2025年光储行业投资策略：释放消纳潜力，夯实光储拐点

一、以消纳定需求，光储平价比例持续突破推动消纳潜 力释放

光储平价：即 光伏+储能实现近乎火电的发电功率可控性，其核心是确定光伏 配置储能的比例。 随着光伏渗透率逐渐提升，基于以下假设，我们认为光储平价可分为两种情景： 1kW光伏日均发电量：假设年利用小时数达1300h，则1kW光伏日均发电量 1300/365=3.56kWh。 ①光储平价情景1：半光储平价，通过配置储能，将光伏出力曲线压平，实现光 储白天平稳出力。此时储能配置容量接近光伏日均发电量的45%，即配储40%、4h。 ②光储平价情景2：完全光储平价，当午间光伏发电功率过剩后，边际上新增光 伏装机需要将其全天发电量全部转移至其他时刻使用，储能配置容量接近光伏日均 发电量的90%，即配储80%、4h。

发电侧阶段性平价驱动光储规模持续向上，用户侧全面平价有望率先到来。基 于目前中国及海外光储EPC主流报价，我们测算，中国：光伏EPC按2.8元/W，预计 远期降至2.5元/W，储能EPC 0.8元/Wh，预计远期长时储能降至0.6元/Wh，当前成 本下，考虑增值税后目前主流配储比例情景/平价情景1/平价情景2度电成本分别为 0.297/0.407/0.554元/kWh；远期成本下，平价情景1/平价情景2度电成本分别为 0.350/0.465元/kWh。欧美等发达国家：光伏EPC目前6.8元/W，预计远期降至5.0元 /W，储能EPC 2.0元/Wh，预计远期降至1.5元/Wh，当前配储比例情景/光储平价情 景1/光储平价情景2度电成本分别为0.682/0.940/1.284元/kWh；远期成本下，平价情 景1/平价情景2度电成本分别为0.714/0.984元/kWh。综上，考虑到用户侧工商业与 居民电价高于发电侧，故用户侧全面平价有望率先到来，驱动分布式光储全面放量；发电侧光储难完全平价，但随着技术效率提升与成本下降，阶段性平价比例提升仍 将成为新一轮需求超预期的关键因素。

以消纳定需求：消纳能力与光储平价比例决定新能源装机合理上限。我们在《新 型电力系统系列之七：新能源发展新机遇，消纳效率定乾坤》中提到，新能源装机规 模应与消纳能力相结合，考虑到光伏出力存在明显的日内波动，故以正午光伏出力 最高、消纳压力最大时段测算新能源最大装机规模较为恰当。我们认为，考虑到光 伏出力需要有与之配套消纳资源，故光伏新增装机可以拆分为三部分：①午间正常 用电负荷增长带动的光伏装机+②传统调节能力带动光伏装机+③新型储能带动光 伏装机，其中： ①部分装机量=（正午负荷增加值-火电/核电/风电新增出力）/光伏出力系数。 ②部分装机量=（抽蓄消纳空间+火电灵活性改造释放空间+存量调节资源年均 释放规模）/光伏出力系数。 ③部分装机量需要从全局最优解的角度考虑。考虑①与②部分光伏本身不需要 配置储能，但现行强制配储政策下地方政府仍要求光伏配置一定比例的储能，从最 优解的角度出发，当光伏LCOE+一定比例储能LCOS若低于燃煤标杆电价，即可认 为光伏配储实现阶段性平价，我们设定该比例为X，即为一般情景下光伏电站所能接受的最高配储比例，可得（①+②+③）* 光伏最优配储比例=③*光伏出力系数，进而 测算③部分装机规模。基于上述逻辑，我们测算2024-2026年光伏装机规模上限为 281/332/394GW，相较目前装机规模仍有较大空间。

测算基于以下假设： 不同消纳率条件下光伏大发时段出力系数：我们在《新型电力系统系列之七： 新能源发展新机遇，消纳效率定乾坤》中进行测算，光伏平均出力系数为0.45。2024 年6月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》， 明确提出部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用目标，原则上不低于90%。 故假设后续光伏消纳率均保持90%。 午间负荷：2023年全国午间平均负荷约1200GW，根据中电联预计，2024年全 国用电量预计同比增长6%左右、假设2025年用电量增长5.5%，考虑到多地分时电 价政策将正午时段设置为低谷电价来引导需求侧响应，预计午间负荷增速快于全国 平均用电量增速，假设午间负荷增速较用电量增速高1%。2025年有望新增84GW负 荷需求。考虑到煤电、核电、常规水电、风电新增装机及其对应最小出力，预计84GW 中有34.5GW由非光伏类发电装机供应，49.0GW由光伏装机供应。 传统调节资源：①火电灵活性改造：2024年3月国家发改委、国家能源局发布 《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》中提到深入开展煤电 机组灵活性改造，到2027年存量煤电机组实现“应改尽改”。根据电规总院测算， 2024年-2027年每年需改造2-4亿千瓦，即平均每年改造5000万-1亿千瓦，以1亿千瓦 测算，灵活性改造释放15%的调节空间，对应15GW调节资源。②抽水蓄能：2021 年8月，国家发改委在《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中提出到2025 年投运超62GW、到2030年达到120GW左右。根据国家能源局数据，截至2023年末 我国抽蓄累计装机50.9GW，2023年新增5.2GW，2024年按计划预计新增1.9GW。 ③存量调峰空间：截至2023年末，存量调峰空间预计剩余148GW，假设该存量调节 资源在2030年用尽。综上，新增火电灵活性改造与抽蓄叠加存量调节资源，预计在 2025年可支持50.6GW调节资源。

新型储能：①与②部分光伏装机虽未使用新型储能作为调节资源，但考虑到现 行强制配储政策下地方政府仍要求光伏配置一定比例的储能，故该部分储能所提供的调节资源将成为③部分光伏并网的重要支撑，据前述测算，在目前2.8元/W的光伏 EPC与0.8元/Wh的储能EPC成本下，光伏LCOE与储能LCOS分别为0.260/0.326元 /kWh（考虑增值税），即为单位kWh光伏所发电量配置0.352kWh储能可实现光储平 价，折算为4h储能系统对应光伏配储比例为31.3%，通过（①+②+③）/2（注：仅集 中式光伏配置储能，2023年中国集中式光伏占比55%，以55%比例测算）* 光伏最 优配储比例=③*光伏出力系数，进而可以测算配置新型储能进行调节对应光伏可消 纳上限。

考虑到各地光伏装机规模合理承载力，预计2025年全球光伏新增装机近500GW， 同比+3%。2023年以来各国加大电网改造升级力度，同时组件及碳酸锂跌价带动光 储经济性提升，新兴市场仍有较高增速，预计2024-2026年全球光伏新增装机约 483/498/562GW，同比+21%/3%/13%，考虑1.2的容配比后对应直流侧装机580/598/ 674GW。

考虑实际并网所需调节资源，预计2025年全球储能并网规模269GWh，同比 +44%。目前国内新能源消纳形势严峻，各地方要求配储比例逐步提升，预计大储发 展仍将保持高景气，工商储、台区储能随分布式光伏发展带来的峰谷价差扩大与配 网变压器容量受限而发展。美国重点关注大储（即表前储能）市场，有望随电网升级 与并网规则优化而大幅提升。欧洲电改进一步完善储能经济性，多国对储能提供相 应补贴，大储有望持续放量，户储需求受降息与光伏上网电价下降影响有望回暖。 预计2024-2026年全球储能新增装机约187/269/365GWh，同比+74%/44%/36%。

二、光伏：需求降速、盈利修复、技术升级

（一）全球需求：中美欧市场降速、亚非拉市场景气持续

中国：消纳受限、特高压开工不及预期、新能源参与现货市场，中国2025年光 伏装机规模或下滑 光伏装机连续5年高增长，消纳率下滑或导致2025年需求降速。2019年以来受 益于“双碳”政策推动，国内光伏新增装机已实现连续5年快速增长，尤其自2023年 组件价格下跌带动地面电站快速放量。根据国家能源局数据，2023年我国新增光伏 装机216GW，同比+148%，其中集中式/分布式光伏新增120/96GW，同比 +231%/88%。2024年前三季度我国新增光伏装机161GW，同比+25%，其中集中式 /分布式分别为76GW/85GW，同比+22%/+27%，光伏装机规模快速提升带动消纳率 承压。根据 CPIA 于2024年12月公布的最新预测，2024年全国光伏新增装机230- 260GW，同比增长6.3%-20.2%，2024年光伏装机已有明显降速。根据全国新能源 消纳监测预警中心数据，2024年前三季度全国光伏消纳率97.2%，同比-1.1pct，蒙 西、甘肃、青海、宁夏大基地集中省区消纳率明显承压，2024年集中式光伏装机增 速明显放缓，现有消纳与外送资源紧张或导致2025年光伏装机增速进一步下滑。

集中式光伏：2024年特高压开工不及预期或影响2025年新增集中式光伏装机。 2024年6月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通 知》，披露了2024年开工的新能源配套电网重点项目，其中包括陕北-安徽、甘肃-浙 江、蒙西-京津冀直流特高压，阿坝-成都东、大同-怀来-天津北-天津南交流特高压， 即预计2024年新开工数量不低于3直2交。实际到12月15日为止，特高压直流项目仅 开工陕北-安徽、甘肃-浙江两条，蒙西-京津冀、陕西-河南特高压直流预计延后至2025 年。考虑到特高压项目1.5-2年的建设周期，预计2024年特高压直流开工不及预期或导致2025年“沙荒戈”大基地集中式光伏外送受限，进而影响集中式光伏新增装机 需求。 特高压储备项目丰富支撑集中式光伏长期发展。考虑到中国新能源装机主要位 于三北地区，而负荷中心位于华东、华南区域，特高压建设将成为解决大基地装机 瓶颈，实现电力跨区域大范围消纳的重要手段。以哈密-重庆800kV特高压直流工程 为例，根据国家发改委规划，项目配套电源总装机容量14.2GW，其中煤电、风电、 光伏、光热分别为4/7/3/0.2GW；宁夏-湖南800kV特高压直流工程配套电源总装机容 量17.6GW，其中煤电、风电、光伏分别为4.6/4/9GW。综合看一条特高压直流配套 新能源规模超10GW。2024年国网多次召开会议研究部署特高压项目进展，根据国 网电子商务平台招标进展，目前已有“4交10直”储备项目，储备项目丰富有望支撑 未来光伏新增装机。

分布式光伏：低压端配电网承载能力受限，分布式装机规模或遇瓶颈。根据各 地电网公布的分布式光伏承载力评估，目前主要分布式装机省份均出现接入困难， 其中：广东省37个县出现消纳困难地区（占比65%）、山西省73个县无分布式消纳 空间（占比62%）、河南全省红区涉及县级行政区70个（占比68%）、辽宁超过20 个县成为红色区域（占比20%）、黑龙江省81个县级单位为红色区域，暂停分布式 接入（占比65%）、山东省37个县级单位无消纳空间（占比27%）、河北南网53个 县无消纳空间。分布式光伏装机主要省份均出现接网困难。 分布式光伏参与现货市场交易面临电量与电价不确定的双重考验。2024年10月 国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，明确大型工 商业分布式需全部自用，一般工商业可选择自发自用或余电上网模式，仅不超过 6MW的户用光伏可全额上网或余电上网，同时要求分布式光伏发电按有关规定参与 电力市场。而分布式光伏参与现货市场面临电量与电价的双重不确定性，获取发电 计划难度加大、系统调节成本分摊上升、市场化电价大幅走低将成为大趋势，综合 导致收益的不确定性增加，若分布式光伏参与现货市场政策落地，分布式光伏装机 积极性或有所下降。

综合来看，发电端消纳受限、输电端特高压开工不及预期、配电端配网承载力 受限、用电端分布式光伏参与现货市场，综合导致中国2025年光伏装机规模或迎 来下滑。

欧洲：能源危机推动的爆发式增长已平息，预计未来数年保持小幅增长

能源危机推动欧洲光伏爆发式增长阶段已过，2024年欧洲光伏新增装机已大幅 放缓。2018年欧盟终止对中国光伏组件的贸易壁垒后欧洲光伏装机迎来数年高速发 展期，其中2021-2023年受电价大幅上涨及清洁能源目标推动，光伏新增装机增长提 速。2023年下半年以来欧洲能源危机缓和、电价趋于稳定，叠加组件价格的快速下 降，欧洲光伏装机增速大幅放缓。根据欧洲光伏协会（SPE）数据，2024年欧盟27 国光伏新增装机65.5GW，同比仅增长4.4%，参考2023年欧盟光伏新增装机占欧洲 约88%测算，2024年欧洲光伏新增装机74.4GW（考虑1.25容配比，对应直流侧装机 约93.0GW）。分应用场景看，户用光伏在经历2022-2023年的大幅增长后，2024年 新增装机仅12.8GW，同比下降28.1%，德国、意大利、波兰等主要市场受电价与补 贴力度下滑双重影响呈现下降趋势。

2024年集中式光伏推动欧盟光伏装机向上，工商业光伏略有增长，户用光伏装 机均明显承压。根据SPE，2024年欧盟27国光伏累计装机338GW，装机规模前五国 家分别为德国（99.2GW）、西班牙（46.7GW）、意大利（36.2GW）、荷兰（26.0GW）、 法国（23.5GW）。从新增装机规模看，相较于2023年的所有国家新增装机均实现增 长，2024年欧盟主要国家受电价降低、补贴退坡的边际影响及电气化进展缓慢、灵 活性资源匮乏的长期影响，排名前10的国家中仅德国、意大利、法国、希腊、葡萄 牙实现正增长。西班牙受欧盟复苏与恢复基金（RRF）资金耗尽及电价正常化，屋 顶光伏装机出现下滑，而集中式光伏受PPA电价政策兜底，装机规模稳定增长；荷 兰、波兰、奥地利户用光伏受净计量过渡到净计费所带来的收益不确定影响装机逐 步下滑；而奥地利，商业和工业（C&I）领域的市场缩减较为明显，通胀率上升、经 济性下降导致众多光伏项目计划被缩减。

机遇与挑战并存，预计未来数年保持小幅增长。综合来看，欧洲光伏机遇与挑 战并存： 机遇方面：欧盟推出REPowerEU能源计划推进清洁能源转型，2023年以来多个 欧洲国家再度上调2030年再生能源装机目标，根据SPE统计，德国装机目标由98GW 上调至215GW，意大利装机目标由52GW上调至79GW，西班牙由39GW上调至 76GW，为未来数年装机需求奠定基础。根据SPE中性预测，若实现欧盟提出的 REPowerEU目标，2025-2030年欧盟光伏年均新增装机规模需69GW，对应欧洲光 伏年均新增装机规模78GW，若以1.25容配比测算，直流侧组件需求97.5GW。考虑 各国积极上调清洁能源目标，预计未来数年欧洲光伏装机仍可保持稳定增长。 挑战方面：①能源危机期间抵御高电价的紧迫感消失叠加部分激励计划逐步取 消，屋顶光伏市场发展明显降速。②低灵活性阻碍大规模光伏发电，电网拥堵与缺 乏储能导致光伏面临电量与电价的双重压力，降低光伏投资的经济吸引力。③欧盟 电气化进展缓慢制约用电需求。④建设许可方面挑战依然存在，部分国家土地使用 许可繁琐，拉长项目建设周期。⑤部分对新能源不太支持的政党上台执政，可能会 减缓清洁能源目标的实施。 预计未来新增装机仍由德国、西班牙、意大利、法国、波兰等国家主导，大规 模PPA拍卖+审批流程简化助推需求向上。

德国（分布式为主）：作为欧洲装机规模最大国家，新能源发展持积极态度。根 据SPE，2024年德国光伏预计新增16.1GW，同比增长6.6%，其中集中式/分布式占 比分别为37%/63%。2024年4月，德国议会通过太阳能激励政策《Solarpaket I》， 支撑其光伏装机进一步向上，主要内容包括，①为工商业光伏提供上网电价补贴， 补贴额度为每千瓦时增加0.015欧元。②简化阳台光伏并网流程，允许家庭使用装机 容量不超过2kW、逆变器容量不超过800W的阳台光伏系统直接接入插座，无需电工 安装且无需双向电表。③鼓励能源社区，促进分布式能源的利用与共享。④将光伏 项目限额从20MW提升至50MW，为大规模光伏发展提供空间。此外，德国近期公布多项PPA拍卖，尽管负电价现象增多，考虑到电网升级与灵活性资源建设，预计后 续增长以集中式光伏、工商业光伏和阳台光伏为主。 西班牙（集中式为主）：西班牙光照资源丰富，装机规模在欧盟国家中仅次于 德国，集中式光伏装机比例大幅领先欧盟平均水平。根据SPE，2024年西班牙光伏 预计新增9.3GW，同比下降4.1%，其中集中式/分布式占比分别为82%/18%。得益于 西班牙电力市场成熟的PPA机制，西班牙常年保持电力净出口国地位，有效保证电 站收益率的长期稳定，预计后续西班牙光伏新增装机仍以集中式为主。 意大利（分布式为主）：意大利地处地中海北岸，光照资源亦处于欧洲较优水 平，装机规模位居欧洲第三。根据SPE，2024年意大利光伏预计新增6.4GW，同比 增长20.8%，其中集中式/分布式占比分别为40%/60%，分布式自2023年Superbonus 补贴逐步退出以来装机持续下滑。2024年6月意大利最新提交欧盟审批的《国家能源 与气候计划》（NECP）提出2022-2030新增光伏装机54GW以实现REPowerEU目 标，测算2024-2030年均新增光伏装机超8GW。展望后续，户用领域：预计仅针对 第一套住房光伏的税收减免机制（50%）、新的建筑节能标准及能源社区发展政策 有望维持。工商业领域：意大利制造业数字化与能源转型政策（Piano Transizione 5.0）与意大利企业与制造部3.2亿欧元补贴支持中小微企业通过太阳能光伏或微型 风力发电系统实现自发电，有望支撑工商业光伏发展。集中式领域：欧盟于2023年 末批准177亿欧元建设9GW/71GWh的大储补贴以支持集中式调节资源建设、政府优 化PPA拍卖机制，有望为集中式光伏提供更多接入容量与收益，预计后续意大利光 伏建设将向集中式与工商业倾斜。

欧洲地区高库存逐步缓解。供给方面，由于国内光伏制造环节产能相对过剩、 竞争加剧下组件价格最低已跌破0.68元/W的现金成本，12月光伏协会召开“反内卷” 座谈会，要求组件企业报价不得低于现金成本价，头部企业报价有所回升，但考虑 到2025年一季度淡季行情，组件厂商均下调排产。需求方面，2022年俄乌冲突带动 欧洲光伏需求高增。2023年利率上升、组件跌价导致下游观望情绪、劳动力短缺影 响装机速度等综合因素影响下，组件进口需求明显放缓。根据Infolink，2023年欧洲组件进口101.4GW，与新增装机增速相比明显放缓。2024年1-10月欧洲进口组件 84.7GW，同比下降近7.4%，若全年按相同降幅则全年出口欧洲组件约94GW，考虑 欧洲2024年74GW的交流侧并网容量与1.25的直流侧容配比，组件需求约92.5GW， 与出口组件规模基本持平，考虑部分项目建设并未并网，欧洲组件库存正积极消化。

美国：上调光伏301关税、重启东南亚双反关税，美国光伏装机增速亦放缓。2023 年，在拜登政府的《通胀削减法案》（IRA）推动、东南亚四国光伏“双反”豁免与 绿色融资渠道的支持下，美国光伏发展迅速，叠加2023年美国组件价格降幅超15%， 电站IRR持续提升带动2022年延期项目陆续开工，新增装机规模创历史新高。进入 2024年，随着针对东南亚新一轮双反调查落地与301关税税率提升，美国光伏经销商 观望情绪加剧，其中户用光伏市场受部分安装商破产、居民等待融资利率进一步下 降以及大选前不确定因素影响出现明显下滑，预计2025年受影响增速亦保持低位。 根据美国光伏行业协会（SEIA）与Wood Mackenzie统计，2024年美国光伏直流侧 新增装机达40.5GW，同比-1.8%，其中户用/工商业/集中式分别为5.1/3.6/31.8GW， 同比-26.5%/+10.5%/2.4%，占比分别为12.5%/8.8%/78.7%，同比-4.2/+1.0/+3.2pct。

关税政策初衷在于保护本土产业、强化本土制造能力，长期看需求有望持续向 上。目前美国政府对中国光伏行业的限制主要在于关税壁垒与非关税壁垒，关税壁 垒包括201关税（针对全球大部分国家）、301关税（针对中国）、双反调查关税（针 对东南亚四国），非关税壁垒包括原产地认证等。考虑到美国本土组件产能逐步释 放，根据Infolink统计2024年底美国本土电池片、组件产能将分别达到7GW、56GW， 近期晶科能源、晶澳科技等各大组件企业均提出美国或中东建厂计划以绕过东南亚 开拓美国市场。我们认为美国针对中国与东南亚的关税本质在于保护本土产业、强 化本土制造能力。短期看，关税影响美国光伏组件价格与电站建设成本，进而降低 业主方投资意愿，整体需求有所放缓。长期看，随着特朗普上台后新能源政策的逐 步明朗、美国本土产能与中东自贸区关税豁免地产能逐步释放，美国光伏装机需求 有望重回增长态势。

亚非拉（指代除中国外亚洲区域、非洲、拉美区域）：缺电+能源转型带动下 增长强劲，有望成为全球光伏装机重要增量

中东：政策加码财政支持推动能源转型，有望成为中国光伏海外市场新动力。 中东地区石油和天然气资源丰富，但可再生资源发展步伐缓慢。中东地区能源转型 意愿强烈，沙特、阿联酋、埃及等国家纷纷出台并更新可再生能源发展目标，同时提 供强有力财政支持。此外，中东地区拥有得天独厚的太阳光照及土地资源禀赋，叠 加2023年以来组件价格维持在底部区间进一步刺激中东光伏装机，根据IRENA， 2023年中东新增光伏装机4.6GW，同比增长超过20%，预计2024年中东地区光伏需 求继续保持高增长。 中东地区缺乏本土光伏供应能力，我国凭借区位优势已成为其重要的组件来源 地。根据Infolink数据，2023年中东市场累计从中国进口组件14.5GW，同比增长73%； 2024年1-10月累计进口组件25.3GW，同比增长115.9%，预计中东本土市场的旺盛 需求将对我国光伏产品出海形成有力支撑。

印度：国家电力计划推动光伏建设节奏加快。根据2023年印度政府发布的国家 电力计划（National Electricity Plan，NEP），预计2026-2027年再生能源累计装机 达到337GW，其中光伏186GW。根据Infolink数据，截至2024年5月，印度累计光伏 装机规模达83.2GW，距离国家电力计划目标还有100GW的装机缺口。2024年印度 加快光伏建设进度，根据Infolink，2024年1-10月印度累计光伏装机18.8GW，已经 超过2023年全年装机量，预计2024年新增装机超22GW。2024年2月印度新能源和 可再生能源部宣布“型号和制造商批准清单（” ALMM）将于4月1日起重新生效， 该清单仅适用于所有政府赞助或补贴项目，私人项目不受清单影响，其中暂不 包含中国组件品牌。受政策影响，印度开发商预先囤货刺激中国组件及电池片 出口快速增长，根据海关数据，2024年1-10月印度向中国进口组件及电池片 192.2亿人民币，同比增长26%。

巴基斯坦：受益于“一带一路”经济合作，2024年出口增速超预期。根据巴基 斯坦国家电力监管局(NEPRA) 发布的《发电装机量扩容计划(IGCEP 2047)》，预计 到2030年巴基斯坦光伏装机容量将达到12.8GW，到2047年光伏装机容量将达到 26.9GW。根据海关数据，2024年1-10月巴基斯坦累计从中国进口组件及电池片共 125.5亿元，同比增长60%，未来在带路经济友好合作推动下，有望进一步推动巴基 斯坦集中式与分布式光伏需求。

非洲：预计南非将持续贡献主要市场。根据海关总署数据，2023年非洲市场累 计从中国进口7.9GW组件，较2022年的3.4GW增长132%，其中南非进口5.3GW贡 献主要份额。2024年1-10月，非洲组件累计进口8.95GW，相较于去年同期略有增长， 其中南非进口3.26GW，占比有所下滑，主要由于基础建设与绿能采购问题进程未 得到根本性改善。23/24年南非全国电价将分别上调18.6%/12.7%，电费上涨助推 分布式光伏需求提升，叠加23-25年针对个人及中小企业近2.1亿美元的光伏退税补 贴落地，分布式光伏有望迎来快速增长，叠加南非政府去年底宣布启动第七轮国家 再生能源独立电力开发采购计划（REIPPPP），其中包含1.8GW的光伏装机， 预计将对南非2024年组件进口需求形成支撑。

（二）供需周期：行业自律开启，产业链盈利拐点已至

产能过剩导致竞争恶化，全产业链盈利能力大幅承压。在3060双碳目标 驱动与地方政府、资本市场支持下，光伏全产业链产能快速扩张。根据Infolink 数据，截至2024年末，中国厂商全球硅料、硅片、电池、组件四大主产业链产 能分别达292万吨（折合1360GW）、1154GW、1056GW、1107GW，同比增 长27%、21%、14%、20%。尽管各大企业在2024年均暂缓新增产能投产，产 能增幅相较于2023年已大幅放缓，但全产业链产能过剩问题已尤为明显，叠 加下游装机增速放缓，各环节价格已跌破现金成本价，全产业链公司迎来大面 积亏损，盈利能力持续承压。

光伏行业政策密集落地：能源法为基，出口退税下调+制造业规范文件出 台+招商引资行为规范，行业发展有望重回理性。2024年下半年以来，光伏行 业政策密集落地：①2024年10月30日，国家发展改革委等多部门联合印发《关 于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，以更大力度推动新能源高质量 发展。②2024年11月9日，我国颁布《中华人民共和国能源法》，进一步夯实 能源行业法治根基，保障国家能源安全和推动绿色低碳转型。③2024年11月 15日，财政部、税务总局发布《关于调整出口退税政策的公告》，提出将部分 光伏、电池出口退税率由13%下调至9%。④2024年11月20日，工业和信息化 部印发《光伏制造行业规范条件（2024年本）》、《光伏制造行业规范公告管 理办法（2024年本）》，对现有光伏制造企业及项目产品以及新建和改扩建 企业及项目产品提出更严格的准入要求。⑤2024年12月13日，中央经济工作 会议在北京举行，会议提到：综合整治“内卷式”竞争，规范地方政府和企业 行为。2024年系列政策有望推动光伏行业减少内卷、加速出清。

行业自律公约签署，龙头企业限产挺价，产业链盈利有望触底回升。2024 年8月以来，光伏行业协会组织多次行业工作会议，开展防止行业“内卷式” 恶性竞争专题座谈会，提出包括定期公布组件成本测算模型、光伏组件低于成 本投标中标涉嫌违法、自愿性限产等举措，积极推动行业自律发展。2024年 12月，33家头部光伏企业在宜宾签署行业自律公约，四大主材环节企业逐步 降低开工率挺价，并在此后进行招标的中电建51GW光伏组件集采等众多招标 中报价均高于0.69元/W。尽管部分中尾部企业报价仍低于0.69元/W的协会成 本价，但预计该类企业份额偏小、市场影响力有限，组件价格拐点大趋势已然 明确，产业链盈利底部已至，2025年有望持续回升。

（三）技术创新：降本增效助力率先反转

1．提效：BC作为下一代电池技术产业化进程提速，高效率赋予超额收益

电 池 与 组 件 效 率 不 断 突 破 ， xBC 效 率 稳 居 各 技 术 路 线 首 位 。 根 据 TaiyangNews统计的月度组件效率榜单，xBC组件在近期效率中稳居前三，其 中ABC组件凭借24.2%转换效率连续20个月保持组件效率榜首，9月起其批量 交付ABC组件效率达24.6%，再次突破量产组件效率上限。同时，xBC电池实 验室转换效率不断攀升。xBC电池通过将电极转移至电池背面，从而减少遮光 与反射，大幅提高光电转换效率，2024年HPBC、ABC电池实验室效率均达到 27.3%，持续领先TOPCon、HJT等N型电池片技术。其中ABC凭借全面积受 光、全硅发电、全背电极、全背钝化、全无银化五大优势，有望持续接近晶硅 电池29.4%的理论转换效率极限。

BC的优势主要包括高转换效率、兼容PERC/TOPCon/HJT等多种技术路 线、组件美观度价高等。相较于其他技术路线，BC具备以下优势：①正面无 栅线遮挡提高光照面积，消除金属电极的遮光电流损失，较常规短路电流提高 7%；②背面栅线可加宽以降低电阻，由于背接触结构，不必考虑栅线遮挡问 题，可适当加宽栅线比例以降低串联电阻；③提高光资源吸收，可对表面钝化 及表面陷光结构进行最优化的设计，降低前表面反射率； ④ 兼 容 PERC/TOPCon/HJT等多种技术路线；⑤外形美观，适用于光伏建筑一体化。

高成本+低良率+高精度要求制约BC进展，BC生态圈成立后降本路线有 望明确。根据Infolink，2024年TOPCon渗透率快速提升，11月超80%以上。 而BC则受制于设备投资成本高、良率低、精度要求高，规模化发展慢于 TOPCon。 ①设备成本方面：由于BC需要增加硼扩、激光与镀膜设备，当下新建BC 产线设备投资额为2.5-3亿元/GW，高于TOPCon单GW投资额。 ②良率方面：BC流程过长增加电池损坏风险，降低电池片良率，此外IBC 将正负极全部刻蚀于背面，若金属电极未对准扩散区，可能发生漏电或短路现 象，BC工艺难度更高。 ③金属化方面：由于BC的背面是交错的N-P结，为了提高效率，BC需要 增加主栅线的数量以减少传输的距离，BC电池的浆料用量高于TOPCon，若 使用传统银浆成本过高。根据聚和材料公告，当前TOPCon银耗约9-11mg/W ； BC电池银耗14mg/W，目前头部企业采取铜电镀、银包铜等方案在降低金属化 的同时提高效率。 2024年11月，以“双面BC”为核心主题的12th bifi PV Workshop 2024 国际峰会在珠海举办，通过与上下游、设备、辅材等企业在尊重专利的基础上 形成生态联盟，BC生态圈完善后有望通过规模化降低设备投资成本、通过贱 金属替代降低非硅成本、通过专利授权提高产线良率，降本路线逐步明确。

TOPCon扩 产 放 缓 ， 各家 积 极 布 局 BC有 望 带动 其 渗透率提升 。 目前 TOPCon产能已相对过剩，2024年以来多家组件龙头企业均宣布加大BC研发 投入或已有相关领域技术储备，技术可见度大幅提高。预计随着BC参与企业 的扩大，一方面，生产设备端有望随规模化大幅降本，另一方面BC的渗透率 将进一步提升。

2．降本：银浆作为电池环节第一大非硅成本，铜浆替代银浆前景广阔

银浆作为电池环节第一大非硅成本，少银/无银已成为光伏降低金属化成 本的重要技术趋势。根据中国光伏行业协会（CPIA）公布的12月各环节成本 拆分模型，在不计折旧，含税、含最低必要费用的情况下，组件端含税成本为 0.692元/W，其中银浆（包含主副栅）的成本为0.072元/W，占电池成本的 27.27%，为电池第一大非硅成本来源。目前少银/无银思路主要从工艺与材料 两方面入手降低金属化成本，其中设计工艺通过调整电极主副栅排列形式降 低银浆用量，包括SMBB（0BB无主栅）、叠栅等；金属化材料通过寻找银浆 替代材料，包括银铝浆、电镀铜、银包铜、铜浆料等。

铜浆技术逐步突破，有望成为金属化降本的理想方案。金属化降本的一 大重要方向是使用导电性相似的贱金属替代贵金属银，其中铜的导电率较银 低5%、价格仅为银的1%且储量丰富，是理想的替代型材料，但易氧化与易腐 蚀 成 为 长 期 制 约 其 应 用 于 光 伏 浆 料 领 域 的 重 要 障 碍 。 根 据 Copprint公 司 《Conductive copper pastes for PV metallization》一文，其通过研发纳米级 铜粉并与聚和材料合作，将纳米级铜粉、热固树脂、有机溶剂与多种改性剂的 混合，成功研发出可快速低温空气烧结、抗氧化性、抗腐蚀、高导电性、低成 本的导电铜浆产品。随着铜浆测试逐步推进，有望替代银浆成为金属化降本的 理想方案。 在BC电池领域，根据《Improvement of solder interconnections applied on back contact solar cellswith low-T Cu paste busbars》，铜浆可以通过常 规丝网印刷的方式替代主副栅线及焊带中的大部分银。在与银浆应用于光伏 电池的对比测试中，铜浆（铺设银种子层）的效率与银浆相似，平均效率达到 23%，而银浆的用量仅为4.5mg/W，仅为目前BC电池用银量的1/3，有望降低 BC电池7分/W的用银成本。此外在湿热（DH，85℃、相对湿度85%）和热应 力（TS，200℃）条件下分别持续1000小时太阳能电池表现均稳定，并未出现 铜扩散现象。

在 TOPCon 电 池 领 域 ， 根 据 《 Ultra-Lean Silver Screen-Printing for Sustainable Terawatt-Scale Photovoltaic》，对比纯银浆料（对照组）、背面 银+铝、背面银+铜、正面银+铜（实验组）四组实验，发现铜浆料用在电池片 背面的优势较为明显。该实验通过银含量较低的丝网印刷触点方案，TOPCon 电池转换效率达24.04%，银耗量为9mg/W，相较目前主流方案降低25%银耗量。未来仍有望通过对图形设计与制造工艺的进一步优化，在不牺牲效率的 情况下实现低于2mg/W的超低银耗，大幅降低TOPCon金属化成本。 在HJT电池领域，根据东方日升2024年12月2日发布的公众号《铜领未来： 东方日升实现0.5mg/w纯银耗量，革新异质结金属化成本》披露，目前东方日 升已在异质结伏曦电池片产线进行铜浆的测试导入，量产亦有序推进。从目前 的产线结果来看，铜浆在异质结产品上的应用已经取得非常好的结果，在保证 电 池 效 率 的 情 况 下 ， 能 够 使 得 电 池 单 瓦 纯 银 耗 量 由 现 在 的 6mg/W降 至 0.5mg/W。此外从技术工艺看，异质结技术的电池结构和低温工艺适合铜浆应 用。相较于PERC、TOPCon、BC所需高温烧结（700-800℃）、工艺复杂（先 制作种子层烧穿绝缘材料、再采用铜浆），异质结本身仅需低温烧结（不超过 200℃），且最外层的TCO膜具备良好欧姆接触，不需要额外制作种子层，无 需现有产线大规模改造，工艺复杂度与成本较低，铜浆有望率先应用于异质结 领域。

定价模式改变重塑盈利水平，铜浆加工费空间有望量利齐升。银浆采用 成本加成定价模式，销售单价=销售成本+加工费，加工费即对应毛利润。银 浆原材料以银粉为主，售价与成本受银价影响较大，而单位毛利主要受加工费用影 响。根据聚和材料2024年半年报，24H1公司银浆销售均价5817元/kg，毛利率仅 10.90%，主要系原材料银粉涨价拉低毛利率。根据Copprint公司《Conductive copper pastes for PV metallization》，预计500公斤采购量铜浆定价400美元 /kg，仅为银浆均价的一半，而大规模后仍有大幅下降空间。考虑到铜浆原材料 纳米级铜粉的制备难度与铜价格仅为银价格的约1%，预计定价模式将由成本加成法 改为协议定价法。铜浆企业在为下游客户电池企业大幅降低金属化成本的同时加工 费空间有望翻倍，同时考虑到铜浆的低价格与导电性，预计单W用量高于银浆，铜 浆料加工费空间有望量利齐升。 聚和材料在铜浆料上布局领先，有望率先抢占市场份额获益。由于N型银 浆产品技术含量较高，相较于传统PERC银浆产品存在一定的溢价水平。根据聚和材 料投资者关系活动记录表，目前PERC正面银浆加工费约450-500元/kg，TOPCon银 浆加工费650-700元/kg，HJT银浆加工费则达到800-1000元/kg。聚和与Copprint签 署战略合作协议合作开发铜浆料，有望率先受益技术升级，抢占铜浆市场份额。

三、储能：新能源快速发展催生，多场景迎来转机

（一）大储：电改+电网升级赋予全球增长新机遇

（1）中国：新能源消纳贯穿主线，三轮预期差引领储能装机规模持续超预期

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。

始于强制配储，新能源消纳贯穿发展主线。2020年以来新能源装机规模快速发 展，电网消纳压力逐步显现，新型储能作为平抑新能源出力波动、补充电力系统灵 活性资源的重要手段之一，重要性逐步提升。2021年7月，国家发改委、国家能源局 发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年新型储能建设规模 达到30GW。随后，各地相继出台新能源并网需强制配套10%-20%、2h储能的要求， 行业高景气态势初显。2022年3月，国家发改委、国家能源局发布《“十四五”新型 储能发展实施方案》，储能行业经过一年的摸索期，顶层设计文件正式出台，相关补 充细则逐步完善，行业正式进入快速发展期。2023年7月，中央深改委会议审议通过 《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，储能应用场景、商 业模式、盈利机制逐步明晰。

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。 产品端竞争激励，项目端体现差异化优势。目前大储最大差异主要体现在产品 端与项目端。产品端，市场竞争激烈，头部企业产品性能优于二三线企业，但在利用 率较低的当下，优质产品难以凸显。而中小企业无明显优势，在中标价格持续下探 过程中盈利能力承压，无规模优势与技术优势企业已面临出清。项目端，由于每个 省电网变压站接入口有限，项目规划都存在一定的上限，因此各地大储项目资源存 在稀缺性，具备资源优势的企业有望获取超额收益。

电改推动利用率提升，产业链盈利有望反转。2023年7月，中央深改委深化能源 /电力体制改革强调持续完善电力市场机制，预计辅助服务市场、容量电价、现货市 场下半年有望加速推进。2023年5月，新一轮输配电价核定公布，输配电价整体保持上浮+为调节性资源定价，储能盈利模式有望持续向好。2024年5月，国家能源局印 发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，重点关注提升新型储能利用率。

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%。 重运营+明确标准、大储盈利能力有望向好。一方面，政策强调提升运营效率， 国家能源局在2024年3月发布《2024年能源工作指导意见》中提出强化促进新型储 能并网和调度运行的政策措施；2024年3月，国家能源局再发《关于促进新型储能并 网和调度运用的通知》，进一步保障新型储能利用率。另一方面，安规标准的制定 有望遏制恶性竞争，国标委明确12个储能电站新规将于2024年7月1号起开始实施，对新型储能安规要求逐步提升。综上，我们认为2025年新型储能利用率将逐步提升， 催化行业对高质量储能系统需求，储能集成价格有望触底反弹，头部企业产品优势 有望体现。

西北等新能源占比较高地区率先对构网型储能提出要求，光储大幅降本后有望 成为新要求。当前储能PCS控制技术主要包括跟网型与构网型，跟网型PCS须依赖 电网电压和频率，对电网支撑能力弱；构网型PCS内部可以输出电压与频率，可有 效改善新型电力系统短路容量与惯量缺失问题，既可并网也可离网运行，对电网支 撑能力强。新能源的快速发展加剧电网不确定性，早期受成本过高、技术不成熟与 标准缺失等问题，构网型储能推进缓慢，2023年随着光储建设成本大幅下滑，国家 与部分省份相继提出构网型储能需求，未来构网型储能或成为储能基本技术要求。 构网型储能关键在于PCS技术，价格具备翻倍空间。2023年起构网型储能PCS 招标频率明显提升，以龙源电力构网型储能变流升压一体机招标为例，中标候选人 报价在0.316-0.354元/W之间，除去变压器约0.1元/W仍较目前储能PCS约0.1-0.15 元/W的价格翻倍。未来若构网型储能占比提升，产业链有望迎来量利齐升。

（2）美国：电网升级与并网规则优化，有望支撑大储发展提速

美国储能早期发展依赖激励政策，技术成熟后经济性成为主基调。2011年加 州将储能纳入自发电激励计划（SGIP）支持范围后储能发展起步，考虑到技术成 熟度并未大范围推广。2018年联邦新法案将该计划延长至2024年，激励政策延申 至加速折旧和投资税收抵免，叠加技术进步导致盈利性初现，储能发展逐步起量。 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。

变压器老化与小范围供电方式导致美国电网容量受限，是制约其新能源发展的 首要因素。变压器使用年限方面，美国电网基础设施多建于20世纪60-70年代，变压 器实际使用年限平均为30-40年，远超25年的预期寿命。而变压器的老化会削弱其内 部绝缘性与导电性，最终导致电网故障与短路事故频发。输电方式方面，美国输电 方式以本地区小电网为主，电力输送方式并未考虑到大规模清洁能源需求，故大规 模新能源并网往往需要同步对电网设施进行升级。根据EEI数据，2004-2022年IOUs 在输配电领域资本开支复合增速达8.76%，考虑到美国电网基础设施老旧化程度较 高，电网升级已落后于新能源发展。 边际变化一：美国电网新一轮升级改造启动，有望缓解新能源并网容量限制。 2022年美国能源部宣布投资105亿美元用于建造智能电网及电网升级，以提高电力 系统的可靠性与弹性。2023年10月，美国总统拜登进一步宣布提供20亿美元补贴并 撬动总计超80亿美元的联邦与私人投资，用以改善输电网络，政府对电网基础设施 建设支持力度明显加大。我们认为，随着美国政府对电网基础设施升级投资力度加 大及变压器需求压力逐步缓和，美国新能源并网容量限制有望逐步缓解。

边际变化二：新法案落地，2024年下半年以来美国储能并网进展已有提速。2023 年7月28日，联邦能源监管委员会（FERC）发布了被FERC主席成之为“过去二十年 以来规模最大、最重要的一系列并网改革”的新版发电机组并网程序与协议规则（简 称：2023号令），旨在解决并网队列积压问题，提高并网过程中的确定性。新规更 新了大型发电设施（20MW及以上）和小型发电设施（20MW以下）并网程序，从项 目审批原则、项目审批费用分摊、电网升级费用分摊等方面进行一系列强制性改革， 以抵制并网投机、费用分摊不合理等影响并网意愿行为。新规加快并网节奏，2024 年下半年以来美国储能并网规模已有明显提升。

（3）欧洲：电改方案落地+负电价冲击光伏经济性，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。

英国：电力供应与灵活性资源受限刺激大储需求位欧洲之首，大储快速发展得 益于容量市场及电价机制完善、丰富的收益模式。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。一方面，煤电不断退出导 致电力供应缺口加剧，另一方面，风电、光伏等波动性可再生能源对电网形成冲击， 大幅增加英国电力系统的平衡成本，配储意愿强烈。英国电力市场自由化程度较高， 储能可参与模式众多，包括容量市场、电能量市场、平衡备用市场、调频辅助服务市 场等，通过收益模式叠加可获得较为理想的回报。根据集邦储能，英国在其官方公 布的最新版未来能源愿景规划（FES）中大幅上调储能装机的短期目标，相较于2022 年的版本，新版FES拉高对2024-2027年的储能装机预期。综合看，新能源装机增长、 收益模式完善、项目储备丰富等因素叠加，预计在短期内，英国储能需求或将快速 放量。

意大利：新能源供需空间错配带动储能需求，177亿欧元援助助力大储提速。根 据意大利政府规划，至2030年计划新部署约50GW太阳能和16GW风能，考虑到意大 利风光资源，其中很大部分将部署于南方与西西里等岛屿区域，但由于用电负荷主 要集中于北方发达经济区，新能源发用电空间错配导致意大利未来将面临较严重灵 活性资源缺乏问题，电力储能和输电网建设至关重要。2023年12月，欧盟批准对意 大利177亿欧元的储能援助计划，以支持其在未来10年发展总容量超9GW/71GWh的 集中式储能系统，预计援助将持续至2033年底，并通过招标程序向储能开发商提供 年度付款。预计后续意大利大储装机将快速增长。储能长期合同支持机制（MACSE） 降低风险敞口，扩大资金支持更快部署大储。新机制下，意大利国家电网运营商Terna 根据长期合同（例如 12-14 年期限）直接竞标大容量储能，降低商业风险敞口、扩 大资金来源，有力缓解南方与岛屿区域输电限制问题，预估到2030年将在南北分别 建成81GWh和13.8GWh储能容量，其中南方将有71GWh由MACSE支持建设。

（4）澳洲：煤电淡出导电网稳定性挑战加剧，国家战略提升储能需求

电网对间歇性风能和太阳能依赖加深，灵活性资源在维持电网稳定方面重要性 凸显。随着火电逐渐淡出澳大利亚国家电力市场（NEM）、天然气价格持续波动以 及频繁的森林火灾和极端天气，澳大利亚的电力系统故障率频发。同期新能能装机 占比不断提升，灵活性资源在维持电网稳定方面重要性凸显。 新能源转型与先进电池制造成为国家战略，投资支持为储能带来增长空间。随 着澳政府对《巴黎协定》承诺的更新，减排和新能源转型需求更加紧迫，一系列投资 被引导至储能领域。2022年澳大利亚新政府宣布耗资200亿澳元进行国家电网升级， 以及将在2023年启动大规模储能系统招标计划，并预计将为新的可再生能源发电和 存储释放100亿澳元（463亿元人民币）的投资，支撑澳大利亚大储发展。澳大利亚 能源市场运营商（AEMO）2024年更新综合系统计划（ISP）规划2050年部署 49GW/646GWh可调度储能计划，大力支持储能快速发展。

（5）非洲：多国加快可再生能源布局，缺电困境有望提高储能需求

电力供应不足与发电设备老化导致断电频发，布局清洁能源转型正成为新趋势。 据非洲开发银行公布数据，目前非洲通电率仅大约40%，超过6.4亿非洲人生活在无 电地区，现有发电设施老旧化程度较高，因此非洲多国正加紧建设可再生能源项目， 以求缓解供给压力。南非作为非洲经济相对发达的国家之一，一直受持续的电力供 应短缺与负荷的困扰。目前南非政府正在利用其独立电力生产商 (IPP) 采购计划和 混合电池储能与可变可再生能源项目采购公用事业规模电池储能系统，并积极鼓励 私营部门参与扩大储能能力，以减轻国家电网的压力。

（二）工商储：新能源消纳压力向用户侧传导，25 年需求向上

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。

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。 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。

（三）户储：亚非拉需求波动向上，聚焦区域差异化需求

1．全球需求：外部因素催化导致静态回收期大幅缩短，亚非拉区域户储需求快速放 量

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/ 0.9 GWh，电价下跌与部分补贴退坡导致24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。

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。叠加高利率影响，2023年美国户用光伏 增速放缓，但光伏配储意愿有所提升。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。2022年8月，美国再提出《降低通胀法案》 （IRA），作为2021年重建美好法案的补充和修正条款，对储能系统的补贴力度空 前。户储领域将此前预计终止的补贴延长10年，有望支撑美国户储发展。

亚非拉：长期看光储平价，短期看电价、用电紧张度、政策等多因素，亚非拉 优先建设分布式光储，需求波动向上。我们在《光储平价系列一：全面解构亚非拉 光储驱动力》中全面分析亚非拉光储市场驱动力并对不同国家进行详细拆分，长期 看，亚非拉国家电力短缺较普遍，但主要火电设备企业出口受限，光储半平价下新 能源有望成为缓解电力紧缺最优方案，亚非拉光储需求长期趋势明确。短期看，外 部催化导致电价波动、用电紧张、政策变化等多因素影响短期需求，天气、海运等因 素亦对安装效率有所影响，预计亚非拉区域新兴市场国家光储需求波动向上。通过 分析发电量增速、GDP增速、电网稳定性及电价进行综合判断，亚非拉国家中除巴 基斯坦、巴西、南非、乌克兰等需求已放量国家外，墨西哥、菲律宾、埃及、越南、 泰国、摩洛哥等国家具备大规模发展户用光储潜力。

2. 产品差异：聚焦产品差异化有望助力企业突出重围，阳台光储有望成为全新市场

户储作为To C端产品，不同市场的需求重点有所差异。目前户储市场可以划 分为三类： ①高端封闭市场：以美国、日本为代表，市场特点为需要深度本土化经营，对 产品性能、售后服务要求较高，准入门槛较高，存在一定的品牌溢价。国内参与企 业主要为富兰瓦时。②高端开放市场：以西欧、意大利、澳洲等发达国家为代表，市场特点为产品 趋同化较为明显，渠道品牌接近饱和，已进入品牌淘汰阶段，但产品迭代、软件布 局成为各家拉开差距的关键。国内参与企业主要为华为、阳光电源、固德威、禾迈 等。 ③中低端开放市场：以东欧、非洲、东南亚、拉美等地区为代表，市场特点为 性价比要求高，强调产品功能属性，但考虑到该类市场国家较为分散，众多地区仍 存在信息差，产品性能可靠、性价比企业仍有望获得成功。国内参与企业主要为德 业股份。

高端市场高压替代低压趋势明确，中低端市场主打性价比，聚焦特定区域产品 特色企业有望胜出。从需求基数看，目前户储市场产品数量占优仍为低压系统，主 要原因在于：低压技术更成熟、对电芯一致性要求低、使用更加安全、安装拓展较 为方便等。但随着户储与家用电器使用的融合，客户对户储功率要求逐步提高，部 分高端市场低压产品需求已出现下滑迹象，高端市场高压替代低压需求逐步确立。 预计高压产品盈利性高于低压产品，低压产品重点关注成本管控能力。2023 年各大户储厂商推出高压户储系统，主要看点包括：模块化与一体化设计便于安 装、带载功率更高适配大功率家用电器、内置大功率优化器允许灵活扩展等，在设 计上更加注重用户属性。考虑高压产品复杂性及稀缺性，价格及盈利能力优于低压 产品，预计德语区等高端市场重点推广。低压产品因技术成熟，产品与价格策略同 质性较高，更加烤鸭企业成本管控能力。 南非、拉美等区域经济条件落后但电力基础薄弱，户储产品更注重性价比。以 德业股份为例，公司逆变器主打低压、宽功率范围、高可靠性特点，通过IGBT国 产替代、机构件自供与规模化实现快速降本，契合高性价比需求错峰竞争新兴市 场，实现收入规模的快速扩张。

阳台光储作为全新开拓市场，潜在空间较大。根据欧洲统计局数据，欧洲超7 亿的人口中有超50%的人口居住于公寓当中，一方面此类人群平均收入水平较低且 不具备安装户用光伏场地条件，难以承受高初始投入，另一方面此类人群对电价敏 感度高，更具备安装阳台光伏意愿。根据德国电网管理局数据，2023年德国新增阳 台光伏注册量27万个，2024年上半年新增约22万套，潜在空间较大。 监管+安装手续简化，成本降低+补贴+免税，欧洲阳台光储有望迎来新机。2024 年4月德国联邦经济事务和气候运行部正式批准Solarpaket I计划，大幅简化监管与 安装程序，主要包括：①改注册制为登记制，扩大简化并网范围，即用户安装阳台 光伏无需向电网运营商进行注册，直流侧容量不超过2kW，逆变器容量由600W提升 至800W。②允许阳台光伏系统直接接入插座，无需通过价格昂贵且等待周期较长的 电工，可自行安装。③不强制安装数字双向电表。④拓宽保险范围等。此外，从经 济型角度看，光伏上网电价退坡、组件价格降低、多国政府对光储产品免收19%增 值税、提供补贴等措施均有效刺激阳台光储发展。

阳台光储有望成为新蓝海市场，强C端属性保障盈利性。经济性静态测算结果显 示补贴可以大幅提升吸引力。目前阳台储能尚处于起步阶段，竞争格局分散，便携式储能、逆变器、户储企业均有所布局，其中便携式储能企业优势在于C端品牌与终 端客户积累，逆变器企业优势在于电力电子变换技术积淀，户储企业优势在于渠道 积累，此外，产品的安全性、先发优势助力企业快速抢占市场份额，如华宝新能早期 在便携式储能领域投入较大力度进行品牌宣传，产品认可度较高，同时通过APP开 发稳固用户生态，具备一定客户粘性。考虑到阳台储能相较于传统户储产品消费属 性更加明显，故我们认为品牌影响力有望成为获取产品溢价、实现份额快速提升的 关键。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）