2025年海外大储行业深度报告：聚焦大储新“热土”，高成长高壁垒

光储平价为底层逻辑，大储需求空间大、增速高

光储平价为底层逻辑，大储发展势如破竹

随着光伏组件和储能系统价格大幅下降，光伏+储能经济性日益凸显。2010- 2023年，光伏度电成本从0.460美元/kWh下降到0.044美元/kWh，2023年同 比减少12%，目前光伏在全球已实现平价上网。在中国和亚非拉市场， 20%×2h配比下，我们按照光伏EPC成本3.1元/W、储能EPC成本1.2元/W进 行测算，光储度电成本约0.3元/kWh，已具备较好的经济性，光储平价基本实 现。根据Lazard，美国新能源配储在某些场景下相比传统能源的LCOE已经更 具备竞争力。

情形一：新能源后周期需求，储能可充当灵活性资源

随着可变可再生能源 (VRE) 的普及，储能作为灵活性资源有助于维持电网稳定和解决可再生能源弃电问题。根据IEA，在可变可 再生能源（VRE）发展的早期阶段（第1-3阶段），VRE对电力系统的影响相对较小；随着VRE渗透率提升到第4阶段及以上的时 候，可再生能源在某些时期可以满足几乎所有需求，甚至产生大量发电量盈余。当各国可再生能源占比持续提升到一定程度的时 候，新能源大规模接入可能会冲击电网，灵活性资源的配置需求大幅增加。储能可以起到替代输变电设施建设、稳定电网的作用。 这一趋势在主要电网基础设施跟不上可变可再生能源部署的地区尤为明显，典型代表为欧洲、澳大利亚、美国德州等。

情形二：能源转型需求，储能匹配光伏风电高规划

风光资源禀赋好，但新能源渗透率较低的部分地区，陆续规划大规模新能源装机，同时布局储能以匹配新能源装机。全球碳 中和行动已从目标设置迈向执行阶段，截至2023年末，全球已有133个国家提出了可再生能源发电目标，其中设定100%可再 生能源发电目标的国家增加至37个。从2024年以来涌现的沙特、巴西、印度、巴基斯坦等多个新兴市场来看，共性为光照资 源丰富，但目前可再生能源渗透率低，能源转型需求迫切。随着产业链价格降低，逐渐向这些光照资源好、度电成本低的地 区渗透。

情形三：电网建设水平薄弱，储能提高电网运行稳定性

新兴市场经济发展迅速，电力需求增速高。全球电气化趋势加速，特别是在交通、工业和建筑等领域的电气化应用增加了电力需求。中国、 印度、东南亚等新兴市场经济快速发展，驱动全社会用能量增长；以数据中心为代表的新一轮电力需求进一步推动了全球电力需求的增长。 根据IEA预计，2024-2025年全球电力消费量增速均将达到4%，是自2007年以来的最高水平。 部分国家/地区的电网建设水平薄弱，造成电力系统不稳定、缺电现象频发。原因之一是发电和电网设施落后，以尼日利亚为例，2023年9 月14日，尼日利亚经历了持续约10个小时的全国性停电，主要由于一条主要输电线路起火造成电网崩溃。该国2017年至2023年间总共发 生了46次电网崩溃；原因之二是极端天气事件引发多个地区大面积停电。例如2023年6月雷暴和龙卷风导致美国南部和墨西哥湾沿岸各州 基础设施受损进而造成停电，法国、印度也多次出现此类情况。由于电力基础设施落后，电力供应趋于紧张，近年来，巴基斯坦、南非等 地的电价呈现上涨趋势。储能一方面可以通过平移新能源出力，提升电网送出通道利用效率和电网运行稳定性，另一方面也可以部分延缓 输变电设备的升级与增容。

美国：并网拥堵问题逐步缓解，降息有望提振大储需求

美国：电网老旧&区域互联性差，配储为刚性需求

美国电网设备老旧，配储为刚性需求。美国70%以上的输电线和电力变压器已使用25 年以上，据估计，停电每年会给美国经济造成280至1690亿美元的损失。根据EIA， 大型发电厂设备折旧严重，近年新建发电厂规模更小、分布更广。老旧电网可靠性低， 电力质量波动大，峰时负荷压力大，但电网升级成本过高，均需储能设备保证电力供 给，平衡峰谷差异。 美国电网区域互联性差、建设零散，协调困难。美国电网分为三个主要区域：东部电 网、西部电网和德克萨斯电网（ERCOT），彼此间的互联性非常有限。电网基础设 施由多个独立的独立系统运营商（ISO）和区域输电组织（RTO）管理，缺乏统一的 规划和投资策略。各区域电网受到不同州和联邦法规的约束，政策不一致使得跨区域 协调更加复杂。这些因素共同导致了电网在面对极端天气和突发事件时的脆弱性。

美国：变压器短缺情况有望逐步缓解

美国电网变压器老化严重，此前变压器供应短缺制约储能发展。根据美国能源局，在1950-1970年代，美国经历了大型电力变压 器的安装投运高峰期，距今已经50-70年，已经超出其设计寿命。根据美国商务部，目前美国大型变压器的平均寿命已经达到38 年，亟待替换升级。但在变压器供给端，2022年以来，变压器核心原材料，取向硅钢供应短缺加剧。制造商难以应对劳动力和材 料短缺的问题导致现有产能难以满足激增的需求。俄乌战争严重破坏了全球能源和技术供应链，加剧了变压器的供不应求。面对 需求爆发而现有产能受限的情况，变压器的交付周期大幅拉长。根据WoodMac，截至 2023Q3，美国电力变压器的采购周期已经 从过去的30-60周延长至80-210周；其中大型电力变压器的平均采购周期约115-130周。在此背景下，储能能够起到后备电源作用。 美国变压器短缺情况有望逐步缓解。美国本土已有多家供应商宣布了变压器扩产计划，例如Virginia Transformer Corporation、 WEG、Hitachi Energy等。

欧洲：新能源发电占比提升，大储接力户储需求

欧洲：可再生能源发电占比高，催生大储配套需求

欧洲负电价激增，高风光占比强化大储需求。 欧盟2023年可再生能源发电量占比达到 44%，超过1/4的电力来自风电和光伏，其中10个国家的比例高于这一水平。但随着可再 生能源占比的提升，电力的间歇性和不稳定性增强，欧洲也频现负电价现象。2023年50 个竞价区中，有27个面临自2017年以来最高的负价。储能作为灵活性资源有助于促进新 能源电力消纳和能量时移，英国、西班牙等多国政府将储能纳入国家目标和10年期国家 能源和气候计划。 2024年欧洲大储新增装机增速预计将达到125%。根据欧洲储能协会（EASE）统计， 2023年欧洲储能新增装机达到10.1GW，其中大储新增装机2.8GW，同比增长56%，预 计2024/2025年新增装机分别约为6.3GW/9.2GW，同比增长约125%/46%。其中，英国、 意大利是欧洲大储的主要市场。

欧洲 | 英国：储能电站收益机制丰富

英国大储最早以调频等辅助服务收入为主。根据Modo energy，截至2023年底，英国电池储能累 计装机规模达到3.5GW/4.5GWh，新增装机达到1.4GW/2.2GWh。英国大储主要收益来源包括电 力批发市场套利、平衡机制、调频等辅助服务、容量市场等。2024年10月，英国电池储能平均年 化收入5.8万英镑/MW。 批发套利市场和容量市场提供的长期合同收入逐渐受到重视。较短持续时间（0.5-1小时）的电池 在频率响应服务方面占主导地位，而2-4小时的储能则在批发套利市场和容量市场中逐渐崭露头角。 目前频率响应市场越来越饱和，导致2023年储能的收入较2022年减少67%。随着越来越多的间歇 性可再生能源投入使用，能源供过于求导致批发价格为零或负值的时期将增多。电力批发市场套 利成为一种可行的收入途径。作为电力市场改革计划的一部分，英国政府引入了容量市场，以确 保未来的电力供应安全。过去三年，随着容量目标的提高和旧发电机组面临退役，价格有所上涨。 2023年12月活跃的容量市场合同容量总计3.3GW，占英国所有电池容量的94%。

澳洲：电力市场波动大，大储建设规划加速

澳洲：电力市场波动较大，储能收益机制完善

澳大利亚的电力市场波动较大，负电价情形频繁发生。Rystad Energy分析了全球39个电力 市场的公开价格数据，澳大利亚的国家电力市场（NEM）波动最大，昆士兰州和南澳大利亚 州的日内价差在所有市场中最大。波动的主要原因是：1）燃煤电厂停电；2）自然灾害引起 输电线路问题；3）光伏发电渗透率高。储能作为灵活性资源在维持电网稳定方面重要性凸 显。 储能收益空间大，主要以能量套利为主。澳大利亚的电网电价波动剧烈，日内价差较大，这 也为储能提供了良好的套利空间。根据AEMO，在2024Q2澳大利亚电池储能收入来源中，与 频率控制辅助服务(FCAS)获得的收入相比，能量套利收入所占的比例越来越大，超过一半的 收入来自能量套利，主要是得益于市场波动性增加和负电价时的充电收入。

澳洲：提供资金支持和政策激励，促进储能发展和应用

容量投资计划加速开发可再生能源发电和储能容量。澳大利亚联邦政府的容量投资计划（CIS）将对可再生能源和清洁可调度容量项目进 行一系列竞争性招标，最初的目标是推动对6GW“可调度”清洁电力项目的投资。2023年11月，这一目标提高到9GW储能容量和23GW 可变可再生能源发电量，使全国总容量2030年达到32GW，以支持到2030年实现82%可再生电力的目标。 澳大利亚政府发布该国首份国家储能电池发展战略。2024年5月，澳大利亚政府发布国家电池战略，将向“未来澳大利亚制造”创新基金 注入17亿澳元，以加快重点行业的创新部署，包括电池制造等。其次该战略鼓励在储能等优势领域发展，如生产高价值电池产品，并计 划为此拨款5.23亿澳元。此外，两个研究机构——未来电池产业合作研究中心（FBICRC）和澳洲电力行业发展中心（PAIGC）将分别获 得2030万澳元和1000万澳元的财政拨款。

中东：国家意志引领能源转型，储能受益于新能源发展

中东：新能源发电占比低，能源转型目标坚定

中东是世界主要的石油和天然气产区，新能源渗透率较低。中东地区经济发展速度加快， 根据IEA，2024-2026年中东电力需求平均增长率将更强劲，达到3%。中东地区的发电 严重依赖化石燃料，到2023年底化石燃料占总发电量的93%，可再生能源仅占3%，核 能和水力发电各占2%。中东的新能源装机和储能装机渗透率远低于世界平均水平。 多国设立减碳目标，加快推进能源结构转型。伴随世界石油消费达峰的临近，中东国家 正在积极摆脱对石油产业的依赖，调整国家能源结构，实现产业结构的多元化发展。中 东和北非地区的九个国家在净零排放目标和国家自主贡献（NDC）方面做出相关承诺。 其中沙特、科威特和巴林计划在2060年实现净零目标，阿联酋和阿曼则计划在2050年 完成。2016年沙特正式发布了“2030愿景”；阿联酋提出了《国家能源战略2050更新》 计划，其中明确到2030年可再生能源装机容量增加两倍以上，达14.2GW。

中东：经济性优势凸显，光储发展潜力巨大

中东光照资源条件优异，光伏LCOE显著低于全球。中东地区光照资源极为丰富，年平均太阳能辐射量超过每平方米2000千瓦时， 普遍具备大规模部署光伏发电及大规模储能系统的条件，其中，沙特阿拉伯和阿联酋条件最优。沙特阿拉伯的光伏发电LCOE创 下了世界纪录，即10.4美元/MWh。 中东非光伏装机潜力大，光伏和储能协同布局。根据MESIA，截至2023年，中东和北非地区光伏装机约32GW，其中主要市场为 沙特、土耳其、埃及、以色列等。MESIA预计2024/2030年累计装机分别为40GW/180GW， 2024-2030年CAGR达28%。储能需 求有望随光伏装机发展而增长，目前在中东和北非已经陆续出现大规模的储能项目招标。

拉美：智利、巴西引领大储需求发展

南美 | 智利：新能源资源禀赋优异，储能促进新能源消纳

智利在风光开发和利用方面具备巨大潜力。智利的太阳能资源丰富，尤其是其所处的阿塔卡马沙漠地区，是全球太阳辐射最强的 沙漠之一，年均日照时数超过3000小时。同时，智利的风能资源也很丰富，尤其是在南部地区，如巴塔哥尼亚和一些沿海地区。 这些地区的风速高且稳定。当前，智利正大力推进能源转型，并提出2030年关闭所有燃煤电厂，2050年实现碳中和目标。 智利可再生能源弃电量攀升，储能推动新能源消纳和能量时移。截至2024年8月，智利年度累计弃电量达到2871GWh，同比增长 148.9%。智利为南北走向，全国日出日落时间相近，储能有助于将光伏白天产生的能量转移至夜间。

南美 | 巴西：风光装机高增，电池储能纳入容量拍卖

水电是巴西最主要的电力来源，资源负荷逆向分布促进储能需求。截至2024年9月，巴西水电占比46.0%（110GW），光伏发电占比 20.2%（48GW），风电占比13.5%（32GW）。水电年均发电变化幅度大，以水电为主的能源结构存在缺电隐患。巴西太阳能资源丰富， 截至9月累计装机达到48GW，其中68%为分布式，32%为集中式光伏。巴西的能源中心和负荷中心呈逆向分布，东北地区可再生能源富 足，而大部分负荷在南部、东南部等经济较为发达的地区，资源负荷的逆向分布决定了巴西需要大容量、远距离、跨区域的输电以及储 能，在更大范围内实现资源优化配置。 巴西拟将电池储能纳入容量拍卖。2024年9月，巴西矿业和能源部宣布，计划在2025年大规模采购电池储能系统，并为举办的容量储备 拍卖活动公开征求意见。巴西矿业和能源部部长强调了使用电池储能系统来支持可再生能源发电设施的重要性，并表示拍卖旨在保证巴 西未来六到七年的能源安全。根据拉丁美洲清洁能源咨询公司（CELA）的一项研究估计，到2040年，巴西储能市场将以每年至少12.8% 的速度增长，累计达到7.2GW，不包括表后的用户侧安装。

亚洲：储能成为电力保供的重要支撑

亚洲 | 印度：地面电站装机量高增，储能需求潜力十足

印度地面光伏电站装机暴增。根据JMK Research，2024年一季度，印度新增公用事业级光伏装机井喷至7.5GW，这已经相当于 2023年全年的印度全部新增光伏装机量（略高于2022日历年度新增装机的一半）。印度2023-2024财年（2023年4月-2024年3月） 的新增光伏装机量达到15GW（其中地面电站11.5GW，屋顶光伏3GW，离网光伏0.5GW），并相比2022-2023财年略有增长。 印度配备光伏+储能可弥补未来潜在的电力缺口。根据IECC的模拟结果，假设峰值负荷增长率为7.5%，2027年如果共计90GW光 伏、10GW风电，并配备16GW/64GWh储能合用，可以弥补印度在2027年的潜在电力缺口。

亚洲 | 菲律宾：弱电网+电价高，独特地理环境中催生储能需求

菲律宾三大电网主网无法覆盖其他零散细分岛屿，部分地区缺电严重，电价水平居高。菲律宾以煤炭和天然气为主，合计占比76%，新能 源占比较低。菲律宾共有大小岛屿7000余个，3个主要岛屿吕宋岛、维萨亚岛、棉兰老岛形成了3大电网，但是覆盖范围仍然有限，目前 该国国内仍未实现完全联网。菲律宾《电力行业改革法》将发电视为非公用事业，发电公司不需要国家特许经营即可营业，电网发、输、 配、售电均私有化。目前菲律宾缺电严重，电价较高。 大力发展可再生能源，储能需求陆续释放。2022年8月，菲律宾能源部（DOE）发布了2020-2040年的国家可再生能源计划（NREP）， 明确了可再生能源发电量占比到2030年达到35%、到2040年达到50%的目标，希望通过大力发展可再生能源减少对化石能源的依赖，满 足负荷需求。2022年11月，菲律宾能源部修订了《可再生能源法》，菲律宾在政策中取消了对外资在本国可再生能源项目40%的持股上 限，并将电动汽车、可再生能源、储能等绿色生态系统行业纳入了“外资优先投资行业”，并给予不同程度和期限的税收优惠。2023年7 月菲律宾进行了第二次绿色能源竞价计划（GEAP），授予3.4GW风电及光伏项目，计划于2024年至2026年开发，将同步带动菲律宾储 能装机。目前菲律宾储能项目持续释放，2024年8月菲律宾投资委员会（BOI）授予Terra太阳能+储能项目“绿色通道证书”，该项目包 括3500MW光伏电站和4500MWh电池储能系统，项目计划在2026年2月前进入第一阶段商业运营，并在一年后进入第二阶段。

产业链分析：海外市场高壁垒高盈利，行业龙头强者恒强

储能产业链：电池和PCS成本占比最高

大型储能系统是一个复杂的系统性工程，涉及直流侧的电池设备和交流侧的变流设备。大储系统主要涵盖电池管理系统（BMS）、 功率转换系统（PCS）、能量管理系统（EMS）等关键设备。电池成本占比最高达67%，其次为储能PCS 10%，电池管理系统 BMS和能量管理系统EMS分别占比9%和2%。

电芯：电芯向大容量发展，电池行业加速洗牌

大容量电芯比拼激烈上演，更考验电池厂商安全设计、生产、制造能力。2024年前三季度，储 能电芯行业集中度继续维持高位，CR10达90.7%，Top5企业为宁德时代、亿 锂能、比亚迪、 海辰储能、 浦兰钧。 2024年以来，314Ah电芯逐步接替280Ah电芯成为储能市场主流。同时， 宁德时代、亿 锂能、远景储能、欣旺达等电池企业纷纷推出 500Ah+电芯积极备战长时储能， 推出的下一代大容量储能电芯的创新围绕着循环寿命、高安全性和超低成本等方面。目前大容 量电芯的比拼正激烈上演，或进一步带来一二线或二三线储能电芯企业分化。 电芯价格降幅有望趋缓。2024年以来碳酸锂价格仍呈下降趋势，截至2024/12/24，电池级碳酸 锂市场均价约7.6万元/吨，较年初下跌22%；截至2024/12/20，方型磷酸铁锂电池（储能型， 314Ah）价格为0.31元/Wh。展望后续，碳酸锂价格有所企稳，同时储能需求持续高增，尤其 是2025年为储能电芯高关税窗口期，有望迎来抢装强出货，预计电芯价格降幅有望趋缓。

报告节选：

编辑：火腿肠