网讯：盘点2024年的全球储能市场，海外大储是唯一一个规模高速增长，且还有可观利润率的大市场，堪称是最大最肥的一块蛋糕。
在今年7月份短短一个月之内，阳光电源、特斯拉、三星SDI、Fluence分别签订了7.8GWh、15.3GWh、6.3GWh、2.2GWh的储能大单，合计超31GWh的储能大单。
这一连串超大容量的订单，传达出一个重要的信号：今年海外大型储能的市场需求已经开始进入井喷状态。
7月储能系统签单超31GWh
7月4日，韩国三星 SDI与美国最大的电力公司 NextEra Energy签订规模达6.3GWh的储能系统供应合同，这被部分韩媒认为是“韩国历史上最大订单”。据悉，此次三星SDI的供货产品为“Samsung Battery Box”(SBB)1.5，是20尺集装箱储能，容量为5.26MWh。
7月15日，阳光电源宣布与沙特ALGIHAZ成功签约容量达7.8GWh的全球最大储能项目。据悉，阳光电源将为后者提供1500多台PowerTitan2.0液冷储能系统。项目预计2024年开始交付，2025年全容量并网运行。
7月18日，特斯拉与美国新能源公司Intersect Power签署了采购合同。根据合同，到2030年，特斯拉将为Intersect Power的太阳能+储能项目组合提供15.3GWh Megapacks电池储能系统。至此，15.3GWh的规模，成为当前全球最大的储能订单。
7月30日，美国最大的储能系统供应商之一Fluence和北美新能源投资商Excelsior Energy Capital达成协议，Fluence将为后者提供约2.2GWh的储能系统，用于将从2025年开始在美国安装的储能项目。同时，这些项目将使用美国国产电池、模块和系统。
此外，中国储能网注意到，科陆电子、阿特斯、南都电源等企业均在7月份发布了签订海外储能订单的消息。
中国电池企业上半年海外订单超38GWh
从出海的方向来看，欧美、中东等海外市场因具备较大的市场需求及较高的利润空间，成为中国多家储能企业重点布局的海外市场。
由于行业预测在2026年关税到来之前或将加速美国储能系统抢装，而与美国绑定较深的LG、SK On、三星SDI等韩系电池企业近期节节衰退，这给国内电池企业出海创造了机会。
从欧洲市场来看，英国、意大利、荷兰、德国、西班牙等国值得关注。其中，英国预计在2024年完成的3.7GWh大型储能项目，占英国市场的82%、占欧洲新增容量的34%；意大利预计2024年新增7.7GWh电池储能容量。
因美国、英国、德国、澳大利亚等国家本土电池产能不足，而电力市场化程度高、对储能系统需求旺盛，且盈利能力较好，这为中国电池企业出海提供了一定的市场空间。
中国储能网查阅公开资料发现，2024年上半年，亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、比亚迪等电芯厂商签订了容量超38GWh的储能订单。其中，储能电芯最大的一笔订单来自亿纬锂能，规模为15GWh，合作方是Powin。此外，瑞浦兰钧、海辰储能，分别与Powin达成了12GWh、5GWh的电池采购协议，合作内容主要是300Ah+的大容量储能专用电芯。
业内人士分析认为，今年海外大储市场的爆发式增长有着多方面的因素，包括政府政策支持、储能系统成本随锂电价格不断下降等，但其核心驱动力来自于市场自发的需求。由于海外发达经济体大多面临电网老旧、阻塞及扩容问题，而新兴经济体的电力系统薄弱急需储能支撑与扩容电网，因此海外市场需求是稳定增长且会持续扩大规模。
储能出海将帮助中国企业摆脱价格战
研究机构预测显示，2024年，海外大储市场处于整体爆发式增长阶段——美国今年电网侧储能新增装机量增加一倍至14.3GW；欧洲大储市场今年新增装机量有望翻倍至11GWh以上；中东、澳洲的大项目也不断涌现。
但是，海外储能市场虽然毛利率高，也要注意到海外布局的“隐形成本”。这一隐形成本需要企业将地缘政治因素考虑在内，更要花大价钱了解并适应不同地区的技术标准和法律法规。
以储能电池为例，出海至少要通过UL9540（安全）、IEEE1547（并网）标准。而随着各国贸易壁垒抬高，部分地区还需要通过环保认证（MSDS）、市场准入认证（欧盟需要CE、日本需要PSE、美国要求FCC）等。
因此，中国储能企业想要在海外市场大展宏图，一定要啃下认证工作这个硬骨头。谁能在海外拿下更多的订单，一定程度上也是认证速度的比拼。相信在今年下半年，将有更多的出海订单涌现出来。
另据产业链反馈，很多企业出海报出低价后并未拿到大储订单，原因是海外客户看重储能全生命周期收益和质量保障，担忧低价产品无后续保障，这也意味着海外业务将倒逼中国储能企业摆脱低价竞争的惯性，转向全生命周期收益和高质量发展。
新兴市场：澳大利亚
由于电网不稳定及能源转型加速等原因，澳大利亚储能需求体量庞大。根据Rystad Energy对全球39个电力市场价格的分析，澳大利亚的国家电力市场波动最大。形成如此大价差的原因主要来自于三个方面，一是计划外的燃煤电厂停电；二是自然灾害引起的输电线路问题；第三是较高的光伏渗透率，澳大利亚2023年光伏发电占比达16%，这导致白天光伏发电量高，电网价格低，而晚上用电高峰时间光伏发电量为零，必须依赖昂贵的燃煤发电。
此外，为确保国家电力市场能可靠并安全地实现能源转型，AEMO每两年会发布一次指导电力系统转型的规划文件“集成系统计划（ISP）”。2024年6月，AEMO发布2024版ISP，与上一版ISP相比，新版规划大幅加快了短时储能的建设节奏。
根据2022版ISP规划，到2030-2031年澳大利亚短时储能规模为1GW/1GWh，而2024版规划将同期短时储能目标上调到11GW/17GWh，反映出当前澳大利亚电网对短时储能需求的紧迫性。
根据澳大利亚清洁能源委员会CEC统计，2024年一季度澳大利亚共有四个储能项目获得财务承诺，合计投资额为11亿澳元，连续四个季度获得财务承诺的储能项目投资额超过10亿澳元。
截至2024年4月，澳大利亚运行中和建设中的大型电池储能项目总容量达4.9GW，同比增长218%，更多项目从待建进入到动工阶段。
受ISP 2022出台明确的储能规划及补贴预算充足影响，项目商对大型储能项目建设有较高积极性。计划中的大储项目容量已达75GW，较往年同期新增33.7GW，预计澳大利亚2024年新增储能装机有望达3.2GW/6.5GWh，同比增长71%/87%，中长期内，澳大利亚大储需求或远超ISP规划。
新兴市场：智利
作为新兴市场之一，智利承诺到2030年可再生能源占能源消费总量的70%，2050年实现碳中和。在政策上，智利政府主要通过建立清晰及明确的盈利模式和大规模的招标推动储能装机，其盈利模式确定且清晰，保障电站项目顺利运营。
制约智利新增可再生能源装机增长的原因主要在于弃电率的增加。在2021、2022大量装机之后，智利可再生能源发电占比来到30-40%，但受限于风电及光伏间歇性发电的特性，从2022年开始智利弃电量增速远超可再生能源装机增速，对应弃电率的大幅提升及项目收益率的降低。
2024年，智利《电力服务一般法》（提高储能收益）正式出台，叠加针对可再生能源发电园区的强制配储政策有望在同年执行，推动储能需求在2024年保持高增速，并为储能需求长期高增奠下基石。当前，智利政府正在制定储能发展战略路线，旨在释放更多风光并网空间，减小输电压力。
此前在2023年11月，智利政府提出一项公共土地分配计划，通过在特定地理区域内直接分配储能项目的土地加速项目落地，总计将在阿塔卡马和阿里卡以及帕里纳科塔地区之间的6个区域招标13GWh的储能项目。
2024年7月，据Energía Estratégic报道，该招标计划收到了一百多份共计140.5GWh的项目提案，最终选定了6个项目共计11.6GWh作为最终中标结果。根据招标规定，所有项目的投运时间均不得超过2027年6月30日，考虑到环境审查和各项目系统招标的流程时间，预计这些项目有望在2025-2026年带来较大规模的储能系统需求。
结语：
近期，众多头部企业频频签订大额储能订单，显示出全球储能市场正在发生深刻变化。由于国内储能市场竞争趋于白热化，尤其是系统价格不断下探，已接近成本线，倒逼行业进入深度调整期，业内企业明显承压。
因此，国内企业纷纷出海找寻新的盈利增长点，而欧美、中东等海外市场因其具备高溢价及高毛利优势，成为中国储能企业出海的首选，其他新兴市场的储能需求也开始不断释放。展望未来，全球碳中和目标将会长期持续推进，无论是头部企业还是中小企业只要结合自身优势与海外客户需求，找准企业定位和细分市场，相信都能在海外崭露头角。
