国内及海外储能装机需求如何？

国内 24年 1-9月国内储能装机量达42.06GWh，我们预计 Q4仍有大规模并网。

1.中国：多因素驱动大储需求高增

招中标需求旺盛，中标价格继续向下空间不大

储能中标量高增，系统中标价继续向下空间不大。根据储能与电力市场统计，2024 年 1-9 月储能项目中标 42.04GW/109.75GWh，同比+70.5%/+73.6%，高中标量支撑储能潜在需 求。从价格端来看，2024 年 9 月，2 小时储能系统平均报价 0.58 元/Wh，2 小时 EPC 平均 报价 1.06 元/Wh，储能系统与 EPC 投标报价自年初持续下降，主要受碳酸锂价格影响。从 除电池包外的储能系统价格来看，价格已下降至 0.05 元/Wh，我们认为储能系统价格继续 向下空间不大。

PCS 环节价格相对稳定。根据 SMM 储能， 11 月 20 日集中式 PCS（1725kW）、组串式 PCS（215kW）价格分别达 0.07、0.10 元/W，相较 7 月 1 日 0.09、0.12 元/W 的报价而言 稳中有降。我们认为头部逆变器企业可凭借产品迭代及成本控制或能够继续维持稳定的毛 利率水平，而尾部逆变器企业盈利压力较大。

多地提出储能装机目标，项目规模庞大

多地陆续提出储能装机目标，贡献国内储能需求的基本盘。据纬景储能，截至 24 年 7 月已 有 25 个省/市/自治区发布了 2025 年储能装机目标，合计规模超 88.8GW。我们认为政府储 能装机目标将有效引领储能需求增长。此外，黑龙江、上海、海南、重庆、西藏、新疆等 6 省市暂未在政策中提出 2025 年新型储能装机目标数字，但这些地区政府对新型储能同样给 予了很强的支持力度。

工商储：备案规模高增，后续装机需求有支撑

24 年 1-9 月的工商储备案规模已达 30.9GWh，高备案量有望支撑未来装机规模。工商储 仍处于快速起步放量阶段，从前瞻指标备案量上看，根据储能电力说，我国工商储 24 年 1-9 月累计备案规模达 16.24GW/30.9GWh，其中浙江备案规模达 2.15GW/4.94GWh，江苏备 案规模达 5.97GW/12.18GWh，广东备案规模达 1.18GW/2.60GWh。各地工商储备案规模 强劲，有望强力支撑工商储装机需求。根据 EESA，2024 和 2025 年国内工商储装机规模 将分别达 4.8GW/9.5GWh、6.15GW/14.3GWh，容量口径同比增速分别达到 99.2%/50.5%。 根据当前备案量来看，我们认为后续装机规模存在超预期的可能。

预计 24/25 年新型储能装机规模有望达到 83.9/113.7GWh

我们预计 24/25 年国内装机规模有望达 83.9/113.7GWh，同比增速达 80.0%/35.5%。24 年初至今储能装机持续快增，光储产业链价格已经大幅下降，光伏配储项目的经济性与需 求随之显著提升。配储要求更高的市场化项目不断涌现，多地风光竞配亦将储能配置情况 纳入重要考核标准，配储规模有望随风光配储系数进一步提升。我们维持 24 年国内储能市 场装机规模的预测，预计规模达 73.3~94.7GWh，同比增速达到 57.2%~103.2%，中性预 计规模可达 83.9GWh，同比+80.0%（前期已发布于《储能行业更新：新兴市场需求起量》 240813）。在此之上，我们新增对 25 年国内储能装机的预测，中性假设 25 年集中式光伏+ 风电建设规模达 241.8GW，配储系数 14.79%，配储时长 2.8h，工商储装机规模 13.5GWh， 计算预测 25 年国内储能装机可达 113.7GWh，同比+35.5%。

乐观场景预测：我们在维持 24 年乐观场景 36.9GW/94.7GWh 的装机预测的基础上，假设 25 年集中式光伏装机规模为 165.6GW，YOY+15.0%，风电装机规模 95GW，YOY+11.8%， 配储系数达 16.75%，配储时长达 2.9h，工商储装机规模为 15GWh, YOY+50.0%，我们乐 观预计 25 年国内储能装机规模可达 51.2GW/141.6GWh，同比+38.8%/49.6%。 悲观场景预测：我们在维持 24 年悲观场景 30.5GW/73.3GWh 的装机预测的基础上，假设 25 年集中式光伏装机规模为 132.3GW，YOY+5%，风电装机规模 85GW，YOY+13.3%， 配储系数达 13.19%，配储时长达 2.7h，工商储装机规模为 12GWh, YOY+50.0%，我们悲 观预计 25 年国内储能装机规模可达 34.7GW/89.4GWh，同比+13.8%/22.0%。

2.欧洲：户储需求阶段性回调，大储有望起量

户储：电价下降+去库影响出货，行业需求承压

24 年电价下降影响终端 IRR 和需求。欧洲居民电价随天然气价格下降，户储终端 IRR 和需 求受到影响。我们以市场上最典型的 5kW 光伏+10kWh 储能系统产品为例，假设居民年用 电量 8000kWh，通过折算有光无储与有光有储两种情况下的支出情况，测算得到当欧洲地 区终端电价在 0.4EUR/kWh 时，与有光无储相比，有光有储更具经济性（回本年数约为 8 年）。而 2024 年 10 月德国、意大利、英国终端电价分别为 0.3915/0.3136/0.3592 欧元/kWh。

欧洲仍陆续有储能支持政策出台。各国推出的政策包括流程简化、税务减免、政府补贴、 利率优惠等，政策的推出仍将刺激部分需求。意大利 24 年开始停止光伏上网电价补贴，鼓 励居民自行消纳和安装储能；奥地利在 2024 年起，对所有 35kW 以下的户用光伏系统免收 增值税（20%），政策有效期 2 年；乌克兰对能源设备实施免税政策，并对光储设备购买的 个人提供零利率贷款。

我们预计随着去库完成+利率下降，25 年欧洲户储需求将恢复稳定增长。根据 SPE 预测， 24 年欧洲户储装机量将达 8.7GWh，同比-27.2%，考虑到 24 年还在去库，我们预计系统 发货量将低于终端装机量。考虑到欧洲处于降息周期，今年以来已连续降息三次，欧元区 基准利率已从年初的 4.5%降至 3.5%，部分国家陆续出台税收减免、政府补贴等政策刺激 需求，我们预计 25 年欧洲户储将恢复稳定增长。 逆变器在 23-24 年的去库过程中降价，但是目前已经基本走稳，企业盈利能力稳定。据海 关总署，23 年以来逆变器均价下降趋势，但是从 8 月份开始，价格已经逐步企稳。例如， 24Q3 欧洲敞口较大的企业如锦浪科技/昱能科技净利率为 17.53%/11.08%，环比 +0.58/+1.47pct，我们认为在价格走稳的情形下，企业能通过降本增效实现盈利稳定。

大储：能源转型加速，催生大储配套需求

可再生能源发展目标提升，降低能源对外依存度的诉求强，。2022 年 5 月，欧盟发布了 REPowerEU 计划，将 2030 年可再生能源的占比目标从 40%提高到 45%，2023 年，欧洲 议会通过了可再生能源指令 REDⅢ，提出在 2030 年将可再生能源的占比在欧盟终端能源 消费中提高到 42.5%（成员国目标为 45%）。根据 Ember 统计，清洁能源发电占比从 2010 年的 45.6%增长至 2023 年的 58.6%，且 23 年以来呈现加速上升的趋势。欧洲能源对外依 存度高，根据 Eurostat 统计，2022 年欧洲 27 国能源对外依存度高达 62.5%。大力发展可 再生能源，降低能源对外依存度是行之有效的战略。

可再生能源占比提升，并网瓶颈催生大储需求。根据 IEA 统计，可再生能源占比较高的丹 麦/爱尔兰/德国/西班牙/英国，其新能源接入对电力系统影响程度均在第四阶段（可再生能 源在某些时期满足几乎所有需求）及以上，可再生能源在某些时期满足几乎所有需求，甚 至产生大量的盈余。欧洲各国的并网容量已出现紧缺现象。随着各国可再生能源占比的进 一步提升，电力的间歇性和不稳定性增强，对灵活性资源的配置需求增加。

24年欧洲大储装机量或将超户储。根据SPE的预测，2024年欧洲大储装机量将达11GWh， 同比+205%，24 年大储装机占比达 49%，超越户储 39%的装机占比，SPE 预测到 2028 年大储装机将达 35.9GWh。欧洲储能市场将逐步从以户储为主导转向以大储为主导，我们 认为需要持续跟踪后续储能装机结构的转变。根据 EASE 预测，24 年大储装机将以英国与 意大利为主，而到了 2030 年，欧洲其他各国装机开始放量，欧洲累计装机规模预计可达 71GW/172GWh。欧洲大储有市场化的盈利模式，系统集成价格或接近美国市场，将为在 欧洲市场有渠道和产品布局的中国龙头企业贡献增量。

3.美国：进入降息周期，前期延期需求释放

美国 24 年 1-9 月储能装机同比增长，降息落地后需求有望加速释放。根据 EIA 统计，24 年 1-9 月美国储能新增装机规模 6.82GW/19.46GWh，同比+59%/+52%。美国储能装机经 过 1-2 月的淡季后，自 3 月以来数据表现强劲，美国 9 月降息 50bp，11 月继续降息 25bp， 前期因利率高位的观望需求有望释放。我们维持 24~25 年美国表前储能市场装机量 35.43/52.02GWh 的预测，同比+78.0%/46.8%。

计划装机量及在建项目占比均增长，有力推动今年装机。从 EIA 建设时间安排上看，计划 在 24 年投运的功率规模高达 10.84GW。我们根据 EIA 数据对不同阶段的项目进行了分类 统计，截止 24 年 9 月末，储能计划装机规模达 41.70GW，其中在建规模达 12.0GW，占 比 28.67%，建设完成未投运规模达 2.05GW，占比 4.92%。计划储能装机量的提升叠加在 建项目占比提升，储能装机有望在今年快速释放。

若加征关税政策落地，我们认为 25 年会出现抢装现象。根据美国对华 301 关税法案，美国 自 2024 年 9 月 27 日起执行对中国开展的 301 关税政策，上调中国储能电池及系统关税， 从原来的 7.5%提升至 25%，2026 年开始执行。我们认为特朗普上台后，不排除将加征关 税提前落地的可能，或将会带来美国 2024 及 2025 年储能电池和系统的抢装。 即便加征 25%的关税，中国储能系统仍具有成本优势。我们对使用美国、中国、东南亚制 造的电池包的储能系统成本进行了对比，在考虑了美国本土生产的额外 10% ITC 补贴（在 30%的 ITC 税收抵免之上，提供额外 10%的国内含量奖励）以及 45X 制造业生产抵免（对 美国生产的电芯和模块提供高达 45 美元/kWh 的税收抵免）的情况下，美国电池的储能系 统成本仍高于中国制造的储能系统成本。

IRA 补贴调整需要时间，我们预计 25 年落地概率不大，但是后续仍需跟踪补贴变化对 IRR 的影响。IRA 针对户储和符合条件（1MWac 以下或 1MWac 以上但满足附加条款）的非户 储，基础抵免比例为 30%，退坡时间点定在 2032 年或美国达成温室气体目标（年度温室 气体排放≤2022 年的 25%）达成后一年取较晚者，退坡时间共 3 年。IRA 补贴规则调整需 要系统的程序和时间，我们预计 25 年落地可能性不大。但是，由于补贴影响储能项目经济 性，我们测算若 IRA 完全取消，大储 ITC 补贴将从 30%下调至 0%，户储 ITC 补贴将从 30% 下调至 26%，则大储项目（以 CAISO 独立储能为例）的 IRR 将从 23.88%下滑到 15.45%， 户储影响相对小，后续仍需跟踪政策最新变化。

我们维持 24/25 年美国大储装机 35.4/52.0GWh 的预测。中长期来看，考虑到美国新能源 占比提升与老旧电网的矛盾激化，储能拥有多元化的盈利模式，同时政策再度为市场注入 强心剂，中长期美国大储市场需求强劲；短期来看，高利率、并网政策、原材料价格走势 等影响均有边际改善，我们认为 24-25 年美国表前储能市场将有较明显的增长，预计装机 量分别可达 35.43/52.02GWh ，同比+78.0%/46.8%。（前期已发布于《美国大储有望转强， 国内企业加速出海》240223）