国内商业模式有待完善，海外格局更优。
市场回顾：中美市场规模领先，中东市场机遇凸显。 中国：前三季度新型储能投运 20.7GW（同比+69%）。根据 CNESA 数据，我国 2024 年前三季度新型储能新增投运 20.7GW/50.7GWh，功率规模和能量规模同比分别增长69%/99%，装机高速增长。 美国：前三季度大储新增投运 7.0GW（同比+59%）。根据 EIA 统计，美国前三季度大储新增投运规模共计 7.0GW， 同比增长 59%，增长强劲。1-10 月，美国大储新增投运规模共计 7.8GW，同比增长 69%。 欧洲：英国/德国前三季度大储分别新增投运 0.7GW/0.4GW。英国是欧洲大储最主要的市场，根据 Modo Energy，前 三季度英国大储新增装机 679MW，同比减少 43%。英国大储市场基数较小，前三季度投运项目数量分别为 6/4/9 个， 装机落地速度受到项目自身进展、并网延迟、降息前观望等因素影响。截至 2024 年 9 月底，英国大储累计装机已超 过 4GW。德国前三季度大储装机容量共增加 350MWh，同比增长 77%；功率约增加 300MWh。截至 2024 年 9 月底， 德国大储累计装机规模 1.5GW/1.8GWh。中东：前三季度我国出口沙特/阿联酋的逆变器金额快速增长。根据海关总署数据，前三季度我国出口沙特/阿联酋的 逆变器金额分别为 11.3/11.2 亿元，同比分别增长 280%/109%。逆变器出口金额的快速增长部分反映了沙特和阿联酋 大储需求的增长。
国内市场：政策“强配”驱动，商业模式有待完善。现阶段，我国大储装机主要由新能源“强配”政策驱动。国内大储在 项目形式上有“新能源配储”和“独立储能”之分，前者依托于新能源场站存在，通常作为电站的成本项，助力新能源电 量消纳；后者独立并网，理论上可通过参与电力市场获得收益。但目前国内独立储能收益来源以容量租赁为主，驱动因素 同样为新能源强配，两者驱动因素和使用功能并无本质区别。长期来看，符合条件的新能源配储项目允许转换为独立储能， 两者界限或将逐渐模糊。“强配”政策推动大储装机规模增长，确保电力系统可获得充分的灵活性资源供给；但在装机规模 增长的同时，国内大储仍存在收益来源不足、商业模式不明确等问题，甚至导致项目方“审而不建”、“建而不用”、设备方 “低质低价内卷”等情形。推动储能系统获得合理收益、实现商业化运行，成为国内新型储能产业健康发展的重点。
国内独立储能收入水平和收入结构仍有待改善。独立储能理论上可通过容量租赁、辅助服务、峰谷套利、容量补偿等市场 化方式获得收益，是储能从规模化迈向市场化发展的重要形式。我国电力市场发展时间晚于欧美等发达市场，电力市场化 进程仍在推进中，储能参与市场的服务品种有待丰富，定价和调用机制也有待完善。现阶段国内独立储能收益水平暂低于 欧美发达市场，且收益结构较为依赖容量租赁。根据南网储能 2024 年 9 月 9 日投资者关系活动记录表，目前该公司已投 运的电化学储能电站主要收入来源为租赁收入，资本金内部收益率约为 5%。国内独立储能要实现健康发展，仍需国内电 力市场进一步发展、独立储能收益模式继续完善，需要较为长期的过程。 政策关注“内卷”痛点，有望针对性推出政策，助力行业向“高质量发展”转型。2024 年 11 月，工信部《新型储能制造 业高质量发展行动方案》征求意见。文件提出了新型储能制造业发展目标，并围绕“高质量发展”，提出鼓励技术创新，优 化供需格局，推动国际化发展等具体行动方向。“高质量发展”是国内储能产业摆脱内卷、健康成长、培育国际竞争力的必 经之路。文件充分意识到行业发展中的“内卷”痛点，提出“引导优化供需关系”“科学有序布局”等要求，后续有望推出 实质性政策，引导优化供需关系、完善行业标准体系、加强产品质量监督，进而逐步化解“内卷”难题。我们看好国内储 能市场广阔的发展空间，虽然短期存在价格内卷、盈利承压等问题，但在政策引领和行业参与者共同推进下，我国储能产 业有望逐渐走向成熟，供给质量提升、需求场景清晰，实现高质量发展。
美国电力市场较为成熟，大储项目回报机制完善，有望形成装机积极性。从收益模式来看，美国大储项目可通过参与峰谷 套利、容量市场和辅助服务市场等方式获得回报。美国各州能源禀赋、电价、辅助服务交易方式和价格等各有不同，大储 装机进度领先的加州（CAISO）和得州（ERCOT）电力市场中，大储项目已有较好的商业回报。Lazard 测算，基于 2023 年的市场回报和 IRA 提供的税收抵免，加州 100MW/400MWh 的独立储能项目 IRR 可达 29%。虽然特朗普对光伏产业的 态度偏保守，在竞选中表达过取消 IRA 税收抵免的意愿，但考虑其政策围绕“发展美国本土产能”展开，IRA 提供的税收 抵免对本土光伏产能有扶持作用且已得到部分红州支持，加之 IRA 法案修改流程长、难度大，我们认为 IRA 补贴短期之内 难以取消或退出。美国大储项目参与市场可获得良好经济性，且电力系统平衡可再生能源和支持电网弹性的需求仍较为迫 切，美国大储装机后续仍将有较强的增长动能。 欧洲市场基数较小，市场化回报和政策扶持助力装机增长。英国和意大利是欧洲发展大储的主要市场。英国作为岛屿国家， 电力供应能力和电网稳定性有限，大储是当地发展绿电推动脱碳、同时保障电力供应能力的重要基础。英国大储的市场回报机制已较为完善，大储可参与容量市场、电量市场、平衡备用和调频辅助服务市场，获得较为理想的回报。意大利于 2023 年 11 月推出基于长期合同的储能支持新机制 MACSE（电力存储容量采购机制），意图推动大储装机，缓解电力供需 地域不匹配造成的电网拥堵问题。MACSE 机制下，系统运营商将通过招标与大量储能项目方签署长期合同（12-14 年）， 给予项目方与通胀挂钩的固定回报，可大幅降低储能投资风险，有望吸引基础设施和养老基金投向储能项目，推动意大利 大储装机增长。
中东新兴市场大储需求有望高增。沙特阿拉伯、阿联酋是中东地区光储部署的主要市场，整体需求呈现增势。中东地区用 电体量大、光照资源丰富，主要国家能源转型意识强、经济基础好、政策支持力度大，已出台“沙特 2030 愿景”、“2050 年阿联酋能源战略”等战略规划。随着光储产业链成本大幅下降，中东光储装机需求快速增长。从我国逆变器出口情况可 看出，据海关总署，1-10 月我国出口沙特阿拉伯/阿联酋逆变器金额分别为 13.3/11.9 亿元，同比增长 141%/106%。沙特 阿拉伯当局自上而下推动大型光储电站部署，大储需求空间广阔。2023 年 12 月，沙特宣布将每年招标 20GW 的可再生能 源项目，目标是到 2030 年实现可再生能源装机规模达 100-130GW。沙特阿拉伯的电网基础设施建设水平较弱，光伏项目 往往需要大比例配储。在沙特能源部监管下，沙特制定了 2024 年到 2025 年招标 24GWh 电池储能项目的计划，大储发展 空间广阔，为我国企业带来发展机遇。
国内大储市场竞争激烈，“价格内卷”仍较为严重。电力市场化是长期大计，国内大储参与市场比例小、实际调用率低的情 况短期难以快速改善，产品层面的竞争壁垒尚未凸显，导致价格竞争激烈。根据储能与电力市场统计，2024 年 10 月，国 内 2 小时储能系统投标的加权平均报价已下降至 0.60 元/Wh，同比减少 36%，较 2023 年 1 月减少 59%。“价格内卷”情 形下，国内大储系统集成环节竞争格局尚不明朗，国内领先的系统集成企业寻求出海。
海外大储竞争格局整体好于国内。欧美电力市场化程度高，大储装机主要由市场回报驱动，业主对产品的要求更高，产品 性能、项目积累、准入认证等壁垒较国内市场更高。海外大储产品价格高于国内，而国内领先企业相对于海外企业具有突 出的成本优势，在海外市场具有竞争力。根据 Fluence、特斯拉公开业绩说明材料计算，2023 年（日历年，下同）， Fluence、特斯拉储能系统单 Wh 平均收入分别约 0.38美元/0.41 美元，按 1:7.13 汇率折算人民币 2.7/2.9 元/Wh；2023 年 Fluence 平均毛利率约-4%，特斯拉储能业务板块毛利率19%。与之相比，国内领先企业阳光电源储能系统2023 年单 Wh 平均收入 1.70 元，储能系统毛利率达到 37.5%，成本控制能力和性价比具有竞争力。 国内大储企业凭借产品实力和品牌渠道，在海外市场已获得一定的市场地位。根据 Wood Mackenzie 数据，2023年阳光电 源储能系统集成全球市占率约 12%，位列第二；全球市场份额前五大企业中，共有阳光电源、中国中车、海博思创 3 家中 国企业。分市场来看，阳光电源在北美市场地位领先，市占率约 18%，位列第二；比亚迪在欧洲市场地位领先，市占率约 15%，位列第三。亚太市场参与者份额相对分散，以中国企业为主。国内头部企业出海崭露头角，有望把握美欧和新兴市 场大储机遇，获得丰厚利润。
我国作为全球最大的大储市场，空间广阔、增长迅速，但竞争格局暂不明朗、企业盈利能力相对较差，期待市场成熟后竞 争格局优化和盈利水平提升。海外大储市场高壁垒、高毛利，美欧发达市场和中东新兴市场均有较好的发展机遇，大储系 统企业出海机遇可期。建议优选扎实布局海外大储的系统集成企业；同时建议关注温控、消防等竞争格局较好的辅助设备 环节。
