在系统平价的基础上，进一步从区域维度出发，分析各地区储能装机需求的增长动力， 基于政策支持和电网环境评估储能投资的潜力与必要性。
美国新能源配储项目回报率对利率较为敏感，0.5pct 利率下降有望带动 IRR 提升 0.5pct。 华泰宏观组在 9 月 21 日发布的《美国经济动能回升之际联储上调降息指引》中分析，9 月 会议如期降息 25 个基点，Miran 要求降息 50bp；联储对就业市场放缓风险担忧升温，点阵 图指示年内再降息 50bp。降息对新能源配储项目收益的提升主要通过三个路径实现：一是 降低融资成本，优化项目杠杆结构；二是降低贴现率，提高未来收益的价值；三是降低基 准投资回报预期：提升风光储项目相对于其他能源方案的经济性优势。由于新能源配储项 目初始投资较高，其预期收益对利率变化高度敏感。我们测算显示，利率每下降 0.5 个百分 点，项目股权回报率 IRR 可提升 0.5 个百分点。此外，美国降息周期还可能通过外汇市场 与宏观政策影响全球利率水平，或加速全球多地区光储平价进程。
另一方面，美国 AI数据中心推动的电力需求浪潮或面临电力供给瓶颈，带动光储外溢需求。 EIA 于 9 月更新了电源装机与退役展望，并预测美国 2025/26 两年电量增速在 2.3%/3.0%。 我们基于更新后的数据中心资本开支假设推算 25-26 美国本土每年有望新增 6-13GW AIDC 电力需求。而 6 个重点区域（占美国最高负荷 55%；以及涵盖主要数据中心聚集州）的增 量负荷预测年均在 15GW+，意味着非数据中心年均也将有 2GW+的增量负荷。综上，我们 测算美国最高负荷有望保持 2%以上增速（vs 2016-2024 年 0.5%的 CAGR），到 2026 年底 累计功率缺口或达 18-27GW。不同于燃气轮机的产能瓶颈与漫长安装调试过程，光储的供应链相对宽松，且和 SOFC 类 似部署节奏快、通常有望在 1-1.5 年内上线，对于近 2-3 年 AIDC 集中投运带来的电网压力 形成有效支撑。考虑 SOFC 仅 2GW 左右产能，在煤电半数推迟退役的情景下，短期负荷 仍有 11-20GW 的缺口，参考 PJM 的评估独立储能在电网中提供 40%的降额系数，折合储 能装机 28-51GW，按 4 小时配置相当于 2 年 110-205GWh 装机需求。相较美国 2024 年 37GWh 电化学储能装机量需要持续保持 50%+增速。
欧洲新能源渗透率高，电力基础设施呈现区域分散化特征，储能系统可有效平滑电网波动、 延缓电网升级扩容压力。欧洲各国电网互联紧密、相互依赖度高；加之可再生能源在发电 结构中的占比不断上升（2024 年新能源发电量占欧洲总发电量的 42%，其中风光合计约 20%），风光出力的间歇性和波动性进一步放大了电网的调节难度，对灵活性资源和稳定供 电能力提出了更高要求。在此背景下，储能容量建设能有效平滑电网波动、增强系统韧性， 成为促进新能源消纳和保障电力系统稳定运行的关键工具。
大储快速崛起，或成为支撑 2030 年可再生能源目标与能源安全战略的核心动力。欧洲历史 储能装机以户储为主，自 2023 年下半年起，随欧洲电价回归稳定，户储装机激励减弱，增 长有所放缓；电站大储基于其在保障供电稳定方面的必要性，以及系统平价趋势带来的储 能部署经济性提升，逐步补位成为储能增长主力：2024 年欧洲大储、工商储、户储新增装 机 8.8、2.2、10.8 GWh，同比+80%、+16%、-11%。随着 2030 年欧洲可再生能源目标进 一步上调，大储装机或成为未来储能增长的核心动力。根据欧盟委员会官网信息，RePower EU 最新规划将 2030 年可再生能源占比目标从 40%上调至 42.5%-45%，光伏装机规模预 计从2024年的338GW 翻倍至2030年的700GW，储能装机规模由89GW 提升至200GW， 以支撑欧洲能源转型与能源安全战略，降低对俄罗斯天然气和石油的依赖。在此背景下， 德国、法国、英国、意大利等主要国家结合本国装机现状，亦陆续制定光储增长规划和 2030 年目标，或进一步保障未来欧洲光伏与储能需求增量释放。
需求明确、目标上调的同时，一方面，供给端有充足保障，各国电网储能容量招标储备充 足，未来投产可预见性较强。我们统计英国、意大利、波兰根据电力市场容量招标计划， 在未来几年预计投产的电化学储能装机规模，预计到 2029 年需交付的大型储能装机规模分 别达到 21.4、13.5、4.2GW，为 2025-27 年大储投产的高速增长提供有力保障；除招标外， 希腊、芬兰正在推进数个储能在建项目，计划于 2025-26 年实现 900MW、251MW 的新增 储能并网，进一步贡献增量。另一方面，工商储表现亮眼。德国零售侧动态电价、希腊储 能 CAPEX 补贴等支持性政策从 2025 年开始生效，此外荷兰、英国电气化率提升推动的电 网扩容需求，或带动工商储需求的结构性增长。综合以上，根据 SPE 预计 2025 年欧洲大 储、工商储、户储装机或达到 16.3、3.6、9.8GWh，同比+86%、+63%、-10%；2025/26 年新增储能装机整体达到 29.7、41.9GWh，同比增长 36%、41%，市场增速持续上行。
欧洲电力市场机制成熟，为储能应用提供多元收益渠道，利好阳光电源作为高技术壁垒企 业的产品出口。 欧洲已建立起较为完善的电力市场体系，包括现货市场、容量市场、调频 服务市场、其他辅助服务市场等机制，推动储能项目收益模式实现多样化，当地储能项目 经济回报驱动性更强，也因此市场竞争环境更为良性。客户产品采购从单纯关注初始投资 CAPEX 成本，转向全生命周期运行成本 OPEX 的优化，并进一步关注产品能否按时并网、 运行转换效率、调节能力等技术性能。在这种市场需求结构下，阳光电源作为具备深厚电 力技术积累、高并网效率和强产品壁垒的企业，竞争优势进一步凸显。
缺电压力和电网可靠性不足的制约下，亚洲各国正积极推进新能源装机和储能配套政策规 划，以保障电力稳定供应并顺应全球能源转型趋势。亚洲是全球电力需求增速最快的地区， 2014-24 十年发电量复合增速为 4.56%。从政策层面看，多个国家已设立明确的光储发展 目标：印度计划 2026-27 年光伏累计装机达 186GW，相比 2024 年装机量翻一倍（2024 年印度光伏装机量为 97.6GW），此外新增光伏项目需配套超过 10%的储能容量且储能时长 不少于 2 小时；越南提出 2030 年光伏装机达 46-73GW 的目标（2024 年 18.7GW），同样 设定 10%/2hr 配储要求；泰国、马来西亚虽未强制配储，但已提出配储建议或制定未来 5-10 年的储能装机蓝图，凸显了光储在未来亚洲电力系统中的重要地位。 印尼 2025 年 8 月正式启动“宏达光伏发展计划”，光储微电网相比传统柴发具有成本优势， 或成为解决地区缺电挑战的重要路径。印度尼西亚 8月正式宣布启动“宏达光伏发展计划”， 目标在五年内建设 100GW 太阳能装机，其中包括 80GW 分布式光伏，通过“1MW 光伏 +4MWh 储能”的微电网系统覆盖约 8 万个村庄，解决农村缺电问题；以及 20GW 集中式 光伏，为工业园区和数据中心等高耗能用户提供绿色电力。印尼能源部测算显示，项目落 地后农村电价有望降至 0.12-0.15 美元/度，较传统柴油发电 0.20-0.40 美元/度下降 40%以 上。我们看好亚洲电气化进程加速、电力需求快速增长，以及基建积累相对薄弱带来的新 能源配储经济优势，将持续推动光储需求释放，为市场空间拓展提供长期支撑。
补贴政策驱动下户储装机增长强劲。根据 AEMO 和 Clean Energy Council，澳大利亚 2024 年大储、户储新增装机分别实现 1.13GWh、0.75GWh，同比增长 36%、62%。2025 年 7 月 1 日起，由澳大利亚政府资助的总规模 23 亿澳元的 Cheaper Home Batteries Program 正式生效，针对装机容量在 5–50 kWh 之间的与家庭光伏配套的储能装置（需能接入虚拟电 厂）提供相当于初始投资 30%的折扣补贴，补贴额度会根据储能电池成本的下降而逐步退 坡直至 2030 年全面退出。这一计划旨在补贴家庭安装太阳能储能电池的成本和居民用能成 本。政策落地后效果显著：2025 年 7 月单月新增户用储能达到 19592 套（对应容量 356.6 MWh），约相当于此前年份单季度新增总量，呈现大幅提升趋势。
核心动力来自能源结构转型需求与光储布局的低成本优势，新能源配储有望逐步替代石油 和天然气依赖。中东地区历史能源结构以石油和天然气为主导，2024 年化石能源占总发电 量比例高达 95%。在全球能源转型趋势和区域经济多元化驱动下，中东主要国家陆续推出 可再生能源发展目标和油气替代计划。沙特阿拉伯计划在 2030 年前实现 40GW 的太阳能 装机容量，相关项目由 ACWA Power、Masdar 等企业主导开发；阿联酋作为第 28 届联合 国气候变化大会的主办方，全面启动清洁能源转型，计划到 2030 年提升新能源装机至 14GW（当前为 6GW），其中光伏占据主体地位。阿曼、约旦也分别提出了到 2030 年实现 30%、到 2050 年实现 50%的可再生能源发电占比目标。此外，凭借项目规模效应、配套 硬件价格低、劳动力成本低以及丰富的太阳能辐射条件，中东 2h/4h 储能项目造价较欧美 低 30%-40%，成本优势或进一步推动光储一体化项目部署。截至 2025 年 2 月在建、招标 中、设计中储能项目规模分别达到 21.7、8.8、19GWh，为近年需求增长保驾护航。
国内我们基于绿电利用率提升，从成本优化和系统优化角度出发，要使得绿电利用率（即 负荷需求由绿电满足的比例）提升，储能的配套率会非线性提高。由于风光资源具备波动 性，因此在提升绿电利用率的过程中，风光出力匹配负荷曲线的难度亦相应增大，可以通 过风光配比优化、风光超配、引入储能这三种方式来提升出力曲线和负荷曲线的匹配度。 当绿电利用率处于 0-30%区间，系统无需储能投入且弃电率较低；30-70%阶段主要通过提 升新能源装机量和优化风光配比来满足负荷需求，开始出现一定弃电；当绿电利用率大于 70%时逐步引入储能配置需求，但仍主要通过风光装机耦合优化和超配控制成本；80-95% 区间，系统对储能的边际依赖快速提升，而在 95–100%阶段，系统需应对持续时间较长的 季节性缺口，储能成本将成为核心成本增加项。虽然通过超配一定比例新能源可以通过抵 消短时波动，尤其是在 80%-95%的绿电利用率区间可以有效降低储能配比需求，但是由于 新能源存在季节性长时波动，我们注意到在绿电利用率要求达 95%以上时仅通过超配来实 现与负荷需求的匹配难度较大，收益边际快速递减，此消彼长之下进一步催生配储需求。
长远来看，新型电力系统会从发电平价，到系统平价，再到最终的完全平价。而按照风电， 光伏和储能的价格发展态势，我们可以看到在任一时点，具备风光储平价特性的组合方式 是一个区间、而不是一条线，因此，一方面在经济性扩散的过程中，行业内将呈现多种商 业模式百花齐放的形式；另一方面系统平价也会分为三步走，从风光储平价到光储用电侧 平价，再到光储发电侧平价。 1. 第一步，满足出口绿电比例需求（70%+）的风光储平价；在满足欧洲碳边境税绿电比 例要求下（即绿电利用率达到 70%+），我们测算，20%储能配比（GWh）、风光装机 比为 7:3 的系统在实现 75%-80%绿电利用率情景下，对应 LCOE 仅为 0.29 元/kWh， 已实现用电侧平价（用电侧平价线为 0.394 元/kWh）。参考宁德项目等案例，产业内 已按照风光储的逻辑实现了项目落地，与我们的测算吻合。 2. 第二步，用电侧光储平价，摆脱风电资源束缚；随着光储成本的下降，风电在项目组 合中的占比可以继续下降，我们测算到 1H28 的光储成本和循环次数下，以 70%绿电 利用率，国内可以实现光储用电侧利用小时平价。考虑赤道无风带等风电资源限制区， 光储组合的平价将会摆脱风电资源限制，打开新能源替代的新空间。 3. 第三步，发电侧光储平价，95%利用率等效，新能源装机需求进一步增长。不同于用 电侧平价后仍具有负荷和灵活性资源需求构成的天花板，发电侧平价将进一步释放新 能源与储能装机需求。随着双碳目标的深入，绿电在系统中的比例必须进一步提高， 也即市场所讨论的，以光储为主体的电力系统，能够在 95%利用率水平实现平价（全 年维度传统电源/电网备用的调用几率低于 5%）。
