度。中资企业还是可以拿到订单的，做的比较好的那些都是本土化比较好的中资企业，或者中资色彩比较淡，比较考验中资企业展现的品牌形象。前几年经济性因素比较大，近几年本土化因素比较大。

Q4：美国开发商更看重企业品牌形象还是经济性？

A：目前看来品牌更重要，经济性需要差异特别大才有竞争力。这个是比较敏感的，我们在欧洲推项目会更多选取不容易被人做文章的订单。品牌给人的感觉非常重要，中资企业便宜的 20-25%并不是决定性因素。

Q5：中资企业能否在表前市场或者工商业市场采用贴牌方式进入市场？

A：如果可以合法合理的用马甲是好的，要让人一下子觉得是本土的东西，这个很关键，再加上我们的技术、商品都很好，价格也有优势，我认为是比较乐观的。

Q6：目前海外储能采购储能电芯的考虑因素是什么？国外储能服务的电价情况如何？

A：就像之前说的，首先是品牌塑造占一半，如何让人觉得本土化、不令人排斥是关键，再加上技术和成本是另外一半。价格的情况要根据储能时长来看，时间越长越便宜，4 小时储能是 288 美元/MWH，0.5 小时是 512 美元/MWH，剩下 10%不到是并网相关的。国内厂商在 1-3 小时储能做的比较多，4 个小时的比较少。1 个小时在 249 美元，2 个小时在 239美元，3 个小时在 200 美元，这个价格比全球平均值低 10-15%，比欧洲低 20-30%。下一步储能价格肯定会逐渐下降，这是大家总体的判断，价格下降到一定程度会有机会拓展商业模式。比如在美国，有些储能装置提供 1 小时调峰服务的电价在 177-258 美元/MWH，用户端零售电价在 120 美元，所以直接给用户供电不划算，更多是用在更赚钱的电网平衡服务。储能时间在 4 小时的调峰服务，电价在 116-164 美元，可以直接给用户供电，经济性

较好，短期储能价格相对较高。随着技术的发展，1 小时储能的电价在 2030 年可能会降到和零售电价差不多的程度，届时储能会有更多机遇。

Q7：欧洲每年涨 2-3GW，美国涨 5-6GW，这个是大型储能吗？

A：电网级储能，户储不算。

Q8：削峰填谷是辅助服务吗？

A：不是，调频是辅助服务。

Q9：国内共享储能模式是拿出一部分容量租赁给电站，国外有这种模式吗？

A 美国有些州是垂直一体化市场，接入时会有强制要求，欧洲市场化程度比较高，不配的话对电网的电力供应造成不平衡，或者造成调节需求和成本，在结算的时候是需要付钱的。

Q10:国外有套利模式和所谓容量电价的模式吗？

A 套利其实有，60%左右是削峰填谷或者调峰。容量电价取决于这个国家有没有开容量市场，英国、西班牙都开了，就可以支付容量电价。最终钱都是用户交给结算机构，结算机构来算哪部分发电企业拿走，哪部分给电网，由他们来分这个蛋糕。

Q11:调峰和套利是两回事？

A 从电网调节的角度我们管它叫调峰，但也可以通过赚峰谷价差来套利。国外低买高卖这种模式是存在的。

Q12：美国大型储能是以电站强配为主还是独立的储能公司为主？

A：这个数据我没有统计过，美国除了加州、德州和几个市场化程度比较高的州，其余地区都是垂直一体化的，这种模式下都是强配。

Q13：现在美国、欧洲储能的 IRR 情况？

A：欧洲 5-10%，德国有 6.5%，美国有些州低的会低于 10%，高的会到 30%，差异会比较大，这种收益的分布取决于电力市场化程度，市场化程度较高的区域收益比较正常，30%的基本在市场化程度较低的区域。

Q14：中国大储以强配为主，类比美国垂直一体化，他们盈利模式是以什么为主，是削峰填谷还是容量电价？

A：垂直一体化跟国内形式比较接近。基本付的钱电网公司在容量进来的时候给他付两块，真正用了再给一块钱。如果是光伏电站或者风电场接入电网，会规定必须配多少储能，那种的话就属于光伏或风电项目的一部分，电网的话就不付钱了，不满足要求就不给并网。

Q15：刚才您说到美国市场化程度比较高的地区，IRR 比较高，背后的逻辑是什么？

A：欧洲基本就在 5-10%，美国低于 10%的储能项目大多数都在加州、德州这些市场化程度较高的地区。市场化程度较低的区域我有见过 IRR 超过 20%的，这个很大程度会取决于项目和当地电网公司和当地所设立的价格标准。市场化程度比较高的地区定价相对透明，收益会更合理。如果出现投资收益率比较高的项目，分两种可能，一是在市场环境下运营的特别好，二就是在电力市场化程度较低的区域，价格不透明，公司定价不合理，会导致收益率比较高。

Q16：在市场化程度较低区域，储能参与交易只有削峰填谷吗？

A：主要分两种方式，一是只用来调频，电网公司直接调用，结算的时候直接找电网公司要钱。二是用来调峰、削峰填谷，参与电力批发市场的交易，通过低买高卖获得收益。有些时候储能装置可以将 80%的能力用在调峰和削峰填谷，再用 20%的能力用于电网做调频等辅助服务。因为辅助服务虽然有一定风险性，但收益极高。将两种模式结合可以追求利益最大化。有些储能装置也会被电网提要求，只能给电网提供服务。