2025年储能市场行情展望：新兴春意踏浪来，中美缓行候潮生
2024年12月25日 新兴春意踏浪来，中美缓行候潮生 ---2025年储能市场行情展望 邵婉嫕投资咨询从业资格号：Z0015722shaowanyi020696@gtjas.com 刘鸿儒（联系人）从业资格号：F03124172liuhongru028781@gtjas.com 报告导读： 在经历了连续三年的高增后，受新能源电站装机增速放缓以及前期高基数的影响，2025年储能市场增速预计有所下滑，全球储能市场预计新增装机230GWh，同比增长31%，中国储能市场预计新增装机109GWh，同比增长22%。 国内储能市场仍以政策驱动为主，真正形成强市场驱动力尚需依赖电力市场建设的进一步完善。在光伏装机负增长及配储政策力度未显著加码的背景下，表前储能的新增需求主要来源于充放电时长的增加，整体增速相对有限，预计下降至18.7%。相比之下，分布式光伏电量逐步入市的预期将使得表后工商业储能成为刚需，高峰谷价差带来的良好经济性进一步催化需求，表后储能有望维持高速增长，同比增速或达75.8%。 海外储能需求预计呈现分化趋势，新兴市场贡献高增速。美国市场方面，大储规划规模未出现显著增长，装机上方空间受限，尽管特朗普新政对储能发展的影响相对温和，在高完成率的预期下，预计装机增速仍将有所回落，预计新增装机15.8GW/52.9GWh，同比增长22.4%。欧洲市场增速则有望提升，预计新增装机18.7GW/27GWh，同比增长35%，英国并网新政为大储装机提供了强劲推动力，同时，受降息周期和电价企稳预期的影响，分布式光伏的配储率有望上升，带动表后储能装机规模逐步回暖。受益于国家政策激励与能源转型需求，新兴市场呈现多点开花态势，预计新增装机合计超40GWh，市场增速接近100%，智利、中东及澳大利亚等地区均有多个大型储能项目落地，为全球储能装机增长注入新动力。 请务必阅读正文之后的免责条款部分1 请务必阅读正文之后的免责条款部分 目录 1.2024储能市场回顾：需求多点开花，价格持续寻底3 1.1中国市场：政策与经济性共振，储能市场蓬勃发展3 1.2美国市场：并网延期依旧为桎梏，绝对量高增而增速放缓4 1.3欧洲市场：户储装机下滑，大储需求接棒5 1.4新兴市场：能源转型驱动，各地大储需求放量6 1.5储能价格：行业内卷延续，价格持续下滑6 2.中国市场：光伏装机走弱扰动，2025增速预计下滑至22%7 2.1表前大储：配储要求未见明显提升，充放电时长增加带来边际增量7 2.2表后储能：经济性良好，应用场景有望扩充8 2.3储能价格：价格战不止，低位震荡仍将延续10 3.海外市场：新兴市场贡献额外增量，增速或达41%11 3.1美国市场：新政扰动预计有限，年内抢装驱动完成率向上11 3.2欧洲市场：表后需求预计回暖，大储装机持续增长12 3.3新兴市场：项目储备总量丰富，多地大型项目即将投运14 4.结论：整体向上趋势不变，风光装机承压制约上方空间16 请务必阅读正文之后的免责条款部分2 （正文） 1.2024储能市场回顾：需求多点开花，价格持续寻底 1.1中国市场：政策与经济性共振，储能市场蓬勃发展 2024年，国内储能市场继续保持高速增长的强劲态势。中国化学与物理电源行业协会（CESA）数据表明， 2024年1-10月，我国新型储能新增投运规模达23GW/58GWh，功率规模较去年同期增长76%，容量规模同比增幅达91%。从应用场景来看，电网侧独立储能依然是主要增长点。1-10月，电网侧新增装机量达38.2GWh，占总新增装机量的比例高达66%；电源侧新增装机量为16.2GWh，占比28%；用户侧新增装机量为3.3GWh，占比6%，该比例相较2023年增长明显，主要得益于工商业储能的逐步放量。 图1：1-10月国内储能装机超预期增长图2：电网侧占比维持高位，用户侧占比抬升显著 资料来源：CESA，国泰君安期货研究资料来源：CESA，国泰君安期货研究 中标量与用户侧备案量等领先性指标的绝对规模与同比增速均表现亮眼，支撑未来装机。据储能与电力市场统计，2024年1-10月储能中标规模达到46.7GW/123.4GWh，功率规模同比增长64.9%，容量规模同比增长74.3%。用户侧储能备案量同样维持高位，1-10月累计备案量达到36GWh，以工商业储能为主，主要分布于江苏、浙江、广东等东部用电大省。 图3：中标规模高增从而支撑未来装机图4：用户侧储能备案规模快速增长 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究资料来源：能源电力说，国泰君安期货研究 2024年，中国储能市场预计全年新增装机容量将达到89.5GWh，同比增速高达92%。高增速主要受益于新能源配储政策的持续推动。光伏、风电等新能源电站渗透率的稳步提升，显著拉动了储能装机需求的增长。此外，电网对调节能力的较高需求使储能系统的充放电时长显著回升，特别是在电源侧储能领域，4小时以上的长时储能项目逐渐成为主流，使得储能市场容量装机增速明显高于功率装机增速。另一方面，表后储能的发展驱动主要 请务必阅读正文之后的免责条款部分3 来源于经济性改善的延续。随着储能建设成本的持续下降以及峰谷电价差的维持较高水平，工商业用户对储能系统的开发积极性显著增强。 1.2美国市场：并网延期依旧为桎梏，绝对量高增而增速放缓 2024年全年预计美国储能新增装机43.2GWh，同比增长66%。占据主导地位的表前储能新增装机量依然维持高位，但并网延期现象依旧存在，制约上方空间。2024年1-9月，美国表前大储新增装机7.1GW，同比增长53.8%，基本符合此前市场预期，增速相较2023年小幅下滑。由于美国大选以及审批积压项目较大等因素的影响，2024年平均规划完成率38.1%，与2023年基本持平。 事实上，为化解并网难题，政策层面连续发力。2023年，美国联邦能源管理委员会(FERC)要求输电服务提供商改进其并网流程，主要通过实施“优先准备、优先服务”的集群研究流程、提高并网项目的准备要求，以及设定研究完成的严格期限。今年5月，FERC再发新规，要求每个输电运营商考虑在现有的发电机互连过程中多次确定的、但尚未建成的传输设施，以满足与互连相关的需求。在政持续策驱动下，2024Q4起规划完成率将迎来一定程度的改善，基于当前趋势研判，全年大储装机预计11.2GW/39.2GWh。 图5：美国大储装机规模维持高增，完成率低位制约上方空间 资料来源：EIA，国泰君安期货研究 表后储能来看，加州地区NEM3.0政策逐步渗透，光伏上网电价下行75%，自发自用需求驱动户用储能与工商业储能增速向上。2024年上半年工商业储能新增装机48.4MW/131.4MWh，同比下降19.9%，其中二季度增长重回正轨，同比增长61%；户用储能装机461.4MW/938.7MWh，同比增长22%，其中二季度加州超60%的新增光伏设备在NEM3.0范畴内，带动配储率上升至70%。在政策影响持续扩散下，预计2024年工商业储能与户用储能装机分别为0.5GWh与3.5GWh。 请务必阅读正文之后的免责条款部分4 图6：户用储能装机同比增长图7：工商业储能装机逐步回升 资料来源：WoodMackenzie，国泰君安期货研究资料来源：WoodMackenzie，国泰君安期货研究 1.3欧洲市场：户储装机下滑，大储需求接棒 2024年，欧洲储能市场预计新增装机20GWh，同比增长16%。其中表前大储贡献主要增量，预计新增装机 8.6GWh，同比+138%，工商业储能装机2.7GWh，同比+68%，户用储能表现低迷，预计装机8.7GWh，同比-27.5%。 从主要国家来看，德国装机结构依旧以户储为主，导致其装机总量出现一定程度的下滑。1-10月，储能装机总量3GW/4.5GWh，同比-10%，其中户储装机2.7GW/3.9GWh，同比-14.5%，户用光伏增速降低叠加电价低位导致配储率的走弱是户储装机不及预期的主要原因。表前大储发展较为迅速，新增装机0.25GW/0.39GWh，同比 +80%，德国发用电地区分明，跨区域送电较为频繁，对大储电力调节需求较为旺盛。工商业储能稳步发展，新增装机80.6MW/182MWh，同比+12.8%。 图8：德国储能新增装机依然以户储为主图9：德国户储装机遭遇负增长 资料来源：ISEA，国泰君安期货研究资料来源：ISEA，国泰君安期货研究 随着补贴的退坡，意大利户储市场呈现负增长，大储接棒户储，推动意大利储能装机规模向上。2024年1-6月，新增储能装机993MW/2476MWh，同比增长15%。随着大储的逐渐渗透，二季度装机增速显著提升，同比增速达322%，其中直流发电侧储能占比达到95%，交流发电侧占比2%，表后储能占比仅有3%。 英国并网延期现象凸显，2024年大储装机下滑幅度较大，1-9月新增装机679MW/882.7MWh，同比下降38.4%。截至三季度末，仍有1.4GW的储能项目虽已完成建设却尚未投入运营。据ModoEnergy预测，第四季度将有28-780MW的储能项目能够顺利投运，即便在最为乐观的情况下，其完成率也仅略超五成。 请务必阅读正文之后的免责条款部分5 图10：意大利表前大储发展迅猛图11：英国大储市场受并网延期困扰，同比走弱 资料来源：ANIE，国泰君安期货研究资料来源：ModoEnergy，国泰君安期货研究 1.4新兴市场：能源转型驱动，各地大储需求放量 2024年智利储能市场迎来发展元年，全年装机预计2.4GWh。智利是南美地区最大的储能市场，其拥有丰富的太阳能与风力资源，若不配置储能，电网难以完成对新能源发电量的消纳。政府对于储能发展同样较为重视，目前基本明确了储能的盈利模式，同时也进行了大规模的招标。在需求与政策的共同推动下，截止2024年10月底，智利储能累计装机666MW/2664MWh，规划中的项目规模达到16.1GW。 澳大利亚大储市场逐步起量，户储逐步渗透，全年装机预计6.5GWh。在政府支持、电力市场持续波动以及煤电装机容量退役迫在眉睫的推动下，澳大利亚大型电池储能市场继续保持增长势头。得益于较大的户用光伏市场，配储率虽然处于低位，但户储规模依旧稳步增长。 中东地区年内投运项目较少，但完成多个大型项目招标，装机规模将在未来释放。沙特“2030远景”提出计划到2030年将光伏、风电发电占比分别提高到27%、9%。为保证电网输配电的平稳运行，沙特能源部制定了2024年到2025年24GWh的BESS（电池储能）项目计划。其中，2023年释放2GWh项目，2024年上半年释放 6GWh项目。在执行四个项目总计8GWh，2024年下半年再次招标五个项目总计10GWh。中东地区除沙特外，阿联酋储能需求也即将迎来爆发。9月，阿联酋宣布建设全球最大单体储能项目阿布扎比2.4GW/20GWh储能项目。 1.5储能价格：行业内卷延续，价格持续下滑 由于原材料价格下跌、行业竞争加剧以及电池规格切换等因素的扰动，2024年储能价格依旧处于下降通道。截至10月，2小时储能系统中标均价0.6元/Wh，年内下跌26.7%；2小时储能EPC中标均价1.045元/Wh，年内下跌22.6%。各类储能电芯价格同样大幅下跌，户用储能100Ah电芯0.38元/Wh，下跌17.4%，280Ah电芯 0.3元/Wh，下跌31.8%，314Ah电芯0.31元/Wh，下跌22.5%。 相较于国内储能价格的持续下跌，海外价格相对坚挺。欧洲市场经历近一年的库存去化后，户储价格逐渐企稳，前期大幅打折的现象难以复现。美国大储平均成本出现环比回升，截至二季度末，WoodMackenzie数据披露，当下建设成本为1160美元/KW，环比一季度回升3.33%。 请务必阅读正文之后的免责条款部分6 图12：储能系统价格大幅走弱图13：各类储能电芯价格均下跌 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究资料来源：SMM，国泰君安期货研究 2.中
