德国和意大利在过去几年中的储能市场表现如何？

德国和意大利在过去几年中的储能市场表现如何？
发言人 答：德国在过去两年中储能快速增长，由2022年的不到700兆瓦时增长至2023年接近1200兆瓦
时，而且增长势头还在继续。虽然当前大储在德国市场占比仅有约12%，但随着储能在电力系统价值的
显现，预计未来德国大储市场需求将有进一步爆发潜力。意大利的情况类似，2022年至2023年间的储
能装置累计新增量已接近翻倍，预计到2025年还将新增大约2.1G瓦时，显著高于之前四年累积量。
发言人 问：未来各地区（如比利时、法国、希腊等）的储能发展前景如何？
发言人 答：除德国和意大利外，比利时、法国、希腊、瑞士、智利、葡萄牙以及欧洲其他地区
在2023年年底前后均已有超过1G瓦时的大型储能项目立项，预计将在接下来几年逐步落地，其中意大
利规划超过4G瓦时，而葡萄牙和希腊已出台高额补贴措施。综合预测，欧洲大储市场在2024至2025年
期间的新增储能项目将达到近7G瓦时，同比增长率超过100%。
发言人 问：亚太市场的澳洲、日本、印度等地的储能发展情况如何？
发言人 答：澳大利亚由于项目工期较长，预计到2024年底可以并网约3G瓦时规模；日本自去年明确储
能主体身份后，表前储能市场迎来巨大发展机遇，预计25年新增市场规模超过10G瓦时；印度近期招标
频繁，2024年全年的落地项目预计将超过1.5G瓦时，增速较快。
发言人 问：东南亚地区的菲律宾、印尼、马来西亚等国家储能市场前景如何？
发言人 答：根据各国规划，东南亚市场到2023年的大储需求约为6.5G瓦时，其中菲律宾拥有较大需
求（约6G瓦时），预计未来几年内可在这些国家实现大规模部署。
发言人 问：中东和北非地区的储能市场现状和发展趋势如何？
发言人 答：中东和北非地区在近两年内的阶段性储能建设需求较为旺盛，预计总规模约为15G瓦时，尽
管当前以户用储能为主，但由于国家电力部门投入大量资金用于输配电网络建设，包含储能在内的灵活
性资源将得到更多关注和支持。
发言人 问：为何欧洲新兴市场（如德国、意大利）的储能行业发展迅速？
发言人 答：欧洲新兴市场在相关政策、法规和资金支持方面的进步促进了储能行业的快速发展。例
如，欧洲电改草案明确提出支持灵活性资源，通过消除储能的双重身份征税障碍、鼓励储能参与电力市
场交易等方式，为储能发展创造了良好环境。此外，各国还制定了相应的具体实施方案，如德国能源工
业法案、能源融资法案等，进一步降低了储能项目的投资门槛，并提高了储能系统的电网支撑价值，从
而带动了该地区的表前储能市场的快速增长。
发言人 问：上半年哪些省份成为风光大基地送出项目的重要售电端？
发言人 答：上半年江苏、浙江、山东和广西成为了风光大基地送出项目的主要售电端。其中，广西作
为西电东送的关键节点，而电网配件沿线（如特高压线路）的第三批风光大几率项目的储能时间要求
为4小时。
发言人 问：当前项目兑现度如何？下半年预计会发生什么变化？
发言人 答：根据估算，截至十四五末期，整个项目的兑现度大约在80%，且这一数字可能在下半年继续
提升。由于今年上半年新增装机的前五个省份中，江苏和浙江出现了抢装现象，即提前超额完成了之前
设定的目标。因此，预计全年实际新增装机量有望超过80个G瓦时，达到90个G瓦时的可能性较大。
发言人 问：对于明年国内储能市场的增速预期是多少？
发言人 答：虽然基于今年乐观的增速判断，今年国内增速约为180%，但明年可能更为保守，预测增速
在130到140之间。这主要基于对中国十四五末期目标完成度的关注，以及各大央企能源集团内部十四
五规划还未全面完成的事实。
发言人 问：如何看待中国和其他国家/地区在2024年及以后几年的储能市场增速情况？
发言人 答：在中国以外的市场中，预计增速将会非常高，特别是新兴市场（如欧洲、拉丁美洲
等），增长速度将至少翻倍。而对于中国，尽管存在一定的预测差异，但普遍预计增速将达到两位数以
上，甚至超过全球平均水平。
发言人 问：对于户储方面，东南亚市场的现状和发展前景如何？
发言人 答：在东南亚，尤其是菲律宾和印尼，未来两年内户储需求预计将翻倍增长，主要受到地区电
网较弱和集中式储能需求增加的影响。菲律宾和印尼将成为户储部署的重点区域，整体装机容量预计达
到约6吉瓦。同时，由于电网分散且互联程度较低，离网应用场景和光伏+储能组合项目有望快速发
展。
发言人 问：现在电芯厂商和逆变器厂商想要从各自的专业领域扩展到集成领域，哪种路线可能会更领
先一些？
发言人 答：我个人认为，在当前发展阶段，电芯厂商转型做集成具有成本优势。由于电芯制造企业在
投资金额、制造工艺和质量控制一致性等方面拥有技术门槛，它们能在相同条件下以更低的成本生产高
质量的电信产品。相比之下，逆变器厂商虽然在电气环节有核心技术壁垒，但从长远来看，其成本优势
不如电芯厂商明显。
发言人 问：在考虑成本以外的因素下，电芯厂商是否在储能整机集成的技术上明显优于其他集成商？
发言人 答：目前尚不能确定谁能真正做到绝对的技术领先，因为储能涉及多个元器件的复杂组合，对
于不同应用场景的定制化需求，拥有较高零部件自制率的厂商（如自建电芯厂）更能提供可靠且易实现
降本增效的解决方案。电芯成本在储能中占据重要地位，自建电芯厂在这方面拥有明显优势。
发言人 问：在不考虑补贴的前提下，除了美国市场外，哪些国家或地区的储能市场化回报率相对较
高？
发言人 答：欧洲市场中的英国和德国被认为是储能市场化较为成熟的国家，尤其是德国通过签订长期
合同保证固定电价差并提供稳定的容量拍卖市场合约，使大部分项目能够在无政府补贴的情况下实现市
场化运营。而美国除政府补贴外，通过赋予储能系统独立身份获得更多辅助服务收入，如德州地区就有
多种辅助服务市场机制可供参与。
发言人 问：中东北非地区的新能源市场现状如何？
发言人 答：中东北非地区的新能源市场当前存在较大差异。沙特、阿曼、卡塔尔等国家新能源发电占
比较低，而约旦、摩洛哥、埃及等地则在10%至40%之间。尽管市场较为成熟，储能项目受到政府大规模
补贴支持，但其市场化程度不高，大部分由国有企业运营，并且储能回报率存在一定问题。
发言人 问：东南亚地区对于储能发展的态度及商业模式有哪些特点？
发言人 答：相比中东北非地区，东南亚如菲律宾和新加坡等拥有明确的政策导向和支持。不过，在电
力市场不够成熟、对储能价值认识不全面的背景下（如欧洲），储能项目实现商业化仍有挑战。目
前，在电力需求灵活调节资源稀缺的欧洲，储能项目有望在未来数年内逐渐回本并发挥更大价值。
发言人 问：在商业模式方面，电池、PCS以及与电网相关的环节哪一个更为关键？
发言人 答：从储能系统的角度来看，电池厂通常集中于直流侧，而PCS厂则是相对于电池厂具备相对竞
争优势。但在全球储能市场的发展中，特别是在海外市场，除了价格竞争之外，更为看重整个储能系统
的全生命周期内效率、品牌和项目积累等因素，而非技术单一维度的竞争。