何谓光储平价：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，对应1kW光伏配置80%功率、4h时长储能。 ②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50%，即配储45%、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 伏装机需要将其午间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100%，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3.1元/W，预计 远期降至2.5元/W，储能EPC 1.1元/Wh，预计远期降至0.8元/Wh，当前成本下，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0.291/0.492/0.699元 /kWh；远期成本下，平价情景1/平价情景2度电成本分别为0.332/0.450元/kWh。美 国：光伏EPC目前6.8元/W，预计远期降至5.0元/W，储能EPC 3.0元/Wh，预计远期 降至1.6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 0.524/0.587/0.801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 测算是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 278/312/317GW，相较目前装机规模仍有较大空间，若考虑灵活性资源建设超预期， 仍有进一步上行空间。
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，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%，2024年有望新能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32.7GW由非光伏类发电 装机供应，51.3GW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，假设该存量资源 后续每年消耗15%。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 2024年可支持33.9GW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3.1元/W的光伏 EPC与1.1元/Wh的储能EPC成本下，光伏LCOE与储能LCOS分别为0.233/0.536元 /kWh（考虑25%企业所得税），即1kWh光伏发电配置0.183kWh储能可实现光储平 价，折算为4h储能系统对应配储比例为15.1%，通过（①+②+③）* 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2024年全球光伏新增装机达516GW， 同比+28%。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年全球光伏新增装机约520GW（直 流侧650~700GW），同比+28%。
考虑实际并网所需调节资源，预计2024年全球储能并网规模182GWh，同比 +68%。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。
（一）中国：特高压与灵活性资源建设迫切，装机天花板逐步打开
消纳率放松，国内光伏装机再迎增长空间。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+147%， 其中集中式/分布式分别为120/96GW，同比+231%/88%。2024年1-5月光伏新增 79GW，同比+23%，光伏装机规模快速提升带动消纳率承压，根据全国新能源消纳 监测预警中心数据，2023年全国光伏消纳率98%，同比-0.3pct，蒙西、甘肃、青海、 宁夏大基地集中省区消纳率明显承压，现有消纳与外送资源见顶成为制约光伏装机 的关键因素。 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》，明确加快推进新能源配套电网项目建设、积极推进系统调节能力提升 和网源协调发展等重点任务，部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目 标，原则上不低于90%。根据我们在《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》中测算，消纳率下降1pct，光伏装机规模可增加约40GW，消纳率 放开有望成为支撑光伏装机进一步增长的关键因素。
特高压建设提速，支撑未来光伏进一步向上。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，特高压建设将成为制约大基地装机瓶 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，特高压项目加快有望支撑 2024年光伏装机进一步向上。
多地公布分布式消纳红线，分布式装机规模或遇瓶颈。根据各地分布式光伏承 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%）、福建省4个试点县无可开放容量情况、河北南网53 个县无消纳空间。考虑到分布式光伏高比例接入，未来或将推进分布式进现货市场、 或或参考海外分布式上网电价执行分时电价，故分布式光伏装机增速或放缓。
（二）欧美：组件降价与装机目标上调刺激共振，产能出海打开贸易壁垒
组件降价与装机目标上调共振，预计2024年新增光伏装机有望超80GW。根据 欧洲光伏协会（SPE）数据，23年欧洲光伏新增装机71GW，同比+47%。一方面， 组件降价刺激装机需求，根据Infolink，最新欧洲组件进口价格为0.12美元/W，较2023 年降幅超50%，组件降价带动光伏电站IRR增幅明显。另一方面，受俄乌战争及能源 转型战略驱动，2023年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 79.9GW，西班牙由39GW上调至76GW。预计2024年组件价格将持续位于底部区间， 同时在更高的装机目标将进一步刺激光伏装机需求。根据SPE中性预测，欧盟27国 2024年新增装机规模有望达到64GW，而欧盟新增装机一般占全欧洲80%左右，我 们预计2024年欧洲地区光伏新增装机有望超80GW。
政策端持续发力，审批简化与补贴提高助推需求高增。 德国（户用为主）：根据其联邦网络局（Bundesnetzagentur），2023年德国光 伏装机新增14.9GW，同比增长125%；2024年1-5月新增6.2GW，同比增长10%。随 着2023年8月德国推出“太阳能一揽子计划”法案，户用光伏审批流程得到大幅简化， 装机需求有望高增。 西班牙（集中式为主）：根据Solar Power Europe，2023年西班牙新增光伏装 机8.9GW，同比增幅超40%。考虑到西班牙大部分地区人口密度较低，太阳能辐射 资源欧洲领先，适宜大规模建设集中式光伏电站。此外，西班牙电力市场大规模引 入PPA机制，有效保证电站IRR的长期稳定。随着PPA购电价格上涨提升电站IRR， 叠加集中式电站审批速度加快，预计2024年西班牙光伏装机维持高增。 意大利（工商业为主）：根据TRENA统计，2023年意大利新增光伏装机4.6GW， 同比增长接近100%。根据意大利光伏协会，2024Q1新增1.72GW，其中住宅光伏 系统装机容量有所下降，但商业和工业合计增长了106%。这一结构性变化主 要由补贴变化带来，随着Superbonus户用光伏补贴计划于23年2月到期，工商业正 替代户用光伏成为装机主力。
欧洲地区高库存正在缓解。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已位于1元/W水平，全线组件厂商均下调排产。根据Infolink数 据，今年6月组件环节整体开工率在53%左右，较去年同期下滑超10pct。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。从最新进 口数据看，2024年1-5月欧洲进口组件44.9GW，同比下降接近15%，在全年预计装 机规模增长10%的情况下，出口依然明显放缓反应出欧洲市场正在积极消化库存， 预计欧洲遗留的高库存问题有望在2024年得到缓解，为未来进口创造更大空间。
美国：东南亚双反关税政策待裁决，具备美国本土产能企业有望长期受益。根 据EIA，2023年美国光伏新增装机达35GW，同比+52%，装机规模显著提升，其中 集中式/分布式分别为23.7/11.6GW，主要系拜登政府否决参议院关于取消东南亚四 国关税豁免的提案后供应链紧张问题缓解，叠加23年美国组件价格降幅超15%，电 站IRR持续提升带动22年延期项目陆续开工。Q1美国光伏新增装机11.8GW，同比 +95%，美国光伏装机迎来显著回暖。展望2024年，随着对东南亚光伏双反豁免到期 与新一轮双反调查启动，美国光伏经销商观望情绪加剧，后续若贸易壁垒提高，预 计组件价格将迎来回升，利好具备美国本土产能相关企业。
（三）亚非拉：缺电与能源转型带动下增长可期
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，根据Energy Institute 统计，2022年中东地区可再生能源消费占比均不足5%。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。根据SMM统计，中东地区2019-2023年可再生能源投资合计达714亿美元 （光伏100-125亿美元左右），占电力部门总投资额34%。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还将持续保持高增长。
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1-5月累计进口组件12.8GW，同比增长178%，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，ALMM清单引发印度市场囤货刺 激Q1出口。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1-5月印度累计光伏装机11GW，已经超过2023年全年装机量，预计未来印度光伏 需求将持续高增。今年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爆发式增长， 根据海关数据， 2024Q1印度向中国进口组件及电池片88.7亿人民币，同比增长117%。
巴基斯坦：收益带路经济合作，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1-5月巴基斯坦累计从中国进口组件及电池片共64.3亿元，同比 增长50%，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1-5月，非洲组件累计进口3.9GW，相较于去年同期略有增长， 其中南非进口1.1GW，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爆发式增长，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，预计将对南非今年组件进口需求形成支撑。
（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，2023年中国新型 储能累计装机规模达31.4GW/66.9GWh，新增装机规模22.6GW/48.7GWh，2023年 新增装机占存量比例超过70%。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，行业正式进入爆发期。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，板块盈利有望触底反弹。根据我们对储能头条与北极星储能网中标 数据统计，24年前五个月储能累计招标20.5GW/46.4GWh，同比+32.8%/22.9%；累 计中标15.5GW/35.9GWh，同比+61.8%/72.8%；5月储能系统与EPC中标价均价分 别为0.61/1.3元/Wh，24年上半年价格震荡平稳。
大储产业链条自上而下包括的主体为：投资方-EPC-集成-电芯等部件，话语权 依次递减。新能源的快速发展与蓝海市场驱动政府与企业大力布局，头部企业通过 早期技术积淀与一体化布局占据高份额设备市场，中小企业通过沿产业链条向上参 与到项目端以及资金端的各个层面，与投资方、项目方深度利益绑定盘活产品，从 而在激烈的竞争中抢占市场，格局虽走向分散但头部集成商仍占据较高份额。 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。6 月，中共二十届三中全会召开前夕，习近平总书记在山东组织召开座谈会再谈电改， 预计2024年中央将再强调电改进展，进一步利好储能商业模式完善，此外政府逐步 强化对新型储能利用率监管，预计利用率将逐步提升。
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年一季度）》，2024Q1 电化学储能利用率明显提升，日均运行小时数：由3.12h提升至4.16h，同比+33%； 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41%，同比+14pct，火电配储与工商储分别为1.70、 0.89，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0.63，同比43%，全年等效利用次数由160次提升至230次；平 均转换效率（放电量与充电量比例）：由86.8%提升至89%。 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24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；24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24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24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，2023年美国储能市场新增装机8.7GW/26.0GWh， 增长90.7%/88.5%，其中公用事业储能（表前储能）、工商业、户储容量分别为 24.0/3.4/16.4GWh，表前储能占据美国最大储能市场，24Q1持续保持高增。但受制 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。长 期来看，随着新能源装机规模的持续扩大+成熟商业模式，储能发展保持高景气。
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。2024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，降低电网可靠性，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%，美国公用事业公司近 几年为增强电力传输与分配的稳定性的投资约300亿美元，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，预计2023年下半年美国储能并网进展有望提速。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。
美国在申请并网项目规模可观，现有项目足以支撑未来数年高成长。根据伯克 利实验室统计，截至2022年末美国进入申请序列的发电与储能项目总容量已超过 2000GW，其中光伏项目947GW、储能项目680GW，其次为风电、天然气机组，进 入并网申请序列的规模在近三年呈现显著增长，且申请规模远超美国当下发电机组 装机容量总和，考虑到美国能源项目约3-5年的开发周期，现有申请项目将有力支撑 未来新能源及储能开发规模。 月度并网规模大幅提升，体现美国大储并网因素已有逐步缓和。通过统计EIA每 月披露的在运发电机组数据，尽管上半年通常为美国储能建设淡季，2024年1-5月美 国储能累计并网2.8GW，同比大幅提升287%，反应美储实际需求高景气。
（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。 根据SolarPowerEU统计，2023年欧洲新增17.2GWh储能，同比+95.5%，其中 大储/工商储/户储分别新增3.6/1.6/12.0GWh，同比+50.0%/77.8%/118.2%。分国家 看 ， 德 国 / 意大利 / 英 国 为 前 三 大 装 机 国 家 ， 分 别 达 5.9/3.7/2.7GWh ， 占 比 34%/22%/15%，其中德国与意大利主要以户储为主，英国大储占比较大。
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。根据欧洲储能协会 （EASE）统计，英国在欧洲大储市场份额超60%，是欧洲大储第一大需求市场。 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，根据Rystad Energy研究，在全球39个电力市场中，澳大利亚国家电力市场的每日现货电价波动 幅度最大，其次为日本与菲律宾。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。根据南非国家综合资源计划 （IRP）和 Eskom的输电发展计划（TDP）预计到2032年需要安装2-6.6GW的电池 储能。
（二）工商储：新能源消纳压力向用户侧传导，24 年需求向上
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，工商储盈利性持续增强。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。根据各地国家电网数据，2024年6月全国峰谷价差超0.7元的省 份达16个，工商储发展的电价基础已然具备。
以广东省珠三角五市为例，每日两充两放条件已经具备，即在非尖峰电价执行 月份（非7-9月），0-8点低谷时段充电、10-12点高峰时段放电，12-14平段时段充电、 14-19点任意2小时高峰时段放电。在尖峰电价执行月份（7-9月），0-8点低谷时段充 电、10-12点高峰时段放电（其中11-12点为尖峰），12-14平段时段充电、15-17点 尖峰时段放电。
测算广东、浙江等诸多省份工商业储能已具备较强经济性。以工商业储能 1100元/kWh的建设成本测算，循环次数超7000次，对应每日两充两放条件下约10 年生命周期，充放电深度DOD 90%、充放电效率85%。按照广东省珠三角五市峰 谷电价对应时段测算，满足一次尖峰低谷充放、一次高峰平段充放，平均充放电价 差可达0.6元/kWh，在不考虑与业主分成的情况下，测算广东省工商业储能10年期 IRR可达12.31%，即便考虑与客户分成，仍有较大盈利空间。考虑到工商业储能依 赖优质客户资源，预计具备区域客户资源优势的企业有望取得较大规模订单。 工商业储能快速增长态势已现，后续随着分布式光伏接入红线区域不断扩大、 新能源隔墙售电条件放松、虚拟电厂推广加强，预计工商业储能将有更大规模需求。 根据EESA的统计，2023年中国用户侧储能新增装机规模1.9GW/4.8GWh，同比增长 626.9%/412.9%，同期备案规模已超10GWh，凸显需求潜力。展望后续，一方面各 地分布式接网承载力红线区域逐步增多，对分布式光伏配储要求相应提升；另一方 面目前分布式光伏隔墙售电尚未开启，部分工商储的价值尚未真正盘活，后续预计 政策协调促使相关利益方利益逐步理顺，有望进一步提升工商储积极性。
分布式光伏发展面临反送电功率超过变压器和线路容量限制。根据国家能源局 数据，截至2022年底，全国整县推进屋顶分布式光伏试点地区累计并网容量2976万 千瓦，仅完成规划目标的18%；截至2023年4月底，累计并网容量3692万千瓦，完成 了规划目标的22%，建设进展低于预期，主要系分布式光伏面临反送电超过变压器 和线路容量限制问题导致分布式光伏无法并网。
台区储能有望缓解配网变压器阻塞。2023年6月，国家能源局在6个试点省份启 动分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估，截至2023年三季度末河南18地市可 开放分布式光伏容量约8.58GW，相较于前三季度户用新增8.52GW基本持平；福建 10县（市、区）中已有四地可新增开放容量为0；浙江9县（市、区）中仅衢州江山 市低压配网接网预警等级为一般，配网承载力对分布式光伏接入制约显著。部分配 网承载力受限省份相继出台分布式光伏配储政策以缓解配网容量限制，台区储能有 望成为缓解配电网阻塞、支持分布式光伏发展的重要手段。
（三）户储：聚焦区域壁垒，消费品属性强化
前五大国家占据全球户储市场93%份额，市场需求集中度较高。根据BNEF数据， 2023年全球户储新增装机12.0GWh，同比+59.3%，前五大国家分别为德国、意大利、 美国、日本、澳大利亚，新增装机规模分别达4.1/2.8/1.6/0.9/0.7GWh，占全球市场 约93%份额，同比增长109.4%/86.7%/34.7%/7.7%/22.2%。根据EESA数据， 2023H1/H2欧洲户储新增5.1/5.4GWh。在电价回落与补贴退坡大背景下德国与意大 利仍保持较快速增长，美国受高利率影响需求增速下滑。
除中国及五大户储市场外国家，户用光伏新增装机高于五大户储市场国家规模 之和，新兴市场空间广阔。户用光伏需求为配储提供良好基础，根据BNEF预测，2023 年前五大户储市场国家户用光伏新增规模之和达18.4GW，但全球除中国及五大户储 市场国家外的其他国家，户用光伏新增规模之和达23.0GW，超一倍的户用光伏空间 仅配套7%的户用储能，非洲、中东、南美、东南亚等国家户储市场空间广阔。
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，23年德国户储 新增4.8GWh，同比+154.7%，24Q1-2德国户储新增分别为1.1/1.0GWh，电价下跌 与部分补贴退坡导致24年季度装机同比有所下滑。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。
美国受高利率与NEM 3.0（“净计量”转“净计费”）过渡导致分布式光伏需求 下滑影响23年需求疲软，24年过渡期结束+加息周期结束背景下有望迎来边际向好。 根据Wood Mackenzie数据，23Q1-4美国户储新增分别为0.39/0.38/0.38/0.49GWh， 同比+14.1%/+1.2%/-4.9%/+14.2%，主要系高利率与上网电价从“净计量”向“净 计费”（NEM 3.0）过渡影响户用光伏需求，后续随户用光伏全面向“净计费”过渡， 户用光伏配储需求有望持续回升。
（1）电价端：整体电价回落，红海危机导致电价上涨或拉动需求
欧洲独特电价机制放大极端情况下电价波动性，高电价刺激户储需求爆发。欧 洲电力现货市场采用顺序择优(Merit Order)的定价机制，即最后一度电价格决定整 体电价，按边际成本由低到高出清、统一结算。2022年俄乌冲突导致天然气价格暴 涨的极端情况带动上网电价大幅提升，叠加供应链紧张，产业链价格传导顺利，板 块超额收益明显，户储迎来阶段性爆发。
能源危机缓和带动天然气价格与电价回落，红海危机延续或带动电价小幅上涨。 2022年下半年欧盟各国对能源定价政策进行调整，通过设置价格上限、征收“暴利税” 等方式抑制电价上涨，叠加欧盟天然气储备逐步恢复，天然气期货价格迅速回落， 带动上网电价单边向下，弱化户储需求。2023年欧盟各国针对户储补贴政策与光伏 上网电价政策有所调整，抑制部分户储需求，同时碳酸锂价格进入下行周期，综合 导致产业链库存压力凸显，各大企业出货有所放缓。2024年起去库进入常态化、红 海危机延续、天然气价格阶段性反弹，欧洲电价或重回上行。
（2）政策端：欧美成熟市场稳增，亚非拉新兴市场接力，户储景气度延续
德国：新能源长期目标坚定，户储支持政策持续利好。根据德国联邦网络局统 计，2023年德国新增14.3GW 光伏装机，超全年目标，主要增量来自于屋顶光伏与 阳台光伏，截至2023年底德国光伏累计81.8GW，较2030年215GW目标仍需每年平 均19GW新增装机。德国光储支持政策动态调整，但整体利好，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。
美国：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21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。
（3）产品端：聚焦差异化产品需求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26万个，2024Q1新增注册超5万个，目前总注册量已超40万套，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。以华宝新能800W光伏板+2kWh阳台微储为例，目前售 价1900欧，以德国光伏年平均800h利用小时数、0.4€/kWh居民电价为例测算，每年 可产生经济效益256欧元，考虑到产品部分折扣及部分国家较高补贴，实际经济性有 望远低于8年。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。
（4）库存端：聚焦差异化产品需求有望助力企业突出重围
户储库存整体仍处于较高水位，主要市场库存消化周期仍在6-7个月水平。根 据EESA统计，2022年全球户储系统（含电池）出货量约24.4GWh，对欧洲户储系 统出货量约9.8GWh，2022年欧洲户储系统实际安装4.6GWh，截至2022年底整体 欧洲户储系统（含电池）库存约5.2GWh。 根据S&P全球数据，2023H1全球户储系统（含电池）出货量约11.3GWh，其 中对欧洲地区出货量大幅放缓，整体约6.3GWh。2023H1欧洲整体户储市场增长约 5.1GWh，即Q2已基本消化2022年底库存（5.2GWh），2023Q2末剩余库存约 6.4GWh。 2023H2欧洲户用储能新增装机5.4GWh、新增出货环比H1继续下降至约 5.6GWh。2023年末欧洲户储系统库存约6.6GWh，其中德国、英国、意大利总库 存约5.3GWh，对应6-7个月市场需求。预计2024年需求回暖有望加快去库节奏。
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