2023年初儲能指數(shù)表現(xiàn)較好，主要得益于國內(nèi)外市場高增長的預(yù)期。盡管國內(nèi)儲能需求超出預(yù)期，但市場競爭加劇導(dǎo)致盈利難以達(dá)成；海外分布式儲能面臨庫存問題，增長放緩；而美國大型儲能項目的延期則影響了需求的實(shí)際表現(xiàn)。展望2024年，看好海外大型儲能市場，并認(rèn)為海外分布式儲能和國內(nèi)儲能市場需要改善市場格局后才有較好的發(fā)展前景。
一、儲能國內(nèi)海外市場
海外大儲能：對于需求端，預(yù)計隨著2023年遇到的挑戰(zhàn)得到解決，美國大儲需求的增長率可達(dá)60%。供給端，由于大客戶轉(zhuǎn)換供應(yīng)鏈成本高昂，這有助于市場先行者鎖定客戶，保持競爭優(yōu)勢。
海外分布式儲能：庫存清理和訂單改善是短期內(nèi)市場反彈的關(guān)鍵因素，但市場競爭格局和盈利趨勢仍需觀察。同時，亞非拉新興市場的崛起也是一個重要的投資看點(diǎn)。
國內(nèi)儲能：儲能成本下降有利于國內(nèi)大儲和工商儲的經(jīng)濟(jì)性提升。國內(nèi)大儲需求受新能源增速影響，商業(yè)模式改善有賴于電力市場化改革。短期來看，價格和客戶資源是關(guān)鍵競爭因素。工商儲需求預(yù)計將保持高增速，但客戶分散可能導(dǎo)致市場區(qū)域化，競爭將更為激烈。
二、儲能市場面臨的挑戰(zhàn)
2024年的儲能市場還將面臨以下挑戰(zhàn)和瓶頸。
技術(shù)上，儲能技術(shù)不斷進(jìn)步的過程中，電池安全與壽命問題、大規(guī)模儲能系統(tǒng)的集成和管理等技術(shù)難題有待進(jìn)一步解決；
成本上，盡管電池成本在逐漸降低，但儲能系統(tǒng)的整體成本仍然較高，這限制了其在一些領(lǐng)域的應(yīng)用。未來進(jìn)一步降低成本將是行業(yè)面臨的重要挑戰(zhàn)；
原材料上，儲能生產(chǎn)需要依賴的關(guān)鍵原材料鋰、鎳等，其價格波動可能會影響儲能系統(tǒng)的成本和市場競爭力。
政策上，目前一些地區(qū)的儲能市場機(jī)制尚不完善，可能會影響儲能項目的盈利性和市場積極性，行業(yè)仍需要政策和市場機(jī)制的支持；
而且，隨著儲能市場的快速增長，如何確保儲能系統(tǒng)的安全性、如何處理廢舊電池等環(huán)保問題，也是行業(yè)面臨的挑戰(zhàn)。
三、中國：消納問題推高新能源配儲比例，預(yù)計 2024 年裝機(jī)有望達(dá)到 70.4GWh
1 大儲：新能源配儲政策要求提高，原材料降價后光儲收益率可觀
根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟不完全統(tǒng)計，2023 年1-10 月國內(nèi)儲能新增裝機(jī)規(guī)模約為12.8GW/26.0GWh，我們預(yù)計 2023 年國內(nèi)儲能新增裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到 18.1GW/36.8GWh，同比增長158%/141%。
從裝機(jī)類型來看，表前大儲（電網(wǎng)側(cè)和電源側(cè)）仍是國內(nèi)裝機(jī)絕對主力，上半年電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)及用戶側(cè)儲能分別占裝機(jī) 56%、42%、2%，其中電網(wǎng)側(cè) 94%為獨(dú)立儲能，電源側(cè) 98%為新能源（風(fēng)光）配儲項目，用戶側(cè) 87%為工商業(yè)儲能。
新能源消納壓力下儲能配置比例有望提升。光儲成本下降讓出利潤空間，配儲比例提高后光儲收益率仍可觀。
2 工商業(yè)儲能：分布式消納壓力促儲能強(qiáng)配，多地中午谷電推高收益率
多地分布式光伏無接入容量，配置儲能成為破局之法。2023 年下半年以來，已有多地發(fā)布了分布式光伏接網(wǎng)預(yù)警，10 月河南省能源大數(shù)據(jù)中心公布了截止到今年第三季度各地市分布式光伏可開放容量，18 地市可開放容量僅剩下 8.58GW，省內(nèi)大部分區(qū)域承載力評估等級為紅色、黃色，需要分別配置不低于項目裝機(jī)容量 20%、2 小時和15%、2 小時的儲能裝置方可并網(wǎng)。截至 2022 年11 月，河北南網(wǎng) 104 個縣中已有 53 個縣無分布式光伏接入空間，其他 51 個縣剩余接入空間也只有 2.065GW，新增并網(wǎng)項目按要求需配置 15%、2小時的儲能。
3 大儲、分布式配儲比例提升，預(yù)計 2024 年裝機(jī)有望達(dá)到30.6GW/70.4GWh
2023 年 1-9 月國內(nèi)光伏、風(fēng)電新增裝機(jī)分別為 128.9、33.5GW，儲能新增裝機(jī)為12.0GW/24.4GWh，對應(yīng)平均配儲比例為 7.4%，配儲時長2.0 小時；假設(shè) 2023 年光伏、風(fēng)電新增裝機(jī)分別為 180、65GW，測算對應(yīng)儲能需求為 18.1GW/36.8GWh?？紤]到2024 年各省市配儲比例提升及部分地區(qū)分布式光伏配儲的情況，測算全國加權(quán)平均配儲比例為12.0%，配儲時長 2.3 小時，保守假設(shè)2024 年光伏、風(fēng)電新增裝機(jī)分別為180、75GW，對應(yīng)儲能需求為 30.6GW/70.4GWh，同比增長69%/91%。
四、美國：原材料價格成“雙刃劍”，24 年表前表后需求有望共振向上
1 大儲：觀望情緒下裝機(jī)仍實(shí)現(xiàn)高增，利率見頂需求預(yù)期邊際向好
1H23 美國新增裝機(jī) 7.7GWh，同比增長33.5%，平均配儲時長 3.15 小時。其中表前大儲、工商業(yè)儲、戶儲裝機(jī)分別為 6.67、0.31、0.77GWh，同比增長 35%、118%、8%，裝機(jī)占比分別為 86%、4%、10%。
隨著中美關(guān)系邊際改善，我們預(yù)計美國光伏供應(yīng)鏈問題有望得到緩解，光伏新增裝機(jī)增速有望維持高速增長，進(jìn)而推動儲能裝機(jī)增長。預(yù)計 2023-2024 年美國光伏新增裝機(jī)分別為 30、45GW，同比增長49%、50%，大儲新增裝機(jī)分別為 21、38GWh，同比增長 72%、81%。
2 戶儲：受到利率影響更大，明年需求有望迎來拐點(diǎn)
2022 年美國戶儲新增裝機(jī) 1.5GWh，同比增長57%，占戶用光伏裝機(jī)的比例由 2021 年 9.0%提升至10.2%。2023H1 戶儲新增裝機(jī) 0.77GWh，同比增長8%，但由于電池供應(yīng)鏈限制、利率較高等因素，戶儲滲透率自去年下半年開始已連跌三季度。
五、歐洲：大儲政策、招標(biāo)迎來爆發(fā)，戶儲去庫結(jié)束出貨有望恢復(fù)增長
根據(jù)歐洲儲能協(xié)會（EASE）統(tǒng)計，2022 年歐洲儲能新增裝機(jī) 4.5GW，其中表前儲能（大儲）/戶儲分別為 2/2.5GW；從表前儲能裝機(jī)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(jī)占比分別為 16%、12%、11%。
根據(jù)歐洲儲能協(xié)會預(yù)測，2023 年歐洲大儲新增裝機(jī)將達(dá)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(jī)主力市場，我們預(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(jī)達(dá)到5.3GW，同比增長41%。
原標(biāo)題：?中美歐大儲確定性高增，海外戶儲復(fù)蘇是否可期？
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