国内外储能装机规模空间如何？

表前储能占据美国储能市场主要份额，短期受多因素影响，长期不改高景气态 势 。

一、中国：新能源消纳贯穿主线，三轮预期差引领储能装机持续超预期

1. 大储：光储平价+新能源消纳率放开+电改提速，储能装机规模持续高增。三轮超预期引领储能装机规模持续高增。2022年以来新能源高速发展带动全球 及中国新型储能新增装机规模持续超预期，根据国家能源局数据，2024年三季度末 中国新型储能累计装机规模达58.5GW/128.0GWh，2024年前三季度新增装机规模 27.1GW/61.1GWh。我们认为，2023年以来三轮超预期带动新型储能装机规模持续 高增，①2023年原材料价格大幅降价，硅料降价刺激前期地面电站加快并网（新能 源基数大增）、碳酸锂降价带动配储成本大幅下降（竞争性配置下配储比例大幅提 升），光储阶段性平价释放超预期需求。②2024年新能源消纳率逐步放开支撑光伏 装机保持高基数，带动配储需求提升，预计2024年国内新型储能并网规模将超 80GWh，同比+60%。③电改推动国内大储盈利能力改善，现货市场套利、容量补 偿与容量租赁模式完善后储能逐步从成本导向向盈利导向转变，预计2025年电改提 速带动储能持续超预期。

量增价稳，板块盈利有望触底企稳。根据我们对储能头条与北极星储能网中标 数据统计，2024年前三季度新型储能累计招标34.9GW/83.3GWh，同比+7.6%/5.9%； 累计中标31.2GW/73.6GWh，同比+32.0%/40.1%；9月储能系统与EPC中标价均价 分别为0.52/1.05元/Wh，中标价格持续下探。近日，中关村储能产业技术联盟组织行 业头部企业召开“反内卷”闭门研讨会，探讨出台避免低价中标的行业自律公约、 促进行业高质量发展，预计盈利有望止跌企稳。

电改赋予独立储能合理商业模式，利用率高于新能源配储且向好态势已现。根 据中电联发布的《电化学储能电站行业统计数据简报（2024年三季度）》，2024Q3 电化学储能利用率明显提升，日均运行小时数：由2023年均的3.12h提升至2024Q3 平均的4.28h，同比+37%（以下数据均为2023年年均与2024年Q3平均值对比）；平 均利用率指数（统计期间利用小时数与电站设计充放电小时数比值，100%代表满足 电站设计）：由27%提升至37%，同比+10pct，火电配储与工商储分别为2.42、0.92， 利用率较高；日均等效充放电次数（统计期间实际充放电量与2倍额定能量比值）： 由0.44提升至0.55，同比25%，全年等效利用次数由160次提升至200次；平均转换 效率（放电量与充电量比例）：由86.8%提升至88%。

2. 工商储：多地下调光伏大发时段分时电价，工商储盈利性增强刺激需求。中国：2024年多省市拉大电网代理购电峰谷价差，显示出调峰压力向终端中小 工商业客户传导。山东、河北等新能源发展较快省份已明显下调午间电网代理购电 电价，另有上海等地上调傍晚高峰电价，峰谷价差明显拉阔。终端中小工商业用户 面对日益加大的峰谷价差，或承担更高电费，或改变用电行为进行需求侧响应，或 配储进行峰谷套利，无论哪种方式皆显示出调峰压力在向用户侧传导。

多地下调光伏大发时段分时电价，工商储盈利性增强刺激需求。2021年7月国家 发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出通过电价机制引导 用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。此后各地峰谷价差持续拉大， 三北地区及山东、浙江等新能源装机规模较大省份区域均将正午时段电价由平段下 调至低谷甚至深谷电价，工商储发展的电价基础已然具备。

二、美国： IRA 法案力度空前，储能景气需求延续

1. 大储：电网升级与并网规则优化，有望支撑大储发展提速。表前储能占据美国储能市场主要份额，短期受多因素影响，长期不改高景气态 势 。 根 据Wood Mackenzie 数据， 2024 年 前 三季 度 美 国 储 能 市 场 新增 装 机 8.1GW/23.9GWh，增长77.5%/75.2%，其中公用事业储能（表前储能）、工商业、 户储容量分别为22.1/0.2/1.6GWh，表前储能占据美国最大储能市场，预计24Q4持 续保持高增。2023年受制于并网审批项目积压、并网审批进度放缓、贷款利率高企 及补贴政策变动等众多因素影响，部分公用事业储能项目延迟并网导致美国储能装 机存在一定季节波动，2024年随着上述问题的逐步缓解叠加新能源装机规模的持续 扩大+成熟商业模式，储能发展高景气持续。

IRA法案力度空前，ITC税收抵免政策延续，确定未来数年高景气周期。ITC自 05年出台以来不断为可再生能源安装主体提供税收抵免优惠，在2008年、2015年、 2021年分别将该政策进行修改与延续，支撑美国新能源装机高速发展。IRA政策出台 前，在原有ITC政策下，户储存储电量需100%来自光伏发电才可获得26%的个人所 得税抵免额度，23年政策退出后户储将无法获得税收抵免。IRA政策取消了户储充电 来源的限制，大于3kWh的户储系统税收抵免额度由26%提升至30%（延长至2032 年），2033年退坡至26%，2034年退坡至22%；且首次提出大于3kWh的独立储能也可享受税收抵免优惠。 新版301关税将储能电池税率从7.5%提升至25%并于2026年初开始执行，预计 2025年或迎来一轮项目抢装。2024年5月，美国政府提高多项中国进口商品的301关 税，其中储能电池税率预计将从7.5%升至25%，并在2026年实施。相较电动汽车电 池，储能电池存在两年的豁免期。我们认为，美国关税本质仍在扶持本土制造，考虑 到美国本土产能成本仍较高，短期叠加关税国内企业仍有价格优势，预计在关税征 收前有望迎来一轮抢装周期。

技术性+经济性双重驱动，电网升级+并网审批法案改革强刺激，美国大储发展 有望提速。复盘美国储能的发展，2022年受供应链紧张影响，美国储能新增装机有 所放缓，但新能源装机规模的高增长、极端天气对电力系统稳定性的较大冲击以及 IRA法案对ITC补贴政策的延续使得美国储能景气需求延续。2024年在供应链压力大 幅缓解的背景下，美国储能装机预计仍保持高速增长，但仍受包括贷款利率、审批 效率、电网承载力等因素钳制。综合影响美国储能发展的各项因素，我们认为，美 国储能的规模与进程主要受技术性、经济性、外部性三个维度影响。技术性决定美 国储能的配储形式、配储比例与配储时长，不同消纳压力对应储能差异化需求；经 济性决定配储意愿，包括储能收益模式、ITC补贴、项目贷款利率等；外部因素包括 电网容量制约、审批效率等因素，综合决定美国储能发展规模与发展速度，预计2025 年各项因素均有向好发展态势。

月度并网规模大幅提升，体现美国大储并网因素已有逐步缓和。通过统计EIA每 月披露的在运发电机组数据，尽管上半年通常为美国储能建设淡季，2024年1-10月 美国储能累计并网7.5GW，同比大幅提升64.1%，反应美储实际需求高景气。

2. 工商储：储净计费政策即将执行，未来工商储需求规模化增长。美国：工商储净计费政策预计2026年开始执行，2027年工商储需求或有规模化 增长。美国市场工商储规模较小，主要系：①天然气机组容量充沛导致调峰空间充 沛，峰谷价差在非极端情况下较小，在美国高建设成本下不具备经济性。②工商业 光伏主要集中于加州区域，而加州对于工商业光伏上网电价仍采用净计费模式，配 置工商储动力不足，预计2026年加州对工商业光伏执行“净计费”电价后，工商储 需求有望逐步释放。③美国工商业电价低于居民电价，发展工商储动力低于户储。 根据Wood Mackenzie统计，2023年美国工商储新增装机120MW，同比+1.7%。2024 年前三季度，美国工商储新增装机80MW，同比基本持平，Q1/Q2/Q3分别为 19/29/29MW。我们认为，美联储降息+系统成本下降+NEM 3.0及相应储能激励计划 的推出，美国工商储市场有望重回高增。

3. 户储：24年过渡期结束+加息周期结束，户储边际向好。美国受高利率与NEM 3.0（“净计量”转“净计费”）过渡导致分布式光伏需 求下滑影响23年需求疲软，24年过渡期结束+加息周期结束背景下迎来好转。根据 Wood Mackenzie数据，24Q1-3美国户储新增分别为0.52/0.42/0.65GWh，同比 +32.8%/+11.0%/+57.7%，主要系高利率与上网电价从“净计量”向“净计费” （NEM 3.0）过渡影响户用光伏需求，后续随户用光伏全面向“净计费”过渡，户用 光伏配储需求有望持续回升。

NEM 3.0过渡+降息有望释放需求空间。加州NEM 3.0实施以来余电上网经济 性大幅下滑，光伏配储意愿提升明显。2023年4月，加州开始执行NEM 3.0政策将 户用光伏余电上网电价从接近于居民购电电价下调为批发电价。根据CALSSA估 计，NEM 3.0政策将使上网电价平均降低75%左右，由30美分/kWh降低至8美分 /kWh，光伏系统投资回收期将延长至9年。IRA法案力度空前，联邦ITC税收抵免政 策延续有望支撑未来数年高景气周期。

三、欧洲：负电价频发+光伏上网电价下滑，储能需求有望提升

1. 大储：电改方案落地+负电价冲击，各国大储发展有望加快。英国大储发展处于欧盟前列。根据国际能源署（IEA）对欧洲各国电网负荷曲线 与可再生能源发电等因素的评估，目前丹麦、德国、爱尔兰、西班牙、英国、意大利 等欧洲国家可再生能源发电占比已达到15%以上，但由于各国电网结构及灵活性资 源不同，可再生能源对电力系统影响不尽相同，其中英国受益于健全的电力市场机 制，大储建设远超欧洲其他各国。 欧盟电改落地有望从制度层面保障储能发展，负电价频发激发大型电站配储意 愿，大储发展有望提速。2023年3月14日欧盟委员会发布电力市场改革草案，7月19 日欧洲议会正式投票通过电力市场设计改革方案。方案鼓励电网引入更多非化石燃 料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投 资回报，从顶层架构层面强调新型储能在构建可靠的能源系统中的重要作用，有望 从制度层面保障大储发展。同期，欧洲多国负电价事件频发，2023年7月4日德国与 荷兰部分时段的电力价格甚至跌至-500欧元/兆瓦时，新能源装机较高国家如法国、 英国等均出现多次负电价，大型地面电站项目配储意愿明显提升。

2. 工商储：负电价频发+光伏上网电价下滑，经济性增强支持工商储发展。欧洲工商储规模不足以参与辅助服务市场导致早期经济性不足，近期部分欧洲 国家负电价频发+光伏上网电价下滑刺激经济性。目前欧盟电化学储能收益主要来自 于辅助服务市场（英国占比约75%），而欧盟允许电化学储能参与辅助服务的最低 容量为1MW，工商储规模较小导致其难以通过辅助服务市场获利，经济性大打折扣。 近期随着德国等部分欧洲国家负电价现象频发，光伏上网电价持续下滑，峰谷价差 套利空间逐步增大，部分地区工商储通过峰谷价差套利已具备经济性。此外欧盟电 改亦有讨论降低电化学储能参与辅助服务市场的规模限制，进一步增强工商储经济 性，支撑欧洲未来工商储发展。

3. 户储：分布式光伏上网电价下滑+户储降价拓宽受众，整体需求有望逐步复苏。欧洲户储需求受电价与补贴政策退坡影响有所下滑，分布式光伏上网电价下滑 +户储降价拓宽受众群体，整体需求有望逐步复苏。根据ISEA数据，2024年德国户 储新增4.5GWh，同比-13.4%，分季度看，2024Q1-Q4德国户储新增分别为 1.2/1.3/1.2/0.9GWh，电价下跌与部分补贴退坡导致2024年季度装机同比均有所下 滑。综合来看德国仍然为欧洲规模最大的主要市场，2024年推出光伏一揽子计划 （Solarpaket I），户储及阳台光储需求仍有望保持增长。意大利24Q1-2户储新增 1.0/0.9GWh，政策补贴力度较大，2023年以来补贴政策退坡导致装机出现下滑。考 虑到24年欧洲各国分布式光伏上网电价下滑+户储降价拓宽受众群体，预计整体需 求有望逐步恢复。

德国：新能源长期目标坚定，户储支持政策持续利好。根据德国户储支撑政策 主要包括：①免税退税政策，2022年底政府批准《年度税收法案》，从2023年起为 满足条件的屋顶光伏并网收入免除个人所得税（户用光伏系统<30kW免除所得税 （14-45%）；多户连体混合用途物业<15kW的光伏系统免收所得税）与购置相应光 储产品的增值税（19%）；②光伏上网电价政策，2022年7月德国联邦议院对《可再 生能源法》（EEG 2023）进行修订，对光伏上网电价予以补贴；③电价政策，减免 3.72欧分/kWh的绿色能源附加费（EEG附加费）；④部分州容量补贴政策，如柏林 为光伏配置储能补贴300欧元/kWh；⑤融资支持政策，（a）德国复兴信贷银行提供2.3%的低息贷款，（b）时隔3年启动新一轮光储充一体化补贴。⑥光伏一揽子计划 （Solarpaket I），包括将阳台光伏免审批额度提升至800W、鼓励分布式光伏发展、 简化并网流程等，预计德国户用光储需求稳居欧洲第一。

意大利：政策走向影响需求，未来补贴减弱需求增速放缓。2018年意大利政 府针对户储系统发布50%个税扣除优惠。2020年政府为提振疫后经济复苏推出 Superbonus计划，将户用光储系统个税抵扣额度从50%提高至110%，此后在 2021、2022年分别进行延长，预计2023、2024、2025年分别下滑至90%、70%、 65%。2023年政府根据具体情况有条件地延期110%补贴，受此影响户储需求有所 波动。2023年2月意大利政府宣布因财政赤字压力，补贴削减至90%且仅分4年抵 免（2022年政策为10年抵免），同时因存在骗补行为取消转移信贷与发票抵扣， 抵扣方式进一步收紧。政策趋严下意大利户储需求在23Q2出现环比下滑。