2025年电力设备行业投资策略报告：大储增势明确，户储多点并进

1 行情业绩回顾：指数整体表现较弱，龙头业绩稳健

1.1 行情回顾：整体表现较弱，下半年边际修复

2024年储能指数整体表现较弱。自年初以来（截至2024年12月27日），中信储能指数 （CI005477）整体下跌8.05%至1316.25点，沪深300指数上涨17.56%至3981.03点，储 能板块整体表现弱较弱，跑输大盘25.61pct。从涨跌趋势上来看，储能指数自2022年 下半年以来进入下行周期，持续调整；2024年下半年开始，储能指数逐步企稳，呈现 边际修复趋势。

上半年持续调整，下半年逐步回稳。分季度来看，储能指数上半年表现较弱，其中， 一季度下跌10.82%，二季度大幅下跌25.78%，主要系受欧洲户储去库不及预期、国内 市场竞争加剧影响，板块持续处于调整阶段。2024年下半年以来，在国内大储表现稳 健、新兴国家户储需求高增的催化下，储能指数逐步走稳，呈现震荡趋势，三季度储 能指数整体上涨13.36%，四季度（截至2024年12月27日）整体回调7.15%，下半年涨 跌幅与沪深300指数涨跌幅接近。

估值波动幅度较大，下半年有所修复。从估值情况来看，2024年以来，储能行业估 值整体波动幅度较大，上半年行业PE(TTM)持续低位震荡，2月份下探至19倍底部， 并长期维持在35倍左右；下半年以来，行业估值明显修复，PE(TTM)从7月份的30倍 左右上升至12月份的80-90倍区间。截至2024年12月27日，中信储能行业指数 PE(TTM)为88.29倍，而2022年至今中信储能行业指数PE(TTM)均值为82.65倍，目前 储能行业估值接近于2022年至今的估值中枢水平。

1.2 业绩回顾：整体业绩承压，龙头表现优异

产业链方面，2024年Q1-Q3储能产业链整体业绩承压，盈利增速放缓。根据储能系统 构成关系，我们选取29家上市公司进行统计分析，分为电池、PCS、集成/EPC、温控 4个子板块。整体来看，2024年，全球新型储能装机规模保持高增长，新兴国家户储 需求提升，但受制于欧洲户储库存压力，户储产品出口下滑，叠加国内行业竞争加剧， 产品价格持续下行，储能产业链整体业绩承压，盈利增速放缓。2024年前三季度，储 能产业链整体实现营收4743.40亿元，同比下滑7.67%；实现归母净利润551.36亿元， 基本与2023年同期持平，增速明显放缓。 细分板块方面，电池、温控板块表现较好，集成/EPC板块整体下滑。2024年前三季度， 电池、温控板块分别实现营收3331.90、65.84亿元，同比-10.39%、+16.25%，分别实 现归母净利润399.47、5.48亿元，同比+10.20%、+10.65%；集成/EPC板块实现营收 502.31亿元，同比下滑10.73%，实现归母净利润25.62亿元，同比下滑32.99%。 个股方面，龙头表现优异，盈利稳健增长。电池板块，宁德时代龙头位置稳固，盈利 能力持续增强，2024年前三季度，宁德时代营收同比下降12.09%，而归母净利润同比 增长15.59%，毛利率提升6.27pct；PCS板块，阳光电源、德业股份、上能电气分别实 现归母净利润76.00、22.40、3.02亿元，分别同比增长5.21%、42.81%、44.82%，盈 利表现稳健；集成/EPC板块，南网科技实现营收、盈利高增长，2024年前三季度，营 收同比增长29.05%，归母净利润同比增长74.95%，毛利率提升4.32pct；温控板块， 英维克2024年前三季度，营收同比增长38.61%，归母净利润同比增长67.79%，增长势 头强劲。

2 市场回顾：全球储能市场高景气，中国企业竞争力增强

需求端，全球新型储能市场高景气，23年累计装机规模翻倍。储能是支撑新型电力系 统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、实现碳达峰碳中和具有重要意义。 近年来，能源转型相关政策持续加码，可再生能源装机爆发性增长，带动电网调峰调 频需求提升，全球储能装机量步入增长快车道。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA) 数据统计,截至2023年底,全球已投运电力储能项目累计装机规模289.2GW,同比增长 率达到21.92%。其中，新型储能累计装机规模达91.39GW,同比增长高达99.62%，与 2022年相比接近翻倍，累计装机规模占比提升至31.6%，较2022年增长12.3pct。

中美欧是增长主要支撑力，表前储能占比较高。2023年，全球新型储能新增装机规模 为45.61GW，同比增长121.54%，连续3年同比增长率超100%。从地区分布来看，中国、 欧洲、美国引领全球储能市场发展。2023年，中欧美三个地区在全球新增投运新型储 能装机规模占比分别为47%、22%、19%，合计占比高达88%，较2022年提升2pct，是市 场主要增量。 从应用领域来看，电源侧、电网侧、用户侧的新增装机规模占比分别为28%、48%和24%， 源网侧新增装机占比达到76%。中国和美国是表前应用领域（电网侧+电源侧）增长的主要支撑力，2023年中国表前新增装机规模为22GW，美国表前储能新增装机规模为 7.9GW；欧洲是全球最大的户储市场，2023年新型储能新增装机规模超10GW，其中户 储功率装机规模占比高达67%。

供应端，中国企业竞争力强，多个企业市占率领先。中国企业在技术、成本方面具备 优势，在2023年全球电池储能系统集成商排名中，有多个中国企业上榜。从全球市场 来看，排名前五的全球电池储能系统集成商分别为特斯拉、阳光电源、中国中车、 Fluence、海博思创，中国企业占据3个席位。分地区来看，特斯拉、阳光电源以及 Fluence在北美地区保持领先，合计市占率达到72%，较2022年提升20pct；Nidec、特 斯拉、比亚迪则在欧洲地区市占率占比较高，合计市占率达到62%；中国中车、海博 思创、新源智储以及远景储能凭借中国市场的份额在亚洲太平洋地区名列前茅，市场 地位进一步巩固。

电芯方面，中国企业市占率快速提升。根据Info Link数据统计，2023年，全球储能 电芯出货量排名前十企业中，中国企业占八席。2024年前三季度，全球储能电芯出货 量排名前十企业中，中国企业增加至九席，且企业排名明显提升。其中，宁德时代龙 头地位稳固，凭借对特斯拉、Fluence订单，排名第一；亿纬锂能、比亚迪、海辰储 能、瑞浦兰钧分列2-5位，排名有所微调；中创新航排名上升较快，从2023年底的第 十名上升至第六名。

PCS方面，中国企业占据主要份额。根据起点研究院（SPIR）统计，2023年全球储能 PCS出货量约为84GW，同比增长110%。在竞争格局方面，随着头部企业积极扩产，新 兴企业入局，以及老牌光伏逆变器企业切入，行业竞争趋向激烈。目前，PCS竞争格 局较为分散，头部企业市占率差距较小。根据起点研究院（SPIR）统计，2023年全球 储能PCS出货排名前十的企业分别为Power Electronics、阳光电源、SMA、科华数能、 上能电气、盛弘股份、索英电气、南瑞继保、许继电气、汇川技术，合计市场份额超 过70%。在排名前十企业中，中国企业占据八席，合计市场份额近50%，是市场的重要 组成部分。

3 国内趋势：独立储能经济性提升，工商业储能有望发力

3.1 表前储能保持高增，招标数据表现亮眼

新型储能累计装机规模高增，2024年前三季度较2023年底增长约86%。随着新型电力 系统建设加速，近年我国储能装机规模保持高增长，连续实现历史性突破。2017年2023年，我国新型储能累计装机规模从0.39GW增长至31.39GW，6年CAGR为108%，行业 规模增长接近百倍。截至2024年9月底，我国储能累计装机规模达到58.52GW/128GWh， 较2023年底增长约86%。分地区来看，华东地区新型储能装机增长较快，今年新增新 型储能装机超过9GW，是储能装机规模的重要增量。从省份来看，江苏、浙江、新疆 装机快速增长，今年新增装机分别约5、3、3GW，成为电力系统稳定运行的重要组成 部分。

受益于独立储能电站、工商业储能项目快速推进，电网侧和用户侧装机占比明显提 升。从应用领域来看，2024年上半年，我国电源、电网、用户侧新增装机容量占比分 别为30%、62%、8%，其中电网侧储能装机规模占比较2023年提升6pct，用户侧储能装 机规模占比较2023年提升5pct，装机规模占比明显提升，主要系独立储能电站、工商 业储能项目高速增长影响。

政策端：利好政策密集出台，市场化进程加速。2024年是储能行业发展元年，关于储 能规模、技术、价格等方面的政策密集出台，全面推动储能行业发展。2024年3月， 储能行业首次被写入政府工作报告，明确“提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控 能力，发展新型储能”；2024年4月以来，国家先后发布了《电力市场运行基本规则》、 《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》、《2024—2025年节能降 碳行动方案》、《加快构建新型电力系统行动方案(2024—2027年)》等系列的政策，从 系统建设、市场机制两个方面大力推动储能行业的发展。其中，《电力市场运行基本 规则》明确新增储能企业作为新型经营主体，新增容量交易、辅助服务市场运行规则； 《节能降碳行动方案》提出深化新能源上网电价市场化改革，研究完善储能价格机制； 《新型电力系统行动方案》提出建设一批共享储能电站，探索应用一批新型储能技术； 《新型储能制造业高质量发展行动方案(征求意见稿)》提出到2027年，我国新型储能 制造业全链条国际竞争优势凸显，培育千亿元以上规模的生态主导型企业3-5家。

供给端：行业竞争加剧，项目价格持续下行。2023年以来，储能项目价格持续下行。 一方面，碳酸锂原材料价格下降，带动储能电芯价格下行。在供给过剩趋势下，2023 年以来，电池级碳酸锂价格持续下行，从2023年年初的50万元/吨高位下降至10万元 /吨上下。截至2024年12月2日，碳酸锂价格为7.88万元/吨，同比下降41.67%，处于 近年低位。另一方面，国内储能行业竞争加剧，价格战频发，导致储能投标报价屡创 新低。根据寻熵研究院、储能与电力市场数据统计，2024年11月2h储能系统报价区间 为0.495-0.881元/Wh,平均报价为0.62元/Wh；2h储能EPC报价区间为0.602-2.05元/Wh, 平均报价为1.132元/Wh，储能系统和EPC报价均处于近年低位。

招标端：招标规模保持高增，装机投运有支撑。2023年下半年开始，我国储能项目招 投标规模明显提升。2024年，我国储能项目的招投标延续了23年下半年热度，招标规 模显著高于去年同期，数据表现亮眼。根据寻熵研究院、储能与电力市场的数据统计， 2024年1-11月，全国储能市场共计完成了817项储能招投标，涉及储能系统、EPC(含 设备)和直流侧，总规模为53.11GW/139.43GWh，分别同比增长55.61%/52.75%，2024 年高增长招标数据有望对2025年装机投运规模形成有力支撑。

3.2 大储：盈利模式趋向多元，独立储能占比提升

储能电站常见盈利模式有四种，包括峰谷价差套利、容量租赁、容量补偿和辅助服务。 峰谷价差套利：峰谷价差套利是储能电站最常见的盈利模式之一。由于电力市场中不 同时段的电价存在差异，储能电站可以在电价低谷时充电储存电能，在电价高峰时放 电释放电能，从而赚取峰谷电价差。 容量租赁：容量租赁是储能电站向用户提供储能服务的一种模式。用户可以根据自身 需求向储能电站租赁储能容量，并按照使用时间支付租金。这种模式适用于那些需要 临时增加储能容量的用户，如风光配储、突发事件等。通过容量租赁，储能电站可以 为用户提供灵活的储能服务，同时实现盈利。 容量补偿：电网侧独立储能电站容量电价机制，由政府或特定机构根据公允评估结果， 直接制定容量补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补偿费用以帮助其回收固定 成本，补偿费用一般由电力用户分摊。 辅助服务：储能电站还可以为电网提供多种辅助服务，如调频、调峰、无功补偿等， 从而获得相应的服务费用。这些辅助服务能够提高电网的稳定性和可靠性，为储能电 站带来额外的收益。

各省份地区政策存在差异，独立储能电站盈利模式趋向多元。随着各地政策持续落 地，我国独立储能电站盈利模式逐步完善，但由于各地区发展进度和政策细节有所差 异，独立储能电站盈利模式也有所不同。根据EESA储能领跑者联盟统计，目前，山东、 山西、内蒙古（蒙东、蒙西稍有差异）、广东等省份独立储能盈利模式更多样化，已 经形成以“容量租赁+现货市场+多品种辅助服务”的盈利模式，收益灵活性相对较高； 河南、宁夏现货市场暂未开放，盈利模式为“容量租赁+电能量交易/调峰辅助服务”， 且两地容量租赁市场化程度较高，已有多个项目中标，加之可观的调峰补偿，收益也 处在中等水平；河北（河北南网、冀北电网区域稍有差异）新能源装机占比较高，储 能装机持续发力，发展潜力较大，有望成为独立储能发展的新兴区域。

独立储能利用率提升，整体优于新能源配储。根据中电联数据统计，2024年上半年， 独立储能整体运行情况明显好于2023年同期水平，其日均运行小时由2.28h提升至 4.09h，日均利用小时由1.45h提升至2.95h，日均等效充放电次数由0.36次提升至0.73 次（相当于每1.4天可完成一次完整充放电），平均利用率指数由32%提升至59%。在日 均运行小时数、等效充放电次数方面，独立储能项目均提升明显，且整体优于新能源 配储项目，具备更高经济性。

独立储能电站装机占比提升，采招规模大幅增长。在新增装机规模占比上，根据中电 联数据统计，2024年三季度，独立储能电站装机占比达到67.82%，较2024年上半年以 及2023年明显增长。在项目采招上，2024年独立储能示范项目得到大力推动，也带动 了独立储能项目采招规模的大幅增长。2024年1-11月独立储能项目的设备采招规模达 到了75.08GWh，占比提升至49.9%，占全部采招规模的一半。

3.3 户储：备案规模高增，工商业储能有望发力

工商业储能收益主要来自于峰谷电价套利，储能系统成本下降提升项目经济性。目 前，国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间接带动工商业 储能发展。2021年发改委推出的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，在保持电 价总水平稳定的基础上，更好引导用电侧削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源 消纳，并要求各地科学划分峰谷时段、合理确定峰谷电价价差。根据CNESA中关村储 能产业技术联盟统计，2024年，全国32个典型省市的总体平均最大峰谷价差为0.68元 /kWh，同比有所下滑。虽然全国平均最大峰谷价差小幅下滑，储能系统成本下降使储 能项目经济性提升。若以0.6元/kWh作为度电盈亏平衡点，则全国总体平均最大峰谷 价差仍高于盈亏平衡点，而且2024年共有21个省市超过0.6元/kWh盈亏平衡点，数量 较2023年同期有所增加。

用户侧备案规模高增，工商业储能有望放量。 随着政策不断催化，峰谷价差拉大，叠 加储能投资成本下降，工商业储能进入快速发展阶段。2024年，我国用户侧储能备案 项目数量和规模持续上升。根据能源电力说统计，在2024年1-10月，全国合计完成用 户侧储能新建项目备案6935个，总规模达到18.63GW/35.99GWh。在备案节奏上，2024年下半年项目备案明显提速，在规模和数量上，均较上半年有明显提升。备案项目数 据是装机投运的前置指标，2024年用户侧储能备案项目规模高增长，有望对2025年工 商业储能装机量形成有力支撑。随着装机成本下降、电力市场改革等因素驱动项目经 济性增长，工商业储能未来有望发力。

4 海外趋势：欧美大储增势明确，新兴国家多点开花

4.1 美国：大储增势强劲，投运规模有望提速

表前储能增长强劲，前三季度装机规模超8GW。根据Wood Mackenzie数据统计，2024 年前三季度，美国新增装机规模达到8.35GW/24.96GWh,同比增长83.43/82.11%。其中， 第三季度，美国储能新增装机达到3.81GW/9.91GWh，安装量创年内新高，新增装机功 率规模和能量规模相较于2023年三季度，分别增长80%、58%，增速明显。

从应用场景来看，美国大储是主要增量。2024年前三季度，美国电网级储能装机规模 占比达到89.17%，新增规模大幅超越去年同期；户用储能新增装机规模再创新高，达 到827MW；工商业储能则表现平平，新增规模较去年同期有所下降。具体来看，2024 年前三季度，美国电网级储能装机规模达到7444MW/23,119MWh，功率规模同比增长 89.03%；户用储能装机规模达到827MW/1620MWh，功率规模同比增长56.93%;工商业储 能表现平平，新增装机77MW/219MWh，装机规模同比下降10.47%。

IRA法案及FERC新规相继落地，储能并网流程简化。2021年以来，美国相继通过《基 础设施投资和就业法案》、《通胀削减法案》(IRA法案)等法案，对新能源项目进行巨 额补贴。同时,2023年7月28日，美国联邦能源管理委员会(FERC)发布可再生能源并网 流程和协议相关的改革政策，简化了美国可再生能源并网流程，并在2023年11月6日 开始执行。 美联储2024年9月开启降息周期，储能项目投运有望加速。为了应对通胀飙升，自2022 年3月以来，美联储启动加息周期，11次提高利率，使联邦基金利率区间升至5.25%- 5.5%区间，达到近22年以来最高水平，并在此后长时间内维持高利率不变。2024年9 月，美联储4年来首次降息，将利率大幅度下调50个基点，使联邦基金利率目标区间 从5.25%-5.5%调低至4.75%-5%。随后，美联储在11月8日、12月19日的两次利率决议 中，分别再度降息25个基点。自2024年9月降息以来，美国联邦基准利率区间共计被 下调1个百分点，令利率水平达到两年来最低。美联储开启降息周期，有望缓解储能 厂商观望情绪，刺激中国对美国储能产品出口，加速美国储能系统投运。

自美国降息以来，对美国逆变器出口数据明显改善。2024年1-11月，中国对美国逆变 器出口数量为349.07万个，同比下降8.30%，对美国逆变器出口金额为20.41亿元，同 比增长3.51%。整体来看，2024年对美国逆变器出口数据表现一般，主要系上半年美 国利率高企，储能厂商观望情绪较重，采购速度放缓拖累。自美国降息以来，随着厂 商观望情绪缓解，美国逆变器市场明显升温。2024年10月、11月，中国对美国逆变器 出口数量分别同比增长91.66%、26.07%，对美国逆变器出口金额分别同比增长105.56%、 112.16%,呈现高速增长。

川普上台后关税政策不确定性增加，2025或出现抢装潮。2024年5月14日，美国白宫 宣布对包括半导体、电池、太阳能电池和关键矿产品在内的多种中国进口产品加征关 税。其中，储能电池关税将从7.5%上升到25%，2026年开始实施。2024年12月，美国 候任总统特朗普表示，一旦上任，将对所有从中国进口的商品加征10%额外关税，这 将使电池储能行业本就面临的关税问题进一步加剧。根据中国储能网数据，从中国出 口到美国电池产品的关税约为10.9%，包括3.4%和7.5%两个单独的关税。2026年，美 国政府将对储能系统的电池关税将从7.5%提高到25%，因此电池的整体关税将提高到 28.4%（10.9%+17.5%），若加上川普表示的新增的10%关税，进口电池的整体关税将进 一步提高到38.4%，采用从中国进口电池构建的储能系统实际成本将 大幅增加。川普 上台后，对中国进口产品加征关税存在的不确定性增加，关税政策有加重和提前实施 的可能。目前，美国储能项目储备较多，若关税政策加重或提前执行，存在引发抢装 潮的可能。

储能项目储备充足，将对2025年装机规模形成有力支撑。根据EIA数据统计，2024年 1-11月，电网侧储能项目新增装机规模为8.27GW，较2023年同期增长67.74%，保持高 速增长。从EIA储能装机目标来看，2024年12月份，美国储能计划投运规模达到4.93GW， 其中1.2GW项目已经建设完成、等待并网投运，2.1GW建设进度超过50%，另外还有1.6GW 建设进度低于50%。整体而言，2024年12月储能计划投运规模确定性较高，加上1-11 月已经投运8.27GW，2024年电网侧储能并网投运规模有望达到11-13GW，实现高速增 长。同时，美国储能项目储备充足，根据EIA数据统计，美国2025年、2026年计划投 运电网级储能项目规模分别达到16.23、14.09GW，有望对2025年储能装机规模形成有 力支撑。

4.2 欧洲：大储有望接力，户储影响减弱

23年欧洲储能装机规模接近翻倍，户储是主要增量。2023年，欧洲储能装机规模实现 高增长。根据Solarpower Europe数据统计，2023年，欧洲新增储能装机容量为17.2GWh，同比增长95.45%。分应用场景来看，户储新增装机容量为12GWh,同比增长118.18%， 装机规模占比达到69.77%；大储新增装机容量为3.6GWh,同比增长50%，装机规模占比 为20.93%；工商业储能新增装机容量为1.6GWh,同比增长77.78%，装机规模占比为9.3%。

德国/意大利/英国是欧洲主要储能市场，合并占比达到71%。分区域市场来看，德国、 意大利、英国、奥地利和捷克是欧洲前五储能市场。2023年，德国新增储能装机容量 为5.9GWh，同比增长156.52%；意大利新增储能装机容量为3.7GWh，同比增长85.00%； 英国新增储能装机容量为2.7GWh，同比增长92.86%。在新增装机容量分布上，德国、 意大利、英国新增装机容量占比分别为34%、22%、15%，三者合计占比为71%。

大储有望放量，接力户储增量。2024年，欧洲大储占比有望提升，接力户储增量。根 据Solarpower Europe预测，2024年欧洲新增装机容量预计达到22.4GWh，较2023年增 长30.23%。其中，大储新增装机容量有望达到11GWh，装机规模占比预计将从21%提升 至49%，提升28pct，超越户储成为欧洲储能主要增量。 分地区来看，意大利、英国有望超越德国，成为欧洲储能前二市场。根据Solarpower Europe预测，2024年，意大利、英国储能新增装机规模预计分别达到7.7GWh、4.5GWh, 同比增长108%、67%，装机规模占比分别提升至34%、20%。

其中，（1）意大利：2023年12月，欧盟批准了意大利高达177亿欧元的储能计划，该 计划预计帮助意大利建设超过9GW/71GWh的储能设施。按照计划，意大利到2030年在 南部和西西里岛等地建成大规模的大储设施。根据Solarpower Europe预测，2024年， 意大利新增储能装机容量预计达到7.7GWh,同比增长108%，其中大储占比达到67%；（2） 英国：英国作为岛屿国家，与欧洲大陆各国相比，其电力供应能力和电网灵活性存在 一定局限。基于保障电力供应以及增强电网稳定性需求，英国大储发展迅猛，是欧洲 最成熟的大储市场。根据Solarpower Europe预测，2024年，英国新增储能装机容量 预计达到4.5GWh,同比增长67%，其中大储占比达到82%。

远期来看，欧洲储能市场空间广阔，表前储能有望成为重要增量。根据LCP Delta预 测，到2030年，欧洲储能累计装机规模有望增长至123.5GW/258.6GWh，年新增装机规 模预计达到17.6GW/43.2GWh。细分场景来看，表前储能预计将得到各国政策大力支持， 装机量大幅增长，2030年累计装机规模预计达到71GW/172GWh，成为欧洲储能市场主 要应用场景；户储市场预计由于补贴政策退坡和欧洲电价的趋稳而增速有所放缓， 2030年累计装机规模预计达到44GW/60GWh；工商业储能基数较小，预计保持稳定增长， 2030年累计装机规模预计达到5GW/8GWh。分国家和地区来看，德国、英国、意大利预 计将成为最主要储能装机国家，2030年，其装机规模预计分别达到38、18.5、18GW。 目前，欧洲各国的累计装机规模与2030年预测值相比仍有较大差距，欧洲储能市场增 长空间广阔，在可持续发展的政策推动下，近年有望持续加速发展。

出口数据回归稳定，库存影响减弱。受库存去化以及补贴政策退坡影响，欧洲2024年逆变器市场表现较为低迷。2024年1-11月，我国对欧洲逆变器出口数量为938.67万个， 同比下降27.08%，对欧洲逆变器出口金额为215.43亿元，同比下降42.63%。2024年下 半年以来，随着库存去化完成，对欧洲逆变器出口数据同比有所好转，2024年6-11月， 我国对欧洲逆变器出口数量为584.73万个，同比增长7.04%%，对欧洲逆变器出口金额 为125.95亿元，同比下降16.50%。随着户储库存去化完成、影响减弱，大储项目逐步 释放、接力户储增量，2025年欧洲储能市场有望实现企稳回升。

4.3 新兴市场：中东大储空间广阔，电力短缺带动户储增长

中东地区：能源消费结构以化石能源为主，可再生能源占比低。根据世界能源统计年 鉴数据，2023年，中东地区石油、天然气的一次能源消费量占比分别为45.18%、51.41%， 化石能源合计占比达到97.53%，高于全球平均的81.47%。同时，中东地区可再生能源 消费占比较低，2023年占比为0.96%，远低于全球平均的8.18%。在发电量方面，中东 地区发电燃料以天然气为主，2023年中东地区石油、天然气的发电量占比分别为 21.11%、70.25%，化石能源合计占比达到92.62%，高于全球平均的60.01%，可再生能 源发电量占比为2.82%，低于全球平均的15.87%。

中东地区太阳能、风能资源丰富，可再生能源发展潜力大。沙特、阿联酋等中东国家 地处“太阳能带”（北纬40°和南纬40°之间），属于热带沙漠气候，干燥少雨，年均 日照时间超过3000h，地面年均日照强度超过2000kWh/m2 ,太阳能资源丰富，适合发展 光伏能源。同时，阿曼南部沿海、沙特西北部亚喀巴湾沿岸等地区地表风速可达7- 8m/s，风能密度高，可开发潜力较大。

中东各国发布2030目标，可再生能源发电量占比提升空间较大。近年以来，全球能源 转型加速，可再生能源占比快速提升，光伏、风电等可再生能源装机量持续增长。在 此趋势下，中东地区积极寻求能源转型，转变经济发展模式，试图摆脱对石油产业的 依赖。沙特、阿联酋、阿曼均计划到2030年可再生能源发电量占比超过30%，卡塔尔、 科威特计划到2030年可再生能源发电量占比超过15%。截至2023年，中东主要国家中， 阿联酋可再生能源发电量占比为8.4%，其余国家占比均低于4%，各国可再生能源发电 量占比提升空间较大。根据Rystad Energy预测，未来几年中东地区的可再生能源容 量将大幅增长。到2030年中东地区可再生能源发电量占比有望提升至30%，2040年中 东地区可再生能源发电量占比有望超过化石能源，到2050年可再生能源发电量占比 有望上升至75%，太阳能预计将成为中东地区最主要能源，是可再生能源装机增长的 主要增量。

沙特连续上调可再生能源装机量目标,2030年计划实现装机130GW以上。2016年沙特 发布《2030愿景》，提出2030年9.5GW的可再生能源目标。此后，随着全球可再生能源 装机持续加速，沙特分别在2018年、2023年两次上调2030年可再生能源装机目标。根 据最新数据，沙特目标是2030年实现130GW的可再生能源装机目标。截至2023年底， 沙特可再生能源装机量为，距离2.8GW130GW目标还有较大距离，沙特计划2024-2030 年每年增加20GW可再生能源项目，未来可再生能源装机量有望保持高增长。

为实现2030沙特愿景，增加新能源结构占比及维持电网稳定，近年沙特储能项目招标 持续加速。在能源部监管下，沙特制定了2024年到2025年24GWh的BESS项目计划。其 中，2023年释放2GWh项目，2024年上半年释放6GWh项目。在执行四个项目总计8GWh， 2024年下半年将再次招标五个项目总计10GWh。尽管2025年项目招标计划尚未宣布， 但巨大的市场空间为储能项目开发提供了需求保证。2024年7月，阳光电源与沙特 AlGihaz成功签约全球最大储能项目，项目容量为7.8GWh，计划于2025年全面并网运 行。此次阳光电源中标项目为SEC二期项目，SEC一期项目由比亚迪中标，项目容量为 2GWh，计划于2024年投运。同时，SEC三期项目目前已开启公开招标，项目容量为10GWh， 预计2025年初左右招标落地。2024年11月，沙特能源部长在参加第八届沙特阿拉伯 “未来投资倡议”大会时表示，目前沙特已签署26GWh的电池储能项目，并计划到2030 年完成48GWh签署。

随着沙特等国储能项目建设加速，中东地区逆变器出口数据同比明显增长。根据中国 海关总署数据统计，2024年1-11月，我国对沙特逆变器出口数量为26.53万个，同比 增长80.83%，对沙特逆变器出口金额为16.04亿元，同比增长139.45%。2024年1-11月， 我国对阿联酋逆变器出口数量为120.35万个，同比增长102.00%，对阿联酋逆变器出 口金额为12.70亿元，同比增长104.35%。

电力短缺是催化户储需求的关键因素，户用储能成为缺电国家刚需。不稳定的电力供 应、频发的停电事件以及基础设施的欠缺，给家庭与企业的日常运作带来了极大的困 扰。户用储能系统能够在电力中断期间提供紧急电力支持，是应对电力短缺的有效手 段，成为缺电以及电价波动国家的刚需。 南非：缺电情况缓解，户储需求下滑。2022年，南非由于大规模煤电机组非计划停运， 电力供应能力大幅下降，2022年全年停电天数超过200天，2023年负荷削减量（要求 工业用户和居民减少用电）超过近十年来的总和，国家陷入严重电力短缺困境。为应 对电力短缺，南非户用储能需求快速增长，导致2023年我国对南非逆变器出口数量和 金额快速上升。根据中国海关总署数据统计，2023年，我国对南非逆变器出口数量为 179.38万个，对南非逆变器出口金额为35.73亿元。2024年，随着南非缺电情况缓解， 逆变器出口数据回落。2024年1-11月，我国对南非逆变器出口数量为30.07万个，同 比下降83.02%，对南非逆变器出口金额为11.14亿元，同比下降68.05%。

巴基斯坦：电价快速飙升，拉动户储需求。近年以来，巴基斯坦因燃料短缺、发电能 力较弱、电网老化程度较高等原因导致长期拉闸限电，平均每个月，巴基斯坦要经历 31次停电，是亚洲停电最频繁的国家之一。同时，巴基斯坦在IMF的要求下多次提高 居民电价，自2021年以来，巴基斯坦的电价累计上涨了155%，成为企业和居民沉重的 经济负担。电网的不稳定以及电价的持续上涨大幅拉动了巴基斯坦储能需求的增长， 根据中国海关总署数据统计， 2024年1-11月，我国对巴基斯坦逆变器出口数量为 199.20万个，同比增长25.63%，对巴基斯坦逆变器出口金额为27.96亿元，同比增长 244.96%。

东南亚国家：近年户储需求明显增长。一方面，东南亚国家化石能源资源匮乏、电力 供应存在缺口且电价偏高，加之岛屿众多导致的电网基础设施薄弱和离网模式为主， 使得居民和企业对稳定可靠的电力供应需求迫切；另一方面，东南亚各国政策的支持、 储能成本的降低以及可再生能源的快速发展，进一步推动了户储系统在东南亚地区 的广泛应用和需求增长。根据中国海关总署数据统计，2024年1-11月，我国对泰国、 越南、菲律宾三国逆变器出口数量为277.54万个，同比增长39.54%，逆变器出口金额 为19.91亿元，同比增长19.76%。

全球电力供需不平衡矛盾持续加剧，户储需求有望保持平稳增长。一方面，全球能源 供应紧张导致燃料价格飙升,加剧发展中国家电力供应短缺问题。乌克兰危机爆发以 来，国际市场上化石燃料价格高企，部分亚非国家既承受着化石燃料的大幅价格波动， 又解决不了可再生能源的不稳定性问题，陷入能源结构难以升级、经济越发展能源危 机越严峻的恶性循环。另一方面，近年全球极端天气频发，对各地区电力系统造成冲 击。发展中国家电力系统薄弱，基础设施普遍落后，容易受到极端天气影响，频繁陷 入“电荒”困境。全球缺电国家主要位于亚非拉等经济相对落后地区，电力供应问题 不仅影响了居民的生活质量，也制约了当地的经济发展。目前，全球发展中国家电力 短缺问题仍然严峻，需要一定时间改善，全球户用储能需求有望保持平稳增长。

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