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近年來，全球儲能行業(yè)迎來爆發(fā)式增長。其中，歐美市場顯得尤為突出。

美國、英國、澳大利亞、德國電池儲能增長創(chuàng)出歷史新高。數(shù)據(jù)顯示，近兩年全球新增儲能裝機中，美國、中國、歐洲穩(wěn)居前三。在2021年全球電化學儲能裝機總量高增72%的基礎(chǔ)上，美國占比從30%提升至34%，高居首位。

為何歐美地區(qū)會迎來儲能業(yè)務(wù)的大爆發(fā)？高增之下，各地區(qū)市場有何不同？在這一過程中，中國儲能企業(yè)在出海過程中還面臨哪些挑戰(zhàn)？

受國家戰(zhàn)略規(guī)劃以及終端客戶需求增長驅(qū)動，美國儲能市場在近年來持續(xù)升溫，并于2021年迎來爆發(fā)式增長，2021年儲能新增裝機量達到10.89GWh，同比增長389%，其中2021年戶儲裝機達到0.99GWh，同比增長83%。在經(jīng)歷了2021年的大幅增長后，2022年美國儲能市場迎來了又一輪的爆發(fā)，儲能新增裝機量達到12.12GWh，其中戶用儲能新增裝機1.51GWh，占比為12.43%。

對于美國儲能高速發(fā)展，天風證券認為原因如下：

首先，美國電網(wǎng)基礎(chǔ)弱且無法全國調(diào)度，這相當于其主要依賴電力輔助服務(wù)完成消納。具體而言，美國電力系統(tǒng)較為復雜，一半的地區(qū)為發(fā)輸配售電一體化的模式，另外一半經(jīng)過改革形成了三大層級：第一層級：負責監(jiān)管與規(guī)則制定的FERC和SPUC。第二層級：負責各地區(qū)電力市場交易和建設(shè)規(guī)劃審核的7大獨立電網(wǎng)運營商。第三層級：負責發(fā)電廠建設(shè)與運營的獨立發(fā)電廠（IPP）與電力公司等。聯(lián)邦目前無法實現(xiàn)全國各地之間的調(diào)度，新能源消納問題需要各地自行解決。

其次，2018年起允許電池儲能系統(tǒng)參與電力批發(fā)和輔助服務(wù)市場競爭，盈利模式確立。隨著新能源裝機的增長，對儲能等調(diào)峰需求也快速增長。大型電池儲能系統(tǒng)具有了清晰的盈利模式，即PPA或電力輔助服務(wù)，分別對應(yīng)發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)，此后電池儲能裝機正式進入高增期。

第三，電網(wǎng)側(cè)主要用于電力輔助服務(wù)，儲能成本、效果均優(yōu)于當前主流的天然氣。天風認為，電網(wǎng)側(cè)儲能作用主要是三方面：1）減少對傳輸線、變電站和變壓器的壓力，減輕阻塞和擴容壓力；2）延緩電網(wǎng)擴容升級；3）能量轉(zhuǎn)移，平整負載峰值。其中最常見的作用是調(diào)峰、調(diào)頻。從經(jīng)濟性層面看，假設(shè)光儲電站為100MW，每天進行一次充放電，則儲能系統(tǒng)的LCOS（儲能度電成本，單位發(fā)電量所對應(yīng)的儲能投資成本）為114$/MWh，2020年光伏的LCOE為28.8$/MWh，因此光儲調(diào)峰成本為143$/MWh，低于天然氣調(diào)峰的175$/MWh，因此電池儲能已經(jīng)好于當前主流的天然氣。從服務(wù)效果看，電池儲能用于電力輔助服務(wù)的效果大幅優(yōu)于天然氣，主要是電池儲能響應(yīng)速度快，達到秒級；隨時可以充電或放電，不受燃料供應(yīng)、機械慣性的影響；可將電池包靈活布置，安裝周期短。

第四，發(fā)電側(cè)主要用于PPA，儲能功率配比在50%以內(nèi)時具備經(jīng)濟性。發(fā)電側(cè)儲能作用主要是兩方面：1）消除新能源棄電損失；2）實現(xiàn)能量時移（正午的光伏電存起來到晚上用）甚至季度調(diào)配。由于美國多數(shù)地區(qū)的棄光率較低，因此僅靠消除棄電損失帶來的收益率較低，利用儲能把光伏電站變成可持續(xù)向用電方出售綠電的PPA（用電方和供電方簽署長期購電協(xié)議，事先制定電價，供電方要滿足用電方的實時電力需求）模式更具優(yōu)勢。假設(shè)每天“一充一放”，電池儲能系統(tǒng)的LCOS為83$/MWh。按不同功率配比進行測算，可知當儲能功率配比控制在50%以內(nèi)時，光儲電站相較天然氣發(fā)電具有相對優(yōu)勢。當前光儲PPA的儲能功率配比多在50%以內(nèi)，后續(xù)可通過多能互補降低儲能配比當前美國多數(shù)新能源+儲能項目的儲能功率配比在20%—50%，相較于燃氣發(fā)電，具有較強的經(jīng)濟性。

面對歐洲幾十年來最為嚴重的能源危機，雖然2021年以來歐盟出臺了一系列加速清潔能源轉(zhuǎn)型的政策，包括“Fit-for-55”、“REPowerEU”等計劃，但2022年歐洲電力價格的暴漲使得歐盟不得不重新審視現(xiàn)有的基于邊際成本定價的電力市場設(shè)計，并于今年初提出更適應(yīng)于可再生能源發(fā)展的電力市場改革方案，有望加快歐洲可再生能源以及儲能和需求側(cè)響應(yīng)等靈活性資源的部署。

2023年3月14日，歐盟委員會發(fā)布了電力市場改革草案，7月19日歐洲議會正式投票通過了電力市場設(shè)計改革方案。此次改革的重心主要是完善長期電力市場的流動性和可靠性，通過對歐盟相關(guān)電力法規(guī)等進行修改，鼓勵可再生能源發(fā)電商簽訂長期購電合同（PPA）和政府授權(quán)的差價合約（CfDs），以減少短期價格波動，同時鼓勵電網(wǎng)引入更多非化石燃料靈活性資源（如儲能、需求側(cè)響應(yīng)），并通過容量市場等方式為其提供合理的投資回報，從頂層架構(gòu)層面強調(diào)新型儲能在構(gòu)建可靠的能源系統(tǒng)中的重要作用。

此外，2022年12月14日歐洲議會投票通過REPowerEU修正案，計劃加快包括電池儲能在內(nèi)的多種可再生能源項目的審批許可速度，有望從實際執(zhí)行層面加快歐洲大型儲能項目的部署。

根據(jù)歐洲儲能協(xié)會（EASE）統(tǒng)計，2022年歐洲儲能新增裝機4.5GW，其中表前儲能/戶儲分別為2/2.5GW；從表前儲能裝機區(qū)域來看，英國市場占比42%，是歐洲最大的大儲市場，愛爾蘭、德國、法國緊隨其后，裝機占比分別為16%、12%、11%。

國金證券表示，歐洲大部分儲能項目收入來自頻率響應(yīng)服務(wù)，隨著未來調(diào)頻市場逐漸飽和，歐洲儲能項目將更多地轉(zhuǎn)向電價套利和容量市場，目前英國、意大利、波蘭、比利時等國已為儲能建立容量市場機制，通過容量合同為儲能收益托底。根據(jù)2022年意大利容量市場拍賣計劃，預(yù)計2024年將新增1.1GW/6.6GWh電池儲能系統(tǒng)，意大利將成為僅次于英國的第二大儲能市場。

值得關(guān)注的是，2020年英國政府正式取消單個電池儲能項目50MW容量限制，大幅縮短大型儲能項目審批周期，大型電池儲能項目規(guī)劃爆發(fā)式增長。目前已有20.2GW項目在規(guī)劃中獲得批準（已并網(wǎng)4.9GW），包括33個100MW或以上的站點，這些項目預(yù)計將在未來3-4年內(nèi)完成；已提交規(guī)劃的項目有11GW，預(yù)計將在未來幾個月內(nèi)獲批；處于申請前階段的項目有28.1GW。

隨著越來越多的可再生能源規(guī)劃落地，可再生能源與儲能共建項目也逐漸成為主流，2021年3542MW光伏備案項目中約有1725MW是與儲能電池共建，配儲的光伏電站占比達到48.7%，2020年該比例僅為30.5%。

英國大部分電池儲能項目采取多種收益疊加的方式，包括輔助服務(wù)、容量市場和電力現(xiàn)貨市場收入三大類。目前主要以頻率響應(yīng)服務(wù)為主，占項目收入的60%以上；容量市場由于可提供高達15年的長期合同，受到開發(fā)商和融資機構(gòu)的青睞，推動了英國儲能備案規(guī)模的增長；目前英國現(xiàn)貨交易收入占存量儲能項目的比例較低，近幾年隨著波動性可再生能源裝機的增長，電網(wǎng)價格波動逐漸加大，預(yù)計未來電價套利空間將擴大。

根據(jù)Modo Energy統(tǒng)計，2020—2022年英國儲能項目各類收入疊加平均值分別為65、131、156英鎊/KW/年，2023年伴隨著天然氣價格回落，調(diào)頻市場收入有所下降，國金證券假設(shè)未來儲能項目年化收入維持在55-73英鎊/KW/年（未包含容量市場收入），按照英國儲能電站投資成本500英鎊/KW（折合640美元/KW）測算，對應(yīng)靜態(tài)投資回收期為6.7—9.1年，假設(shè)容量市場收入為20英鎊/KW/年，則靜態(tài)回收期可縮短至7年以內(nèi)。

據(jù)歐洲儲能協(xié)會預(yù)測，2023年歐洲大儲新增裝機將達到3.7GW，同比增長95%，其中英國、意大利、法國、德國、愛爾蘭、瑞典為裝機主力市場，國金證券預(yù)計2024年西班牙、德國、希臘等市場在政策支持下大儲需求有望加速釋放，推動2024年歐洲新增裝機達到5.3GW，同比增長41%。

據(jù)彭博新能源財經(jīng)（BNEF）的數(shù)據(jù)，歐洲大儲項目主要通過提供頻率響應(yīng)服務(wù)賺取收入，2022年歐洲儲能市場超過80%的收入來自英國、愛爾蘭、德國、法國、比利時和荷蘭的頻率響應(yīng)，頻率響應(yīng)市場的收益十分豐厚。隨著未來調(diào)頻市場逐漸飽和，歐洲儲能項目將更多的轉(zhuǎn)向電價套利和容量市場，目前西班牙、意大利的儲能項目電價套利收入占比較高，但仍無法覆蓋投資成本，為了降低新項目的收益風險，英國、意大利、波蘭、比利時等國已為儲能建立容量市場機制，通過容量合同為儲能收益托底。

國金證券認為，由于歐洲儲能項目收入來源比較多，不同市場可能產(chǎn)生互相影響，比如參與現(xiàn)貨市場交易可能會對頻率響應(yīng)服務(wù)的效果產(chǎn)生影響，因此電站的運營方需要根據(jù)市場動態(tài)調(diào)整、優(yōu)化交易策略，歐洲領(lǐng)先的儲能電站運營/優(yōu)化商主要有Telsa、Habitat、Flexitricity、Arenko、EDF、Statkraft等，既有第三方的交易策略優(yōu)化商，也有電站開發(fā)商自己運營的交易平臺，該券商認為隨著中國大儲收益機制完善，國內(nèi)儲能交易策略優(yōu)化商的重要性有望提升。

有目共睹，目前國內(nèi)儲能領(lǐng)域的企業(yè)正積極加速擴展到海外市場，部分企業(yè)頻繁簽署海外儲能大單。據(jù)中金公司預(yù)測，今年全球儲能需求預(yù)計將達到189GWh，同比增長超過60%。

盡管前景廣闊，但道路并不平坦。業(yè)內(nèi)人士分析，目前儲能企業(yè)在海外市場主要面臨以下挑戰(zhàn)。首先，政策支持不足是儲能市場在海外拓展中面臨的主要難點。目前，許多國家的政策規(guī)劃用于儲能發(fā)展的資金和補貼額度還很有限，這使得一些儲能項目面臨著融資難題，也限制了儲能發(fā)展的速度和規(guī)模。

其次，儲能技術(shù)的成本和性能、各種儲能系統(tǒng)的標準化以及長期運營維護等方面依然需要有效地解決。

從表前儲能項目來看，從開發(fā)商、集成商到制造商的選擇大多采取非公開的協(xié)商方式，部分獨立發(fā)電企業(yè)（Independent Power Producer，IPP）也承擔開發(fā)商和集成商的角色。中國企業(yè)主要作為供應(yīng)商參與其中，主要分為兩種，分別是直接出口集成好的系統(tǒng)或電池柜或為海外系統(tǒng)集成商供應(yīng)電芯、PCS或溫控等設(shè)備。由于美國本土缺乏電池產(chǎn)業(yè)鏈，中國電池在美國儲能市場的滲透率相對較高。

從表后和工商業(yè)儲能來看，國內(nèi)企業(yè)大部分以代工和海外品牌合作的模式進入海外市場，也是參與產(chǎn)業(yè)鏈上游的關(guān)鍵環(huán)節(jié)——電芯、PACK和逆變器。大多數(shù)集成商還是主要以美國本土廠商為主，比如一級供應(yīng)商包括Tesla和Fluence。部分規(guī)模較大和產(chǎn)品較成熟的廠商也在嘗試向下一體化，以本土化為主、建立服務(wù)點，打造自有品牌、獲得溢價。

第三，在儲能市場逐漸成熟的趨勢下，市場競爭也越來越激烈，導致價格戰(zhàn)激烈。特別是對于新興企業(yè)而言，要保持競爭和差異化的優(yōu)勢，才能生存下去。

此外，海外市場資質(zhì)認證的嚴苛。據(jù)悉，戶用儲能主要市場在海外，在不同國家和地區(qū)，產(chǎn)品都有著嚴格的認證標準和入局門檻，企業(yè)應(yīng)提早了解并滿足相關(guān)認證要求。此外，布局戶用儲能專利也是一個重要舉措，擁有自主研發(fā)的儲能技術(shù)專利可以增強產(chǎn)品在市場上的競爭力，為企業(yè)提供技術(shù)優(yōu)勢，并有效保護企業(yè)的技術(shù)成果。 

原標題：中國儲能企業(yè)搶灘海外市場！風險與挑戰(zhàn)分析