中国企业争抢海外储能市场，需求火爆背后隐藏哪些风险和挑战

撰文 | Shushu；编辑 | 郭郭

→这是《环球零碳》的第573篇原创

储能被认为是打造新型电力系统的核心环节。作为消纳风电光伏等不稳定电源的“新基建”，储能以不可或缺的姿态成为能源转型的“定海神针”，吸引了投资者的关注。

据中金公司预测，今年全球储能需求有望达189GWh，同比增长超60%。美国、中国、欧盟成为全球三大储能市场。

国际能源署的预测认为，未来5年全球储能装机容量将增长56%，到2026年达到270GW以上。

反映储能市场之火爆的，是其最主要的部件储能电池，增长速度极其迅猛，从2021年的44GWh增长到2022年的122GWh，涨幅高达175%。

如此大的增长幅度，最功不可没的是中国企业。

根据海关统计，2022年1- 8月，我国锂离子储能电池累计出口299.26亿美元（折合人民币约2129.53亿元），同比增长82.97%。这一年，宁德时代、比亚迪、亿纬锂能占领全球储能电池市场的前三。

业界人士戏称，2022年是储能出海元年。因为在这以前，海外储能市场一直都被日韩品牌占据。

而从2022年开始，中国企业的单项订单规模由2021年以前的几十兆瓦级别跃升至百兆瓦乃至吉瓦级别。海外储能市场已成为国内储能企业创收贡献最大的市场。

宁德时代、华为数字能源、比亚迪储能相继宣布拿下美国储能项目大单，阳光电源、派能科技、远东电池、晶科能源频等频传欧洲户用储能市场捷报，科陆电子拿下南美洲最大的电池储能项目。

尤其是比亚迪储能，其储能产品远销全球6大洲、70 多个国家和地区、400多个城市，储能系统累计出货量超6.5GWh。2022年，比亚迪储能在英国和美国的储能市场占有率达80%和30%，全球订单总量超14GWh。

可以说，储能企业的“海外”征途是星辰大海。

海外市场凭什么能吸引中国企业？中国储能企业出海可能会有哪些挑战和机会？

01产在国内，销在国外

随着电网和可再生能源项目的强制配储，国内储能市场也处于爆发阶段。但当前中国的储能市场最大的问题是缺乏经济性，简单来说，就是商业模式还不清晰，赚不到钱。

民生证券曾比较仅光伏发电、光伏+储能、光伏+储能+参与市场化调峰辅助服务，这三种商业模式的内部收益率。

经计算后，目前光伏配储主流盈利模式收益率仍不及仅光伏发电，光伏发电内部收益率IRR为8.48%，配储解决弃光后下降至5.30%，计算参与市场化调峰辅助服务补贴后回升至6.33%。另外，即使在充电补贴的地区，内部收益率也只有6.64%，仍低于仅光伏发电。

一般来说，当IRR大于6%时，项目具备经济性，但是配储后收益率在低于不配储的情况下，企业没有自发配储意愿。

因此在现阶段，中国储能项目主要由政策推动，经济性低。反观国外，则补贴政策大，获利模式清晰。

美国市场以表前储能为主，政策驱动下，经济性进一步加大。

去年8月，拜登的《通胀削减法案》(Inflation Reduction Act, IRA)，在气候变迁和再生能源领域投资3,690亿美金。此法案对太阳能、风力、电池产业链及储能市场皆有实质刺激性的帮助。

对于储能来说，这是美国首次针对独立储能进行投资税抵免(Investment Tax Credit, ITC)。

政策规定，自2023年起，储能可以正式以独立主体身份获得30%的投资税收抵免，持续10年，这对于储能行业的发展意义重大。

储能不再必须与太阳能发电配合使用，便可获得ITC，其充电来源也不仅局限于太阳能发电，另外，还可以获得额外的收入或节省更多的费用，进一步降低独立储能项目的建设成本。

除了在安装储能时会有相关政策补贴安装费用之外，储能项目也可根据不同模式参与电力市场获利，如市场竞价、签订长期协议参与辅助服务、谷峰套利等，这也给储能项目投资者增加不少吸引力。

在欧洲市场，以户用储能为主。受激进的能源转型政策、战争等影响，电价急剧飙升。这种情况下，家庭安装储能的用电成本反倒更加便宜了。

以德国为例，光伏和储能系统的度电成本在2021年略有上升达到了14.7欧分/千瓦时，但仍然不到当时32欧分/千瓦时电价的一半。更何况，在2022年，德国部分地区居民电价达到40欧分/千瓦时以上。

据测算，不考虑补贴，欧洲户储收益率可达15%以上。根据SPE预测，理想场景下，到2026年，欧洲户储市场规模将会达到44.4 GWh，实现近5倍的增长。

正因为国内外市场情况经济性的差异，“产在国内，销在国外”成为储能产品的主要发展趋势，海外市场已成为国产品牌提升营收毛利和品牌价值必争之地。