可再生能源占比提升背景下，灵活性资源需求高增驱动大储需求
降低能源对外依存度+降低碳排放的诉求推动欧洲积极发展可再生能源。2022 年 5 月，欧 盟发布了 REPowerEU 计划，将 2030 年可再生能源的占比目标从 40%提高到 45%，2023 年，欧洲议会通过了可再生能源指令 REDⅢ，提出在 2030 年将可再生能源的占比在欧盟 终端能源消费中提高到 42.5%（成员国目标为 45%）。欧洲积极发展可再生能源的诉求来自 两方面：一方面是能源自主需求，欧洲能源对外依存度高，特别是天然气，而欧俄能源脱 钩强化了该诉求；另一方面是减碳，德国/意大利/英国承诺 2045 年/2050 年/2050 年实现碳 中和。
欧洲主要国家均通过投入资金规划积极的远期风光装机目标，近几年风光装机占比快速提 升。德国提供 80 亿欧元用于支持气候行动计划，规划 2030 年实现光伏装机 215GW，2035 年实现陆风装机 160GW。意大利计划投入 274 亿欧元促进可再生能源发展。英国计划 2030 年实现海上风电 50GW，包括 5GW 漂浮式海上风电。根据 Ember，欧洲风光发电占比从 2021 年的 13.6%提升至 2023 年的 18.2%。根据欧盟委员会，欧盟规划到 2030 年实现光 伏累计装机 592GW，风电累计装机 510GW。欧洲各国规划目标较高，随着欧洲能源自主 转型逐步推进，我们认为欧洲风光发电装机仍有较大提升空间。
欧洲可再生能源装机占比提升，将带来并网容量紧缺问题，导致灵活性资源需求大增。可 再生能源发电的波动性和间歇性，导致电力供需失衡，对电网的稳定性和可靠性构成威胁。 根据 IEA 统计，可再生能源占比较高的丹麦/爱尔兰/德国/西班牙/英国，其新能源接入对电 力系统影响程度均在第四阶段及以上，这意味着可再生能源在某些时期满足几乎所有需求， 甚至产生大量的盈余，从而导致弃电和负电价现象。同时，新增新能源项目并网周期显著 拉长，根据 BNEF 统计，截至 2022 年底法国、意大利、西班牙和英国等待并网的光伏和风 电容量达到 596GW，新能源项目从项目申请至完成并网的平均等待时间长达 3-7 年。由此 可见，欧洲的并网容量已出现紧缺现象，灵活性资源需求大增。
相较其他灵活性资源，电化学储能具备低成本、安装灵活的优势，可满足大部分日内调节 需求，帮助提升新能源发电消纳率。传统电力系统灵活性资源以火电、燃气发电、抽水蓄 能电站为主。电化学储能电站一方面随着电池成本下降，相较燃气调峰电厂逐步具备成本 优势，另一方面电化学储能电站具备模块化特点，项目安装实施相较传统的电力项目更加 高效。IEA 预计：全球 2050 年电池储能在灵活性资源中占比将上升至 30%。
欧洲大储盈利模式多样，多数项目已实现盈利
欧洲大储盈利模式中辅助服务先行，但在整体占比逐步走低。大储项目的盈利模式一般包 括：辅助服务、电价套利、容量市场等。与频率调节相关的辅助服务最先发展起来，包括 频率控制储备（FCR）、频率恢复储备（FRR）、替代储备（RR）。辅助服务也是目前大部 分储能项目主要盈利模式，辅助服务的收益直接受到调用频率及价格的影响。但是从 24 年 FCR 的需求增速明显放缓、FCR 的中标价格也出现显著下滑等现象看，频率调节辅助服务 市场逐步饱和。欧洲大储其他盈利模式的份额显著增长，尤其是容量和套利交易的增长速 度领先，因而市场正从单一的辅助服务向多元化应用方向扩展。根据 Wood Mackenzie 的 数据，辅助服务在储能市场中的占比已从 2018 年的 90%逐步下降至 2024 年的 42%。
峰谷价差扩大带来储能套利机会，部分国家已实现峰谷套利收益模式的盈利。根据 BloombergNEF 测算，2019 年至 2024 年间，两小时电池的最小-最大电力价格差在多数欧 洲地区呈现总体上升趋势。我们认为 2022 年电价差上升主要系俄乌冲突导致电价上行所致， 随着冲突的放缓电价差在 2023 年出现下行，而 2024 年中以来，新能源接入冲击电网的趋 势趋于明显，持续加大电价差，我们认为新能源装机占比为长周期上行变量，未来电价差 有望进一步提升，储能市场在峰谷价差套利上的盈利潜力将进一步扩大。一小时储能电池 实现盈利所需的电力价格平均最小-最大价差最高为 137 欧元/MWh，而两小时和四小时储 能电池的所需价差则分别为 114 欧元/MWh 和 103 欧元/MWh。目前，匈牙利和罗马尼亚的 大储项目在所有三种类型的储能电池上均实现了套利盈利。其余国家的两小时和四小时储 能电池的平均价差与盈利所需价差的差距较小，未来有望通过这一业务实现盈利。
高成本火电机组退役带来调峰缺口，给储能参与容量市场机会。随着电力市场化的推进， 成本高昂的火电机组在竞争中逐渐被淘汰，带来调峰需求缺口。为确保电力系统的安全性， 各国建立容量市场机制，正确衡量储能等灵活性资源的容量价值，在不干扰批发市场的前 提下为发电资产提供容量补偿。截至 2022 年底，欧洲 2h 储能系统的平均容量拍卖价格达 €26000/MW/年，盈利能力可观，我们认为容量市场将拓宽储能盈利路径，提升经济性。
欧洲部分国家大储项目已实现盈利，更多国家有望跟进。2023 年，欧洲仅比利时和荷兰的 大储项目实现盈利，主要依赖频率响应业务收入。截至 24 年 8 月，丹麦、德国、罗马尼亚 和匈牙利也进入盈利行列，多数国家的套利业务的占比不断提升。
欧洲部分储能项目已具备经济性，具体体现在以下两个方面。1）独立储能项目 IRR 具备经 济性：以德国独立储能项目为例，我们假设项目规模为 100MW/200MWh，储能系统使用 特斯拉的 Megapack，储能单位成本为 0.51 欧元/Wh，假设能量转换效率为 92%，项目使 用年限为 20 年，我们假设贷款利率为 5.5%，补贴为 0.30 欧元/Wh，假设盈利模式仅有频 率服务、峰谷套利、容量市场三种类型，我们计算得出项目的 IRR 达 8.69%，已实现较好 经济性；2）大型光储项目 LCOE 已低于传统能源项目：以德国为例，根据 Fraunhofer ISE 的 24 年 7 月的研究，2024 年德国大型光伏配储 LCOE 为 6-11 欧分/KWh，已经显著低于 德国其他的传统化石能源项目，如硬煤 LCOE 在 15 欧分/KWh 以上。
未来光储进一步平价、补贴与降息有望提高欧洲大储项目经济性。根据我们的测算，补贴 和贷款利率对欧洲大储项目的资本 IRR 具有显著影响。随着补贴的提高或贷款利率的降低， IRR 显著上升。以补贴的敏感性分析为例，当贷款利率为 5.5%时，补贴从 0.30 欧元/Wh 提高至 0.36 欧元/Wh，IRR 从 8.69%提高至 16.94%，呈现出显著增长。这表明，较高的补 贴水平或更低的贷款利率能够有效改善项目的经济性，预计未来欧洲的大型储能项目在补 贴政策和贷款利率的双重支持下，经济性将进一步增强，有望吸引更多的投资并推动大储 起量。由于此处假设补贴为一次性补贴，故以下对于补贴的敏感性分析与对于储能系统成 本的敏感性分析等价，因此光储平价化对储能项目的经济性同样具备较大促进作用。
政策加码助力欧洲大型储能需求增长
欧盟政策接连推出，支持储能发展。2022年12月欧洲议会投票通过 REPowerEU 修正案， 计划加快电池储能等的可再生能源项目的审批许可速度，加快欧洲大储项目的部署落地。 2023 年 3 月，欧盟委员会发布电力市场改革草案，并在 7 月的欧洲议会正式投票通过电力 市场设计改革方案，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价 合约（CfDs），以减少短期价格波动，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，强调新型储能在维护电力 系统稳定性的重要作用。
各国陆续制定支持性政策与储能装机目标。各国政府和输电系统运营商认识到储能对于促 进能源转型的关键作用，均陆续制定支持性政策，包括减税、补贴等。各国也相继提出储 能装机目标，例如意大利在 2023 年 12 月公布到 2033 年将建设超过 9GW/71GWh 的储能 设施。根据 WoodMac，到 2030 年西班牙和英国的储能目标均超过 20 GW。
英国为欧洲大储先驱者，德国、意大利成为近两年主要增量市场
英国大储盈利模式多样，项目盈利好，因而最先起量。英国电力市场较为成熟，电化学储 能收益来源多样，目前主要收益来源包括：频率效应、套利、容量市场等。我们对英国储 能项目的 IRR 进行了测算。假设储能系统的额定容量为 400MWh，功率输出为 100MW， 效率为 90%，项目使用年限为 15 年，储能系统成本为 0.275 欧元/Wh，运营成本为 5 欧元 /KWh，且无相关补贴支持，计算得出项目的 IRR 达 9.9%，具备较高经济性。根据 Modo Energy，英国大储装机量从 19 年的 0.22GW 增加至 23 年的 1.66GW，24 年上半年大储装 机 0.32GW，同比-58.7%，主要系受到项目节奏的影响。
欧洲大储在建规模庞大，德国起量快，新增项目仅次于英国。我们对欧洲近期规划及在建 的储能项目进行了统计，合计规模已超 20 GWh。英国储能市场规模最大，德国作为新兴市 场紧随其后，此外，意大利、比利时、爱沙尼亚等国也积极规划和建设储能项目，支撑各 自的能源转型目标。
远期空间：我们预计 2024-2030 年的大储需求空间有望超 270 GWh
短期看，我们认为 24 年是欧洲大储上量大增的元年。根据 SPE 的预测，2024 年欧洲大储 装机量将达 11GWh，同比+205%，24 年大储装机占比达 49%，超越户储 39%的装机占比。 SPE 预测到 2028 年大储装机将达 35.9GWh。 结合欧盟提出的 REPowerEU 计划，我们对欧洲市场的大储需求做敏感性分析，2024-2030 年合计需求中性预测达 270.9GWh，乐观预测可达 481.6GWh。 核心假设如下： 1） 大储配套的需求来源于集中式光伏及风电并网带来的消纳问题，保守起见我们仅考虑 24 年以来的新增集中式光伏及风电装机需求，不考虑 23 年及以前的风光装机带来的需 求。根据 SPE 的统计及预测，20-24 年欧洲光伏装机中集中式光伏占比分别为 30%/39%/40%/36%/42%。 我们认为随着能源转型的逐步推进，集中式光伏占比有望保持在 40%以上，我们保守 假设集中式光伏占比为 40%。 2） 随着欧洲新能源并网比例的增加，电力系统对灵活调节能力的需求不断上升，凸显长时 储能需求，欧洲大储项目的配储时长自 2022 年以来逐步延长。根据 BloombergNEF 预测，到 2030 年，意大利的配储时长将达约 5.1 小时，相比 2024 年的 2.3 小时增长 一倍以上。较长的配储时长使储能系统能够更有效地应对电力需求高峰和低谷，提升系 统的盈利潜力。 因此，我们预计可再生能源发电占比越高，新增储能项目对应的配储比例和时长越长。3） 储能远期需求应该是要综合考虑用电量、可再生能源发电比例、灵活性资源情况、电网 消纳能力等来假设。其中，在灵活性资源方面，需要注意欧洲地区积极发展氢能（用可 再生能源发电来电解水制绿氢），而氢能是长时储能的重要形式。因此我们在考虑锂电 池储能的远期空间时，扣除用于制氢的可再生能源装机量。根据欧盟 REPowerEU 计划， 2030 年欧洲制氢所需可再生能源装机达 65GW。 4） 扣除掉制氢的风光装机后，我们对欧洲地区基于配储比例（20%-40%）和配储时长 （2h-4h）进行了锂电池储能装机的敏感性分析，中性配储30%/3h需求可达270.9GWh， 乐观配储 40%/4h 需求可达 481.6GWh。
中国企业在欧洲大储产业链的机会集中于系统集成和配套设备环节
欧洲本土企业在产业链中占据下游，外来厂商抢占上游市场，主要参与的玩家包括： 1） 开发商：开发商以欧洲本土的大型能源公司为主，熟悉当地的电力市场环境，掌握政府 渠道资源。由于初期投资成本较大，开发商难以确定大储电站商业回报的持续性，因此 大储投资门槛较高。典型代表包括法国的 EDF、Engie 和 Neoen、意大利的 Enel 以及 德国的 RWE。 2） EPC 厂商：EPC 厂商在储能产业链中负责项目的设计、采购、施工和安装。在欧洲， 因 各地的法规、气候条件和电力市场结构的不同，EPC 项目常需进行定制化设计，因此 EPC 订单通常由当地厂商负责，如德国企业 Eco Stor、瑞士企业 Leclanché、意大利 企业 Ethical Power 以及芬兰企业 Wartsila，而日本企业 Nidec 则通过收购意大利专门 从事电力转换系统的 ASI 公司打入本地市场。此外，欧洲许多开发商要求项目的施工、 集成、硬件、软件和所有长期性能保证都由一家公司提供和完成，EPC 厂商若能够管 理从生产到项目交付的所有环节则会更受青睐，如中国企业阿特斯提供 EPC 服务以及 自己生产储能系统。 3） 系统集成商：系统集成商通常与业主/开发商和 EPC 厂商紧密合作，他们根据项目需求 和现场条件，选择合适的设备和技术方案。在欧洲大储市场，由于储能系统的关键部件 （如电芯、PCS、BMS、EMS）往往来自不同供应商，任何环节的故障都会延误并网 进度，集成商需协调多方，因此现场交付能力成为集成商竞争力的关键。同时，质保和 售后服务能力是重要考虑因素。根据 Woodmac，2023 年，欧洲市场的系统集成商前 三由日本企业 Nidec、美国企业 Tesla 以及中国企业比亚迪组成，其余厂商主要为中国 企业，欧洲本土缺乏有竞争力的集成商。其中，中国部分以锂电池起家的公司如南都电 源、宁德时代、国轩高科凭借在电池端的成本优势，切入系统集成环节。 4） 系统零部件厂商：PCS 和电池环节国内企业具备相对竞争优势，除了阳光电源、华为 自制 PCS，国内其余系统集成商主要与 PE、SMA、上能电气、南瑞继保、科华数据等 第三方厂商进行合作。
欧洲优厚的关税条件也给予中国储能产业链企业出海机会。根据商务部数据，欧洲地区对 储能电芯及集成系统的进口关税均为 3%及以下，而对 PCS 的进口关税为零。这意味着中 国厂商在进入欧洲市场时，在关税方面受到的限制相对较少，有助于中国企业维持价格竞 争力。以英国和欧盟为例，储能电芯和集成系统的关税分别为 2.0%和 2.7%，而 PCS 则完 全免税。这种低关税环境为中国储能产品在欧洲市场的推广提供了有利条件。
集成环节：品牌为王，看好系统集成龙头
欧洲对大储系统集成商的要求较高： 1） 欧洲大储市场对集成商的品牌信誉尤为看重，品牌形象直接影响项目中标率及合作机 会的持续性。虽然欧洲储能市场正在快速增长，但监管体系仍待完善。在欧洲一些地 区，储能系统在双向电网使用时需支付双重费用，且面临项目审批冗长、并网计费不 合理等问题。在此背景下，拥有良好品牌声誉、丰富的项目经验或财务状况稳定的集 成商，可以有效抵消政策的不确定性，在复杂的政策环境中更容易获得政府与大客户 的信任，进而获取更多补贴和长期合同。 2） 集成商的质保和售后服务能力是重要考虑因素。欧洲市场的质保期限通常要求在 10 至 20 年之间，远超国内平均的 5 年标准。由于大型储能系统的长期运营周期，欧洲客户 更加注重产品的长期可靠性和供应商的快速响应能力。特别是对于涉及几十兆瓦及以 上的大型储能项目，快速解决故障和降低停机时间对于项目的经济效益至关重要。这 使得拥有强大服务网络和高效维护机制的集成商在市场中更具竞争力。 横向比较欧洲大储市场系统集成商的几类参与者，我们认为国内和海外专业的储能集成商 具备相对竞争优势。从新增订单来看，根据我们的统计，阳光电源、特斯拉、Nidec、阿特 斯位居前列。
1）国内光伏厂商
欧洲的大型储能系统集成项目对厂商项目质量保证、运行维护以及售后服务等全套能力要 求高，看重渠道能力以及品牌效应，市场准入门槛较高。国内光伏厂商阿特斯在储能业务 深耕已近十年，在北美、欧洲、澳洲和南美等主要储能市场成功运营多个大储项目，拥有 成熟的销售和技术服务团队，品牌在欧美市场享有较高信任度。早在 2022 年 5 月，阿特斯 就与英国开发商 Pulse Clean Energy 签订协议，为其四个合计 100MWh 储能电站项目提供 储能系统及 EPC 服务，并提供 10 年的运维服务，25 年 1 月，阿特斯再次取得英国 2GWh 储能系统大单。我们认为阿特斯在储能上的综合实力已与专业的储能集成厂商相当，而除 阿特斯之外，其他国内光伏厂商进入欧洲大储市场难度较高，中短期而言光伏企业不具备 品牌优势和渠道能力，难以与储能厂商竞争。
2）国内电池厂商
电池是储能系统的核心组件。国内电池厂商整体上在技术和供应链方面具备显著优势，以 比亚迪为例，其最新储能产品 MC Cube-T ESS 容量达 6.432MWh，首创长刀电池的 CTS 集成技术，技术性能领先。相比之下，其他如国轩高科等厂商虽然在海外取得了一定进展， 但依然存在品牌影响力和服务网络不够完善的问题。我们认为电池厂商暂不具备完善的储 能售后服务机制，以及可能会在欧盟要求的“电池护照”合规问题上遇到挑战。
3）国内储能集成商
整体来看，国内储能厂商在项目经验、产品性能和市场适应性上展现出较强的竞争力。以 阳光电源为代表的储能龙头企业，凭借丰富的项目经验、可靠的售后服务、领先的产品力 以及严格的环保认证，已在欧洲市场站稳脚跟。自 2018 年在德国投运储能项目以来，阳光 电源通过设立本地服务中心确保了高效的售后服务，其推出的 PowerTitan 2.0 全液冷储能 系统更是全球首个 10MWh 系统。远景能源为供应商提供数字化能碳管理工具，要求重点 供应商在 2023 年底前完成 100%的碳盘查、碳披露和碳管理，并提供零碳工厂、智慧楼宇、 分布式光伏等一系列解决方案，在碳足迹管理上具备显著优势；而南都电源则凭借其早期 布局，在欧洲市场提供定制化属地服务。我们认为，国内储能集成商在欧洲大储市场表现 出较强的竞争实力，在技术、产品力和服务网络上均具备较强优势。
4）海外储能厂商
日本企业 Nidec 通过收购意大利 ASI 公司，借助其全球化运营经验和 ASI 原有的强大本地 化服务能力，迅速扩展欧洲储能业务，依靠其深厚的技术实力和广泛的渠道网络，成为欧 洲大储的系统集成商龙头。特斯拉、Fluence 等国际知名企业凭借卓越的品牌声誉和丰富的 储能项目经验，也在欧洲市场获得较多订单。此类厂商品牌优势较强，渠道布局较早，且 生产基地主要位于欧美等地区，碳排放较中国企业低，在环保降碳方面具备一定优势，我 们认为海外储能厂商在欧洲大储市场中竞争力较强。
PCS 环节：渠道及项目经验为核心竞争力，中长期看重构网型技术应用
集成龙头厂商一体化自供 PCS，其余集成厂商外购第三方 PCS。1）自供：系统集成环节 企业龙头一体化布局明显，阳光电源、特斯拉、华为等企业均自行研发生产 PCS 组件，自 行配置储能系统。2）外购：其他大多数厂商如宁德时代、比亚迪、南都电源、瓦锡兰等企 业均采购 PE、SMA、科华数能、南瑞继保、上能电气等第三方企业的 PCS。
短期来看，渠道与项目经验为核心竞争力，PCS 厂商强者恒强。自供部分，系统集成企业 的 PCS 出货量基本可以等于储能系统的出货量，我们推测阳光电源、特斯拉在 PCS 环节 的市占率较高。外购部分，集成企业主要采购 PE、SMA、科华数能、南瑞继保、上能电气 等第三方 PCS。由于 PCS 的性能涉及到储能系统的安全，且集成厂商在选定 PCS 合作伙 伴后需要进行产品匹配调试等工作，在没有安全事故等事件的催化下，集成厂商不会轻易 更换已经选定的 PCS 合作伙伴，我们认为现有渠道与项目经验为 PCS 拿单的核心竞争力， 呈现强者恒强的趋势。
中长期看，构网型储能 PCS 有望在欧洲率先实现渗透。构网型储能已经成为全球趋势，但 不同国家和项目发展阶段与需求迫切性不同。根据 GGII，2023 年澳大利亚/欧洲/美国/中国 的构网型储能渗透率已达到 23%/8.6%/2.6%/1.5%，GGII 预计构网型储能未来 5 年在全球 有望达到 20%的渗透率。根据 Ember 数据，欧洲 23 年风光发电量占比已达 18.2%，超过 美国/中国的 14.9%/15.5%，我们认为欧洲随着能源转型的提速，风光发电量进一步升高， 构网型储能有望先于中美两国快速渗透。
主要竞争者均在构网型储能技术上进行积极布局。与此同时，华为的组串式构网型储能系 统早在 23年就在国内外多个项目应用验证，国内龙头阳光电源近年来通过了多项构网认证， 并在全球部署其构网型产品 PowerTitan2.0。特斯拉在澳大利亚等地部署构网型储能系统， 上能电气构网型储能电站顺利投运，远景能源推出“1+4”构网型全栈解决方案，各家均在 构网型技术展开军备竞赛。
阳光电源构网型技术领先，在欧洲具备标杆性项目经验优势。24 年 8 月公司集中式 PCS 通过业内权威机构的构网性能测试，成为行业首家组串式、集中式储能变流器均通过构网 认证测试的企业。24 年 3 月，针对极弱网、弱网、强网、离网等不同场景的性能考核，阳 光电源一次性通过所有测试，收获了业内首个光储全场景构网实证报告。2023 年 12 月， 英国和法国之间的互连器 IFA1 跳闸，立即引起了 1GW 的进口电力损失，导致了电网频率 瞬间跌落至 49.3Hz。事故发生 1 秒内，阳光电源在英国门迪运行的储能项目即及时响应， 助力电网频率在 5 分钟内回到正常范围，避免了大范围的停电事故。
欧洲大储起量，或为国内储能厂商带来业绩增量
总体而言，欧洲大储市场看重品牌声誉，对供应商的售后服务、项目经验、技术能力均有 较高要求，我们认为欧洲大储市场有望为国内储能龙头提供业绩增量。 公司推荐——推荐全球储能龙头阳光电源、具备欧洲大储 EPC 与运营经验的阿特斯。 1） 阳光电源：公司为全球储能龙头，储能系统出货量连续八年位居中企第一，项目经验充 足，品牌优势突出。公司陆续拿下欧洲地区多个储能项目订单，我们统计公司 24 年合 计欧洲大储订单量已达 7.53GWh，我们预计 24 年公司全球储能出货量 25GWh，则欧 洲已签的订单量将相当于 24 年的 30%。此外，公司在构网型技术上有较多的技术积淀 与项目经验，随着未来构网型储能的加速渗透，公司市场份额有望进一步提升。 2） 阿特斯：早在 22 年 5 月，阿特斯就为英国开发商 Pulse Clean Energy 的四个合计 100MWh 储能电站项目提供储能系统及 EPC 及 10 年运维服务。我们认为当地的 EPC 项目及运维的经验将有效助力公司未来拿单。阿特斯与英国 Root Power 等企业签署长 协，Root Power 计划在未来三到四年内在英国建设总装机容量超过 1GWh 的储能系统。 根据阿特斯集团财报，截至 24 年 11 月 30 日，阿特斯储能在手订单金额达 32 亿美元。 我们认为欧洲大储将为公司带来业绩增量。
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