2025年电力设备行业深度：从电价逻辑探讨海外工商储需求空间–欧洲、东南亚和非洲市场

1、供需探讨：电价政策&应急备电为工商储底层需求，系统 成本下降带动需求进一步放量

1.1 需求端：电价政策+应急备电，催化海外工商储需求

欧洲：电价政策催化欧洲工商储需求，峰谷价差为主要盈利模式。能源转型趋势下，欧 洲风电、光伏装机规模占比逐渐增长，负电价频发，加装储能可进一步平衡风电、光伏 发电波动，减轻电网压力，稳定欧洲电力供应水平。对于企业用户而言，工商储可通过 峰谷价差实现盈利节省电费，降低企业端用电成本。据律能科技，欧洲电价主要由购入 电价、网络费、能源税（（比约约各 1/3）、增值税构成，新能源可以带来一定比约的能源 税减免，光伏配储自发自用能够节省网络费。欧洲部分国家已推出工商储相关政策，据 储能网，德国气候与转型基金（KTF）获 1000 亿欧元注资，支持储能与电网现代化，项 目可申请最高 30%投资额的税收抵免和年利率 1.5%的长期贷款；西班牙方面，欧盟批 准 7 亿欧元援助计划，用户侧储能项目补贴比约可达 65%。

SolarPowerEurope 预计欧洲工商储 2028 年装机规模近 20GWh，CAGR 2024-28 年达 60%+。2024 年，欧洲储能装机规模约 22.4GWh，同比增长 30%。其中户储装机 8.74GWh，同比降低 27%，占比 39%；工商储装机 2.69GWh，同比增长 68%，占比 12%；大储装机 10.98GWh，同比增长 205%，占比 49%。据 SolarPowerEurope，2025 年欧洲储能装机规模有望同比增长 28%至 28.7 GWh，其中户储、工商储、大储规模预 计达到 10.31 GWh/4.78 GWh/13.61 GWh，同比增长 18%/78%/24%，占比分别为 36%/17%/47%。至 2028 年，欧洲工商储装机预计达到 19.53GWh，占比 25%，CAGR 2024-2028 年约 64%，持续高增。

东南亚：发电成本上升推高当地电价，高性价比离网储能预计为主流需求。大多东南亚 国家以煤炭、天然气等发电为主，近年来煤炭价格上升推高各国发电成本，进一步推高 终端电价，催化工商储需求。东南亚海岛地区较多，离网型工商储可通过和光伏、风电 等可再生能源结合，实现微电网独立供电。各国近年来推出激励措施，越南：东南亚国 家 58 号法令赋予储能“并网优先权”；57 号法令允许风光发电企业与≥22kV 工业用户 开展直接 PPA。马来西亚：取消非住宅用户太阳能系统装机容量不得超过用户最大用电 需求 85%的限制，并要求新装太阳能系统时需同时配置储能设备。泰国：新版电力发展 规划（PDP 2024-2037）提出到 2037 年可再生能源占比达 51%，将重点投资储能，并 将储能明确定位为保障稳定供电的“基础设施”。

非洲：光储微网+离网备电，停电频发+矿场需求 亚非拉等地区离网应急备电场景下，电网结构薄弱，停电、缺电的情况较为普遍，需要 储能系统快充慢放、并离网切换，也有部分超配的需求。非洲地区由于经常发生停电， 更多需要并离网切换的储能系统。

1.2 供给端：成本大幅下降，模块化产品形态可适配各类场景

2023 年至今，碳酸锂价格和光伏组件价格持续下行，储能网显示 2025 年 2 月工商储系 统中标价格已降至 0.6 元/Wh。此外，工商储供给大幅增长，目前主要分为中小型工商 储（30-50kw）和中大型工商储（125kw 及以上）。 SNEC 展会来看，工商储产品形态主要分为 1）125 kW/261 kWh 一体化储能柜，采用 314Ah 电芯，主要针对小型工商业主，如超市、酒店、办公室、农场等终端用户；2）400 kWh+、800 kWh+工商储产品，针对 10kV 以上大工业及细分场景。

2、海外电价：欧洲小型工商业电价最高，东南亚电费相对水 平远高于中国，非洲电价高增催化企业降本需求

2.1 欧洲：德国工业电价 0.24 欧元/kWh，动态电价机制预计推高工商储需 求

欧洲工业电价显著高于美国。对比欧美工业电价水平，欧洲工业电价显著高于美国，成 本竞争力差异明显。欧洲用电成本高主要系：1）能源结构，欧洲化石能源+核电发电占 比超 50%，弃核政策加剧电力供需紧缺；2）电费结构：据电知时讯，欧洲工业电价中 政策附加费税费及附加费用约占比 50%，包括支持可再生能源的补贴、环保税以及各种 政策性附加费用。俄乌冲突后，欧洲工业电价水平进一步攀升，尽管 2024 年同比有所回 落，但仍远高出其能源危机前水平。

需求端看，2024 年欧洲用电总需求约 2725TWh，同比增长 1.2%。随着欧洲电动汽 车保有量提升，以及 AI 数据中心建设需求增长，未来欧洲用电需求有望持续增长，加剧 电力需求紧张。供给端看，2024 年欧洲发电规模约 2725TWh，同比增长 1.2%，分类别 看：1）新能源发电 1300KWh，同比增长 7.6%，占比 48%。其中光伏、风电发电分别 为 304/477 TWh，占比 11%/18%，同比增长 21.6%/1.5%；2）传统能源发电 793KWh， 同比增长-8.6%，占比 29%，其中天然气发电 430 TWh，占比 16%，同比增长-5.7%。

现货电价波动影响 PPA，德国电价税费高出欧盟平均水平约 47%。现货市场电价作为 底层基准，但部分区域（Eg.德国）受风光发电波动性较大影响，现货电价日内波动剧烈。 该价格直接影响批发电价层面--能源服务商与工业用户签订的中长期购电协议（PPA）锁 定未来交付价格。工业电价包括发电成本、电网成本（过网费）和税费（包括各种附加 费用），其中德国电价中的税费占比较欧盟平均水平高出约 47%。

2.1.1 德国

2024H2 德国小型工商业电价水平约 0.27 欧元/KWh，较中型、大型工商业电价分别 高出 31%、80%。小型工商业主要为年耗电量为 20-499MWh 的用户。据英国政府官 网，2024H2 德国小型工商业电价水平约 0.27 欧元/KWh，较中型、大型工商业电价分别 高出 31%、80%。以 2024H2 电力批发价格均值计算，小型、中型、大型、超大型工商 业主实际电价较批发电价分别溢价 152%/93%/40%/33%。2024 年以来，随着光伏、风 电装机不断增长，德国发电波动性大幅上升，现货市场负电价频发，加剧企业端用电成 本波动。我们认为，小型工商业主用电成本最高，预计采用工商储意愿最强。据储能网， 截至目前，德国多数工商储项目规模在 50kW/100kWh 以下。

德国工业电价低于居民电价，但仍处于较高水平，日内 wholesale 批发电价峰谷价差 达 0.24 欧元（约合人民币 1.97 元）/kWh。24H2 德国居民电价（含税）约 0.39 欧元 /KWh，折合人民币约 3.25 元/KWh；工商业电价（不含增值税）约 0.236 欧元/KWh，折 合人民币约 1.95 元/KWh，居民电价高于工商业电价。现货市场日内波动看，以 6 月 17 日分时电价为约，德国峰谷价差约 0.24 欧元（约合人民币 1.97 元）/kWh。

动态电价机制实施后，工商储需求有望快速增长。电价暴涨推高部分用户用电成本，但 由于签订长期合同，通常来说居民用户与大多数企业用户的用电成本并不会直接受到 wholesale 日内电价波动剧烈的影响。据南方能源观察，2025 年 1 月 1 日起，德国全面 推行动态电价，激励灵活用电，调动需求侧资源。电力供应商向所有用户提供动态电价 套餐，消费者可自主选择。居民和中小企业用户有机会选择与批发市场联动的动态电价， 根据价格变动响应系统调节需求，在可再生能源发电高峰期享受更低的电价。动态电价 机制下，工商储需求有望快速增长。

2.1.2 意大利

据英国政府官网，2024H2 意大利小型工商业电价水平约 0.26 欧元/KWh，较中型、大型 工商业电价分别高出 31%/75%。以 2024H2 电力批发价格均值计算，小型、中型、大 型、超大型工商业主实际电价较批发电价分别溢价 91%/46%/9%/8%。小型工商业主用 电成本最高，采用工商储意愿或最强。 24H2 意大利居民电价（含税）约 0.31 欧元/KWh，折合人民币约 2.57 元/KWh；工商业 电价（不含增值税）约 0.23 欧元/KWh，折合人民币约 1.88 元/KWh，居民电价高于工 商业电价。

2.1.3 法国

据英国政府官网，2024H2 法国小型工商业电价水平约 0.21 欧元/KWh，较中型、大型工 商业电价分别高出 48%/113%。以 2024H2 电力批发价格均值计算，小型、中型、大型、 超大型工商业主实际电价较批发电价分别溢价 114%/45%/0%/-18%。 24H2 法国居民电价（含税）约 0.29 欧元/KWh，折合人民币约 2.41 元/KWh；工商业电 价（不含增值税）约 0.18 欧元/KWh，折合人民币约 1.47 元/KWh，居民电价高于工商 业电价。

2.2 东南亚：发电成本上涨推高电价，电费占比人均 GDP 比重达 5%-11%

东南亚国家以燃煤/水电/天然气发电为主，原材料进口价格上涨推高当地电价。东南亚 主要国家的发电结构多依赖燃煤、天然气或水电，近年来燃煤、天然气进口价格大幅上 升，东南亚地区干旱加剧影响水电发电规模，推高当地电价。据 TradingEconomics，纽 卡斯尔煤炭期货 6 月价格约 107 美元/吨，天然气期货 6 月价格约 3.90 美元/百万英热， 均高于 2020 年前疫情水平。据 LowcarbonPower，2024 年越南燃煤、水电、天然气发 电占比分别为 48%/31%/7%；马来西亚燃煤、水电、天然气发电占比分别为 44%/16%/37%；泰国燃煤、水电、天然气发电占比分别为 14%/3%/58%。

马来西亚：国家电力公司（TNB）称，2025-2027 年，马来西亚半岛地区 90%发电 燃料——煤炭价格将上涨 24%，液化天然气价格将上涨 34%，因此自 2025 年 7 月 起，马来西亚半岛基准电价将上调 14.2%至 45.62 仙/KWh（约 0.11 美元/KWh）；

泰国：2023 年泰国电价上涨 14%至 0.13 美元/KWh，2024-2025 年电价略有下降 但仍高于全球疫情前水平；

越南：越南电力集团 EVN 宣布，自 2025 年 5 月 10 日起执行新标准零售电价，不 含增值税电费均价由 2103.11 越盾（约合 0.5843 元）/KWh 上涨至 2204.0655 越 盾（约合 0.6124 元）/KWh，电价涨幅达 4.8%。

东南亚国家电价处于全球较低水平，但电费占比人均 GDP 比重较高，电价连年增长趋 势下有望催化当地工商储需求。据 The Edge Malaysia，菲律宾、泰国、马来西亚、印尼、 越南平均电价分别为 0.21/0.12/0.101/0.088/0.083 美元/kWh。绝对值来看，东南亚国 家电价处于全球较低水平，其中越南电价同比上涨 4.8%后，电价水平为 0.083 美元/KWh， 仍低于中国电价，东南亚地区成本优势吸引电子、服装、新能源产业等制造业巨头持续 扩张产能，有望带动工业用电量持续增长；相对水平来看，东南亚国家电费占比人均 GDP 水平较高，且电价水平持续增长，预计催化当地工商储需求。假设人均年用电量为 6000KWh/年， 中国、马 来西 亚、泰 国、越南 电费 占比人 均 GDP 比 重分 别为 4.84%/4.83%/9.61%/10.98%。

2.3 非洲：电价高增&停电频发，离网工商储为主流解决方案

非洲地区停电频繁叠加电价高增，离网工商储提供优质解决方案。据人民日报，2024 年 4 月-2025 年 3 月，南非电力正常供应天数为 336 天，同比增长超 9 倍。尼日利亚人口 超过 2.22 亿，其中近 60%的人口处在缺电状态。2022 年至今，尼日利亚电网倒塌约 10 次，电网崩溃致部分地区每日电网稳定供电时间仅 5-6 小时。非洲光照条件好，光储度 电成本较低，对柴发形成有效替代，叠加当地电网稳定性较差，我们认为在非洲发展离 网工商储方案能够对电网有效补充。据 ESS，2024 年非洲储能装机规模达 1.64GWh，同 比增长近 10 倍，预计工商储系统成本大幅下降趋势下，将进一步催化当地工商储需求。

非洲主要国家大幅调增境内电价，部分居民和企业用电成本大幅增加。电价方面，据欣 顿电源，尼日利亚家庭用电价格为 50.823 奈拉（约合 0.032 美元）/KWh，商业用电价 格为 65.77 奈拉（（约合 0.042 美元）/KWh。尼日利亚电力监管委员会于 2024 年 4 月将 A 类用户电价从 68 奈拉/KWh 上调至 225 奈拉/KWh，电价涨幅达 231%，部分居民和企业用电成本大幅增加。据 NERSA 官方文件，南非电价 2023-2024 年期间上涨 18.65% 至 0.096 美元/KWh，2024-2025 年进一步上涨 12.74%至 0.108 美元/KWh。

3、需求空间：我们测算欧洲（（小型）、东南亚、非洲（（矿山场 景）工商储空间约 66GWh/50GWh/30GWh

3.1 产业链利润环节拆解：厂商、经销商毛利率均在 30%+

工商储产业链环节利润丰厚，预计终端推广意愿较强。基于艾罗能源 2024 年报，我们 拆解产业链环节成本及利润情况如下：单台工商储制造成本在 10 万元以上，终端价格较 厂商出厂价高出 1.4 倍，其中厂商毛利率约 35%，经销商毛利率约 30%，各环节利润水 平相对丰厚。预计厂商及经销商销售意愿均较强。

3.2 经济性测算：欧洲工商储回本周期 4 年左右，光储发电成本较柴发低约 70%

3.2.1 欧洲：小型工商储为主，静态回收期 4 年+，我们测算小型工商储需求 66GWh

我们测算德国 50kW/100kW 工商储静态回收期约 4.4 年，可实现净收益 7447 欧元 /年。参考德国 6 月 17 日批发电价，日内峰谷价差约 0.238 欧元（（折合约 1.97 元）/KWh， 电价差处于较高水平。以 50kW/100kWh 小型工商储系统为约，其建设成本约 0.326 欧 元/Wh，根据德国日内 wholesale 分时批发电价情况，峰谷电价差约 0.238 欧元/kWh （2025 年 6 月 17 日数据），我们假设每日充放电次数为 1，年使用天数 340 天，年运维 费用为总投资成本的 2%，我们测算该小型工商储在德国市场的总成本约 3.26 万欧元， 通过峰谷电价可实现净收益 7447 欧元/年，静态回收期约 4.4 年。

我们测算德国、欧洲小型工商储需求约 30GWh/66GWh，潜在需求空间广阔。据外交 部德国国家概况总结，我们测算 2024 年德国农牧业+服务业企业约 374 万家，假设中小 企业数量占比 80%，其中 10%左右中小企业采用小型工商储（50kW/100kWh），我们测 算德国小型工商储潜在需求空间约30GWh。假设德国占比欧洲小型工商储比约为45%， 则欧洲小型工商储对应空间约 66.4GWh。

3.2.2 东南亚：性价比离网工商储为主，我们测算工商储需求约 50GWh

我们测算东南亚地区工商储需求约 50GWh。越南年均日照 2000-2600 小时，目前工商 业屋顶开发量占比超过 58%。2024 年起，越南新规要求工商业项目余电销售不超过装 机容量 20%，储能设备进口关税全免。考虑到东南亚海岛地区较多，或更多需要离网供 电，工商储户外一体柜（（eg.125kW/261kWh 机型）为模块化设计，可实现灵活部署，支 持多机并联扩容，能够满足从中小企业到大型工业园区的多样化储能需求。截至 24Q3， 越南注册企业总数约 85 万家，假设中小比约占比 80%，假设其中 10%左右工商业主采 用小型工商储一体机（eg.125kW/261kWh），我们测算越南中小型工商储需求约 17.75GWh。假设越南中小型工商储需求占比东南亚 35%，我们测算东南亚地区中小型 工商储需求约 50.71GWh。

3.2.3 非洲：并离网、离网工商储需求广阔，仅矿山场景工商储需求约 30GWh

工商储发电成本远低于柴发，矿山场景带动工商储需求爆发。1）生产降本来看，现阶 段，非洲大部分矿山依赖柴油发电机发电，成本约 0.332 美元/kWh；而光储系统发电成 本约 0.097 美元/kWh，光储系统发电成本较柴油发电机低 70%左右。2）生产增效来看， 非洲停电频发致当地矿山生产时常中断，据 Zpenergy，非洲矿山企业因停电导致的年均 损失工时为有效生产时间的 8%-10%。当地 Gold Fields 矿山公司年耗电量约 494GWh， 电费成本占矿区年度运营成本约 10%，公司自 2022 年 8 月投运太阳能电站，显著提升 其在南非 South Deep 金矿的可持续运营水平。

保守预计，我们测算南非、非洲地区矿山场景的光储系统潜在空间约 15GWh/30GWh。 据 NERSA，2025 年 Eskom（南非国家电力公司）发电量约 170,947 GWh，按矿山企业 年耗电量占比为 14%-30%测算，南非矿山企业年耗电规模约 37,608 GWh。假设矿山企 业采用光储系统后，系统年发电量占比园区耗电规模约 22%，假设南非 70%的矿山企 业选择安装光储系统，我们测算非洲矿山场景对应光储空间约 30.97GWh。

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