2025年光储行业中期策略：光伏供给侧出清提速，储能迎来电改大时代

一、以消纳定需求，光储平价比例持续突破推动消纳 潜力释放

光储平价：即 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。 ①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45%，即配储40%、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 伏装机需要将其全天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90%，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2.8元/W，预计 远期降至2.5元/W，储能EPC 0.8元/Wh，预计远期长时储能降至0.6元/Wh，当前成 本下，考虑增值税后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 0.297/0.407/0.554元/kWh；远期成本下，平价情景1/平价情景2度电成本分别为 0.350/0.465元/kWh。欧美等发达国家：光伏EPC目前6.8元/W，预计远期降至5.0 元/W，储能EPC 2.0元/Wh，预计远期降至1.5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0.682/0.940/1.284元/kWh；远期成本下，平 价情景1/平价情景2度电成本分别为0.714/0.984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281/332/394GW，相较目前装机规模仍有较大空间。

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：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 国用电量预计达到9.8万亿千万时，同比增长6%左右。假设2025年用电量增长5.5%， 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%。2025 年有望新增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34.5GW由非光伏类发电装机供应，49.0GW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，假设该存量调节 资源在2030年用尽。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 2025年可支持50.6GW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2.8元/W的光伏 EPC与0.8元/Wh的储能EPC成本下，光伏LCOE与储能LCOS分别为0.260/0.326元 /kWh（考虑增值税），即为单位kWh光伏所发电量配置0.352kWh储能可实现光储 平价，折算为4h储能系统对应光伏配储比例为31.3%，通过（①+②+③）/2（注：仅集中式光伏配置储能，2023年中国集中式光伏占比55%，以55%比例测算）* 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2025年全球光伏新增装机近530GW， 同比+25%。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2025-2027年全球光伏新增装机约 530/557/580GW ，同比 +25%/6%/5% ，考虑 1.2 的容配比后对应直流侧装机 636/668/696GW。

预计2025年全球储能新增并网规模228GWh，同比+18%。考虑国内136号文推 动储能向市场化方向转变、取消强制配储政策后，预计储能新增装机将迎来增速换 挡，大储装机预计持平略增。美国市场受IRA补贴不确定性增加叠加关税政策影响， 大储新增装机或有放缓。欧洲市场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。 预计2025-2027年全球储能新增装机约228/280/366GWh，同比+18%/+23%/31%。

二、光伏：需求降速下供给压力加大，技术升级有望 加速行业迎来拐点

（一）供需周期：抢装短期扰动，供给压力下价格下行

行业自律后产业链价格稳中向下，短期抢装带来价格波动。进入2025年， 在行业自律的要求下，光伏产业链主要企业开工率明显下降，产量亦跟随下 降，光伏产业链各环节价格波动减小，整体价格稳中向下。受到136号文影响， 分布式与集中式分别在4月底与5月底前迎来抢装，抢装使得光伏产业链价格 在短期内小幅上涨，在抢装结束后，产业链价格便继续向下。

抢装影响下，电池组件环节排产波动较大，硅料硅片环节排产波动较小。 从各环节排产情况来看，除了硅料受行业较高库存影响以外，硅片、电池片、 组件三个主材环节的排产在抢装前均有提升，其中电池片环节提升幅度最大， 硅片环节提升幅度最小。从开工率情况来看，电池片一体化与组件TOP9企业 开工率最先提升且提升显著，硅片一体化企业与组件二线企业开工率提升的 时间略滞后，但二线组件企业开工率提升幅度较大。

1. 硅料环节

2025年上半年，硅料库存持续压制硅料价格。2025年1月，在2024年12 月滞销库存达到峰值后，硅料供给端库存压力开始缓解，现货库存水位逐渐 下移，根据Infolink数据，1月供给端滞销库存规模下降约21%、降至22.9-24.6 万吨。库存下降的主要原因包括：厂家连续大幅下调稼动、引起新增供应量 迅速下降；拉晶需求端春节假期之前的生产刚需和部分囤货行为导致拉货水 平提升，继而促进硅料去库加速。但硅料需求端的囤货规模仍在持续提升阶 段，预估范围11-13.5万吨；2025年2月，因为春节假期相矢影响以及工作日 较少的常规因素，硅料新增产量较少，现货库存水位受春节后厂家走单较缓， 库存小幅增加，根据Infolink数据，硅料供给端滞销库存规模约落在24.1-25.8 万吨。而其中硅料需求端的囤货规模预估范围9-10万吨；3-4月，硅料厂家持 续把控稼动率水平，除徐州协鑫颗粒硅持续缓增以外，其余厂家并无明显的 提产计划。但自今年2月开始，下游买方采购节奏持续放慢，硅料预期采购价 格持续出现下探，亏损已达到绝大多数硅料企业无法接受的程度，尤其中小 厂家已不堪负荷，提前规划检修，我国硅料企业多处于降负荷运行状态。硅 料库存因采购节奏放缓而有所增长，根据Infolink数据，截止5月底，供给端滞 销库存规模小幅增加，约在30-30.3万吨左右的水平，而需求端的囤货规模预 估10-15万吨。在库存压制下，硅料价格或仍有下行的可能。 产能停止增长，龙头企业均显著下调排产。根据Infolink数据，进入2025 年硅料环节月产能基本保持稳定，产能几乎停止增长。排产方面，由于龙头 企业如通威股份、大全能源、东方希望等大幅下调开工率，其产出亦明显下 降。

2. 硅片环节

24年下半年去库幅度较大，25年上半年排产与价格压力较小。硅片供应 量自24Q3起连续维持低位、与电池端的硅片使用量连续发生倒挂后，引起硅 片供应端库存降至低谷，继而硅片主流规格的价格实现反弹。2025年1月已经 发生幅度明显的调涨，在春节假期临近生产需求和备货需要并存的背景下， 价格上涨得到电池环节的普遍接受。库存方面，根据Infolink数据，1月硅片环 节库存规模已经降至13.5-15亿片规模，约11.7-13GW，降幅再次扩大到约 44.5%，硅片环节库存已经完全回归到正常范围，甚至结构性供应紧张；2月， 硅片排产小幅提升，整体库存水平在一月份的基础上朝向持稳发展，月初观 察库存在微幅的成长，整体大致落在15-17 GW左右。其中，183N库存相对较 少；3-4月，整体供应链排产受到下游抢装节点影响提升快速，硅片端也受到 电池组件拉货需求影响，一季度单月排产呈现逐月提升之势，甚至在4月份达 到高峰；5-6月产出有所回落，主要反映部分企业因应需求退坡的影响下提前 调降排产规划。库存方面，根据Infolink数据，截至五月初，硅片端在手硅片 库存约落在20-21亿片左右，折算约18-19GW不等，库存水平仍然维持稳定。 产能保持稳定，龙头企业排产相比24Q4明显上调。进入2025年硅片环节 月产能基本保持稳定，产能几乎停止增长。排产方面，龙头企业如隆基绿能与TCL中环等上调开工率，产出相比于24Q4明显上调。

3. 电池片环节

电池片环节维持较低库存水平，排产受抢装影响较大。2025年1月，由于 各个环节均存在不同程度的提前春节放假或产线人员数量调整，叠加上游硅 片价格较大幅度的回调，促使中间环节电池片压力较大。但整体电池短期价 格调涨成功。库存方面整体降至3-5天范围。电池环节尤其是专业电池厂家一 方面自身库存水平不断下降，另外一方面对于硅片供应和价格看涨的趋势预 判下，也出现对硅片采买需求更加集中的现象，甚至出现部分规格囤货的市 场行为，这也从另一角度支撑硅片价格的调涨，两环节之间形成互相支撑的 局面。此外，P型电池片因为供应紧俏导致一月份价格随着海外订单集中而上 扬，部分厂家正规划调高P型产线稼动率，但以进口P型电池为大宗的印度市 场财年末采购、装机潮将于三月份结束，为避免后续供需失衡而导致价格松 动，厂家二月份的P型电池排产策略也趋于保守。4月受抢装影响，电池片排 产环比提升，但因终端需求退坡，4月电池片价格开始快速崩跌，少数电池片 厂家为响应行情变化，于四月底开始减产并下调五月排产计划，5月电池片排 产下行明显。库存方面，根据Infolink数据，截至六月初，国内电池片库存整 体仍维持在5天左右，多数头部电池片厂家对库存进行严格把控，并固定维持在3-5天的健康水平，少数厂家如若库存超标，则会采用将电池片以低于市场 行情卖出的管控策略。

4. 组件环节

组件环节受抢装影响排产波动性较大。进入2025年，组件需求较弱，1 月组件排产环比下降明显，根据Infolink数据，一季度组件接单率普遍落在4-5 成左右，侧面验证一季度需求较为疲弱的现象。库存方面，根据Infolink数据， 截止一月底，厂家库存约落在1.5-1.8个月左右，相对前期已回到较为健康的 水平。组件排产自第一季度起缓步回升，随终端需求走势在四月份大幅拉升。 然而，五月份组件排产相比上期小幅下调，六月份组件排产呈现高位下滑。

（二）全球需求：中美欧市场降速、亚非拉市场景气持续

中国：消纳受限、特高压开工不及预期、136号文新能源上网电价新政，中国 2025年光伏装机规模增速或下滑 光伏装机连续5年高增长，消纳率下滑或导致2025年需求降速。2019年以来受 益于“双碳”政策推动，国内光伏新增装机已实现连续5年快速增长，尤其自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+148%，其中集中式/分布式光伏新增120/96GW，同比 +231%/88%。根据国家能源局数据，2024年，全国光伏新增装机278GW，同比增 长28%，其中集中式光伏159GW，分布式光伏118GW，同比+33%/23%。24年装 机增速相对于23年明显下滑。根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2024年前三 季度全国光伏消纳率97.2%，同比-1.1pct，蒙西、甘肃、青海、宁夏大基地集中省 区消纳率明显承压，2024年集中式光伏装机增速明显放缓，现有消纳与外送资源紧 张或导致2025年光伏装机增速进一步下滑。 2025年上半年抢装现象明显，或导致下半年需求下降，不改全年需求增速。根 据国家能源局数据，受抢装政策影响，2025年5月，国内光伏装机约92GW，同比增 加383.2%，环比增加超100%，创历史同期新高。1-5月国内新增光伏装机197.85GW，同比增长150%。抢装导致上半年需求阶段性集中释放，或导致下半年需求环比上半 年下滑，不改全年需求增速。

集中式光伏：2024年特高压开工不及预期或影响2025年新增集中式光伏装机。 2024年6月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的 通知》，披露了2024年开工的新能源配套电网重点项目，其中包括陕北-安徽、甘肃 -浙江、蒙西-京津冀直流特高压，阿坝-成都东、大同-怀来-天津北-天津南交流特高 压，即预计2024年新开工数量不低于3直2交。实际到2024年底为止，特高压直流项 目仅开工陕北-安徽、甘肃-浙江两条，蒙西-京津冀、陕西-河南特高压直流预计延后 至2025年。考虑到特高压项目1.5-2年的建设周期，预计2024年特高压直流开工不 及预期或导致2025年“沙荒戈”大基地集中式光伏外送受限，进而影响集中式光伏 新增装机需求。 特高压储备项目丰富支撑集中式光伏长期发展。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，特高压建设将成为解决大基地装机 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，储备项目丰富有望支 撑未来光伏新增装机。

分布式光伏：低压端配电网承载能力受限，分布式装机规模或遇瓶颈。根据各 地电网公布的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%）、河北南网53个县无消纳空间。分布式光伏装机主要省份均出现接网困难。 分布式光伏参与现货市场交易面临电量与电价不确定的双重考验。2024年10月 国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，明确大型 工商业分布式需全部自用，一般工商业可选择自发自用或余电上网模式，仅不超过 6MW的户用光伏可全额上网或余电上网，同时要求分布式光伏发电按有关规定参与 电力市场。而分布式光伏参与现货市场面临电量与电价的双重不确定性，获取发电 计划难度加大、系统调节成本分摊上升、市场化电价大幅走低将成为大趋势，综合 导致收益的不确定性增加，若分布式光伏参与现货市场政策落地，分布式光伏装机 积极性或有所下降。

2025年1月17日，国家能源局关于印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》 的通知。此前意见征求稿于2024年10月发布。《管理办法》包括总则、行业管理、 备案管理、建设管理、电网接入、运行管理以及附则七个章节，共四十三条，覆盖 了分布式光伏发电的定义分类和项目全生命周期各阶段的管理要求，涵盖了行业主 管部门、投资主体、电网企业等各方的职责要求， 形成一套横向到边、纵向到底的 支持性、 规范性管理体系。主要变化： （1） 新老划断：对于管理办法发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网 投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行； （2） 分类细化：分布式光伏发电细化分为自然人户用、非自然人户用、一般 工商业和大型工商业四种类型； （3） 一省一策：因各地情况不同，各省级能源主管部门可根据本办法，会同 国家能源局派出机构制定适应本省（自治区、直辖市）实际的实施细则； （4） “四可”要求：电网企业应明确“可观、可测、可调、可控”技术要求， 建立相应的调度运行机制。 分布式新政给予工商业光伏上网更多选择弹性、利好工商业分布式需求。新政 给予大型工商业光伏较大的选择空间，即允许电力现货市场连续运行地区（目前是 广东、山西、山东和甘肃）的大型工商业分布式采用自发自用余电上网模式参与现 货市场，且在其电力用户负荷发生较大变化时，允许其将项目调整为集中式光伏电 站，#大型分布式装机弹性相比预期有望提升。此外，新政提出对于一般工商业分布式光伏，年自发自用电量占发电量的比例，由各省级能源主管部门结合实际确定，# 给予各省较大的一般工商业装机弹性空间。 新老划断会带来抢装、但抢装规模有限，主要受到入市电价政策影响。《方法》 强调，对于本办法发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发 电项目，仍按原有政策执行，即按照2013版分布式光伏管理办法执行。相比2013版 政策，新《办法》不允许工商业分布式光伏全额上网，新老划断有利于已备案项目 享用老政策全额上网的政策红利，且三个月足以装完，因此会带来抢装。目前，分 布式入市电价问题是主要问题。各省落实的话，目前仅有河北山东明确出了分布式 入市的电价政策，其他省份没有明确的分布式入市电价政策，如果抢装的话、当前 分布式电价与IRR具有较大的不确定性、风险较大。

2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于深化新能源上 网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》。总体思路为四个“要求”: 价 格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调；四个“坚持”：坚持 市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。 坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平 参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展 价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调， 行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支 撑新能源发展规划目标实现。

《通知》将加速25年上半年分布式与集中式光伏抢装潮，但未来将稳定需求预 期。《通知》主要核心内容：推动新能源上网电价全面由市场形成；建立新能源可 持续发展价格结算机制（机制电价）；区分存量和增量项目分类施策；强化政策协 同（如不得要求新能源项目“强制配储”）；并要求各地要在2025年底前出台并实 施具体方案。根据《通知》，老项目在5月31日并网前采用之前电价模式，在5月31 号后并网的电站采用机制电价模式，由于机制电价或将低于传统上网电价，因此新 政将加速上半年光伏抢装潮。此外，根据《通知》，某省每年新增纳入机制的电量 规模，根据各省的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承 受能力等因素确定。每年非水电可再生能源电力消纳责任权重上调的比例：24年较 高，增幅达3.4%。若25- 30年每年用电量增长6.0%-5.0%，非水责任权重年上调2%， 测算年新增新能源发电量需求3182-4560亿千瓦时,对应222-318GW新能源装机，对 比2024年新能源装机，或将整体保持稳定。

综合来看，发电端消纳受限、输电端特高压开工不及预期、配电端配网承载力 受限、用电端分布式光伏参与现货市场、新能源上网电价新政，综合导致中国2025 年光伏装机规模增速或迎来下滑。

欧洲：能源危机推动的爆发式增长已平息，预计未来数年保持小幅增长

能源危机推动欧洲光伏爆发式增长阶段已过，2024年欧洲光伏新增装机已大幅 放缓。2018年欧盟终止对中国光伏组件的贸易壁垒后欧洲光伏装机迎来数年高速发 展期，其中2021-2023年受电价大幅上涨及清洁能源目标推动，光伏新增装机增长 提速。2023年下半年以来欧洲能源危机缓和、电价趋于稳定，叠加组件价格的快速 下降，欧洲光伏装机增速大幅放缓。根据欧洲光伏协会（SPE）数据，2024年欧盟 27国光伏新增装机65.5GW，同比仅增长4.4%，参考2023年欧盟光伏新增装机占欧 洲约88%测算，2024年欧洲光伏新增装机74.4GW（考虑1.25容配比，对应直流侧 装机约93.0GW）。分应用场景看，户用光伏在经历2022-2023年的大幅增长后，2024 年新增装机仅12.8GW，同比下降28.1%，德国、意大利、波兰等主要市场受电价与 补贴力度下滑双重影响呈现下降趋势。

2024年集中式光伏推动欧盟光伏装机向上，工商业光伏略有增长，户用光伏装 机均明显承压。根据SPE，2024年欧盟27国光伏累计装机338GW，装机规模前五 国家分别为德国（99.2GW）、西班牙（46.7GW）、意大利（36.2GW）、荷兰（26.0GW）、 法国（23.5GW）。从新增装机规模看，相较于2023年的所有国家新增装机均实现 增长，2024年欧盟主要国家受电价降低、补贴退坡的边际影响及电气化进展缓慢、 灵活性资源匮乏的长期影响，排名前10的国家中仅德国、意大利、法国、希腊、葡 萄牙实现正增长。西班牙受欧盟复苏与恢复基金（RRF）资金耗尽及电价正常化， 屋顶光伏装机出现下滑，而集中式光伏受PPA电价政策兜底，装机规模稳定增长； 荷兰、波兰、奥地利户用光伏受净计量过渡到净计费所带来的收益不确定影响装机 逐步下滑；而奥地利，商业和工业（C&I）领域的市场缩减较为明显，通胀率上升、 经济性下降导致众多光伏项目计划被缩减。

机遇与挑战并存，预计未来数年保持小幅增长。综合来看，欧洲光伏机遇与挑 战并存： 机遇方面：欧盟推出REPowerEU能源计划推进清洁能源转型，2023年以来多 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79GW，西班牙由39GW上调 至76GW，为未来数年装机需求奠定基础。根据SPE中性预测，若实现欧盟提出的 REPowerEU目标，2025-2030年欧盟光伏年均新增装机规模需69GW，对应欧洲光 伏年均新增装机规模78GW，若以1.25容配比测算，直流侧组件需求97.5GW。考虑 各国积极上调清洁能源目标，预计未来数年欧洲光伏装机仍可保持稳定增长。 挑战方面：①能源危机期间抵御高电价的紧迫感消失叠加部分激励计划逐步取 消，屋顶光伏市场发展明显降速。②低灵活性阻碍大规模光伏发电，电网拥堵与缺 乏储能导致光伏面临电量与电价的双重压力，降低光伏投资的经济吸引力。③欧盟 电气化进展缓慢制约用电需求。④建设许可方面挑战依然存在，部分国家土地使用 许可繁琐，拉长项目建设周期。⑤部分对新能源不太支持的政党上台执政，可能会 减缓清洁能源目标的实施。

预计未来新增装机仍由德国、西班牙、意大利、法国、波兰等国家主导，大规 模PPA拍卖+审批流程简化助推需求向上。 德国（分布式为主）：作为欧洲装机规模最大国家，新能源发展持积极态度。 根据SPE，2024年德国光伏预计新增16.1GW，同比增长6.6%，其中集中式/分布式 占比分别为37%/63%。2024年4月，德国议会通过太阳能激励政策《Solarpaket I》， 支撑其光伏装机进一步向上，主要内容包括，①为工商业光伏提供上网电价补贴， 补贴额度为每千瓦时增加0.015欧元。②简化阳台光伏并网流程，允许家庭使用装机 容量不超过2kW、逆变器容量不超过800W的阳台光伏系统直接接入插座，无需电工 安装且无需双向电表。③鼓励能源社区，促进分布式能源的利用与共享。④将光伏 项目限额从20MW提升至50MW，为大规模光伏发展提供空间。此外，德国近期公 布多项PPA拍卖，尽管负电价现象增多，考虑到电网升级与灵活性资源建设，预计 后续增长以集中式光伏、工商业光伏和阳台光伏为主。根据Infolink Consulting信息，2025年2月25日，德国修订版《能源产业法》与《光伏峰值法》正式执行，规定2 kW 以上新装并的光伏项目，未来在发电峰值以及负电价期间，将取消提供补贴；新增 项目若小于100kW且配置智能电表将于20年期限届满后补发补贴；100 kW以上的新 增项目则须直接参与直售机制。该法亦规定新建光伏项目若未装设智能电表，其上 网功率将限制在60%以内，旨在推动智能电表普及应用。此外，现有光伏系统运营 商若自愿选用新法规，将得以获得上网电价0.006欧元/kWh的优惠，藉此平衡市场 供需、稳定市场电力价格，以及避免电网负荷过大。在新政影响下，德国光伏装机 短期或有所下滑。

西班牙（集中式为主）：西班牙光照资源丰富，装机规模在欧盟国家中仅次于 德国，集中式光伏装机比例大幅领先欧盟平均水平。根据SPE，2024年西班牙光伏 预计新增9.3GW，同比下降4.1%，其中集中式/分布式占比分别为82%/18%。得益 于西班牙电力市场成熟的PPA机制，西班牙常年保持电力净出口国地位，有效保证 电站收益率的长期稳定，预计后续西班牙光伏新增装机仍以集中式为主。 意大利（分布式为主）：意大利地处地中海北岸，光照资源亦处于欧洲较优水 平，装机规模位居欧洲第三。根据Infolink Consulting信息与意大利光伏协会数据， 意大利2024年共新增约6.8 GW光伏装机，同比2023年，上升30%。截至2024年底， 意大利累计光伏装机来到约37.08GW，距离2030年79.9GW的装机目标已完成46%。 2024年，意大利集中式项目快速增长，同比增长163%。户用项目则因Superbonus 抵免税率调降至70%，导致户用新增项目下半年明显减少，同比下降21%，而随着 今年抵免税率降至65%，对于民众装机意愿的影响可能更为显着。工商项目则增长 8%，加上地方政府和企业也陆续加强于建物装设光伏项目，有望刺激工商项目需 求。 2024年6月意大利最新提交欧盟审批的《国家能源与气候计划》（NECP）提出 2022-2030新增光伏装机54GW以实现REPowerEU目标，测算2024-2030年均新增 光伏装机超8GW。展望后续，户用领域：预计仅针对第一套住房光伏的税收减免机 制（50%）、新的建筑节能标准及能源社区发展政策有望维持。工商业领域：意大 利制造业数字化与能源转型政策（Piano Transizione 5.0）与意大利企业与制造部3.2 亿欧元补贴支持中小微企业通过太阳能光伏或微型风力发电系统实现自发电，有望 支撑工商业光伏发展。集中式领域：欧盟于2023年末批准177亿欧元建设 9GW/71GWh的大储补贴以支持集中式调节资源建设、政府优化PPA拍卖机制，有 望为集中式光伏提供更多接入容量与收益，预计后续意大利光伏建设将向集中式与 工商业倾斜。

美国：上调光伏301关税、重启东南亚双反关税，美国光伏装机增速亦放缓。 2023年，在拜登政府的《通胀削减法案》（IRA）推动、东南亚四国光伏“双反” 豁免与绿色融资渠道的支持下，美国光伏发展迅速，叠加2023年美国组件价格降幅 超15%，电站IRR持续提升带动2022年延期项目陆续开工，新增装机规模创历史新 高。进入2024年，随着针对东南亚新一轮双反调查落地与301关税税率提升，美国 光伏经销商观望情绪加剧，其中户用光伏市场受部分安装商破产、居民等待融资利 率进一步下降以及大选前不确定因素影响出现明显下滑，预计2025年受影响增速亦 保持低位。根据美国光伏行业协会（SEIA）与Wood Mackenzie统计，2024年美国 光伏直流侧新增装机达40.5GW，同比-1.8%，其中户用/工商业/集中式分别为 5.1/3.6/31.8GW，同比-26.5%/+10.5%/2.4%，占比分别为12.5%/8.8%/78.7%，同 比-4.2/+1.0/+3.2pct。

关税政策初衷在于保护本土产业、强化本土制造能力，长期看需求有望持续向 上。目前美国政府对中国光伏行业的限制主要在于关税壁垒与非关税壁垒，关税壁 垒包括201关税（针对全球大部分国家）、301关税（针对中国）、双反调查关税（针 对东南亚四国），非关税壁垒包括原产地认证等。考虑到美国本土组件产能逐步释 放，根据Infolink统计2024年底美国本土电池片、组件产能将分别达到7GW、56GW， 近期晶科能源、晶澳科技等各大组件企业均提出美国或中东建厂计划以绕过东南亚 开拓美国市场。我们认为美国针对中国与东南亚的关税本质在于保护本土产业、强化本土制造能力。短期看，关税影响美国光伏组件价格与电站建设成本，进而降低 业主方投资意愿，整体需求有所放缓。长期看，随着特朗普上台后新能源政策的逐 步明朗、美国本土产能与中东自贸区关税豁免地产能逐步释放，美国光伏装机需求 有望重回增长态势。

亚非拉（指代除中国外亚洲区域、非洲、拉美区域）：缺电+能源转型带动下增 长强劲，有望成为全球光伏装机重要增量

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。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。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 求继续保持高增长。 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，2024年中东市场累计从中国进口组件28.79GW，2025年一 季度累计进口组件4.9GW，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。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，2024年印度累计从中国进口组 件达16.73GW。2024年印度加快光伏建设进度，根据Infolink，印度2024年新增光 伏装机为24.5GW，同比增长约145%以上，组件需求则为30GW。印度持续以政府 项目招标与补贴计划推动市场需求，并且多数政府装机计划以2026年为政策节点， 预期2025年印度市场将维持强劲增长，新增光伏装机为29.5-37GW，组件需求则为 37-46GW。根据Infolink信息和印度政府2025财年预算草案，印度预计2025年投 入光伏部分资金为2,422.4 亿卢比(约27.9亿美元)，相较2024财年的1,506.1 亿卢比，同比增长约60%。本次预算增幅主要用于补贴户用光伏项目的总理光 伏计划( PM-Surya Ghar )， 单是该计划2025财年预算就已达到2,000亿卢比 (约23亿美元)， 相较去年增长80%。在2024年2月PM-Surya Ghar推出后，2024 年了月至2024年12月底共新增约3.8GW分散式光伏装机，已超过2023 年全年 分散式新增的了GW装机量，预期本次2025财年的PM-SuryaGhar预算增福， 将有益于持续带动印度分散式光伏需求。

巴基斯坦：受益于“一带一路”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infolink数据，2024年巴基斯坦累计从中国进口组件16.91GW，2025 年一季度进口7.34GW，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年非洲组件累计进口11.36GW，2025年一季度进口3.22GW，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快速增长，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2024年组件进口 需求形成支撑。

（三）技术创新：降本增效助力率先反转

1．提效：BC作为下一代电池技术产业化进程提速，高效率赋予超额收益

电 池 与 组 件 效 率 不 断 突 破 ， xBC 效 率 稳 居 各 技 术 路 线 首 位 。 根 据 TaiyangNews统计的月度组件效率榜单，xBC组件在近期效率中稳居前三，其 中ABC组件凭借24.2%转换效率连续20个月保持组件效率榜首，9月起其批量 交付ABC组件效率达24.6%，再次突破量产组件效率上限。同时，xBC电池实 验室转换效率不断攀升。xBC电池通过将电极转移至电池背面，从而减少遮 光与反射，大幅提高光电转换效率，2024年HPBC、ABC电池实验室效率均 达到27.3%，持续领先TOPCon、HJT等N型电池片技术。其中ABC凭借全面 积受光、全硅发电、全背电极、全背钝化、全无银化五大优势，有望持续接 近晶硅电池29.4%的理论转换效率极限。

BC的优势主要包括高转换效率、兼容PERC/TOPCon/HJT等多种技术路 线、组件美观度价高等。相较于其他技术路线，BC具备以下优势：①正面无 栅线遮挡提高光照面积，消除金属电极的遮光电流损失，较常规短路电流提 高7%；②背面栅线可加宽以降低电阻，由于背接触结构，不必考虑栅线遮挡 问题，可适当加宽栅线比例以降低串联电阻；③提高光资源吸收，可对表面 钝 化 及 表 面 陷 光 结 构 进 行 最 优 化 的 设 计 ， 降 低 前 表 面 反 射 率 ； ④ 兼 容 PERC/TOPCon/HJT等多种技术路线；⑤外形美观，适用于光伏建筑一体化。

高成本+低良率+高精度要求制约BC进展，BC生态圈成立后降本路线有 望明确。根据Infolink，2024年TOPCon渗透率快速提升，11月超80%以上。 而BC则受制于设备投资成本高、良率低、精度要求高，规模化发展慢于 TOPCon。 ①设备成本方面：由于BC需要增加硼扩、激光与镀膜设备，当下新建BC 产线设备投资额为2.5-3亿元/GW，高于TOPCon单GW投资额。 ②良率方面：BC流程过长增加电池损坏风险，降低电池片良率，此外IBC 将正负极全部刻蚀于背面，若金属电极未对准扩散区，可能发生漏电或短路 现象，BC工艺难度更高。 ③金属化方面：由于BC的背面是交错的N-P结，为了提高效率，BC需要 增加主栅线的数量以减少传输的距离，BC电池的浆料用量高于TOPCon，若 使用传统银浆成本过高。根据聚和材料公告，当前TOPCon银耗约9-11mg/W ； BC电池银耗14mg/W，目前头部企业采取铜电镀、银包铜等方案在降低金属 化的同时提高效率。 2024年11月，以“双面BC”为核心主题的12th bifi PV Workshop 2024 国际峰会在珠海举办，通过与上下游、设备、辅材等企业在尊重专利的基础 上形成生态联盟，BC生态圈完善后有望通过规模化降低设备投资成本、通过 贱金属替代降低非硅成本、通过专利授权提高产线良率，降本路线逐步明确。

TOPCon扩 产 放 缓 ， 各家 积 极 布 局 BC有 望 带动 其 渗 透 率 提 升 。 目前 TOPCon产能已相对过剩，2024年以来多家组件龙头企业均宣布加大BC研发 投入或已有相关领域技术储备，技术可见度大幅提高。预计随着BC参与企业 的扩大，一方面，生产设备端有望随规模化大幅降本，另一方面BC的渗透率 将进一步提升。

2．降本：银浆作为电池环节第一大非硅成本，铜浆替代银浆前景广阔

银浆作为电池环节第一大非硅成本，少银/无银已成为光伏降低金属化成 本的重要技术趋势。根据中国光伏行业协会（CPIA）公布的12月各环节成本 拆分模型，在不计折旧，含税、含最低必要费用的情况下，组件端含税成本 为0.692元/W，其中银浆（包含主副栅）的成本为0.072元/W，占电池成本的 27.27%，为电池第一大非硅成本来源。目前少银/无银思路主要从工艺与材料 两方面入手降低金属化成本，其中设计工艺通过调整电极主副栅排列形式降 低银浆用量，包括SMBB（0BB无主栅）、叠栅等；金属化材料通过寻找银 浆替代材料，包括银铝浆、电镀铜、银包铜、铜浆料等。

铜浆技术逐步突破，有望成为金属化降本的理想方案。金属化降本的一 大重要方向是使用导电性相似的贱金属替代贵金属银，其中铜的导电率较银 低5%、价格仅为银的1%且储量丰富，是理想的替代型材料，但易氧化与易腐 蚀 成 为 长 期 制 约 其 应 用 于 光 伏 浆 料 领 域 的 重 要 障 碍 。 根 据 Copprint公 司 《Conductive copper pastes for PV metallization》一文，其通过研发纳米级 铜粉并与聚和材料合作，将纳米级铜粉、热固树脂、有机溶剂与多种改性剂 的混合，成功研发出可快速低温空气烧结、抗氧化性、抗腐蚀、高导电性、 低成本的导电铜浆产品。随着铜浆测试逐步推进，有望替代银浆成为金属化 降本的理想方案。

在BC电池领域，根据《Improvement of solder interconnections applied on back contact solar cellswith low-T Cu paste busbars》，铜浆可以通过常 规丝网印刷的方式替代主副栅线及焊带中的大部分银。在与银浆应用于光伏 电池的对比测试中，铜浆（铺设银种子层）的效率与银浆相似，平均效率达 到23%，而银浆的用量仅为4.5mg/W，仅为目前BC电池用银量的1/3，有望 降低BC电池7分/W的用银成本。此外在湿热（DH，85℃、相对湿度85%）和 热应力（TS，200℃）条件下分别持续1000小时太阳能电池表现均稳定，并 未出现铜扩散现象。

在 TOPCon电 池 领 域 ， 根 据 《 Ultra-Lean Silver Screen-Printing for Sustainable Terawatt-Scale Photovoltaic》，对比纯银浆料（对照组）、背 面银+铝、背面银+铜、正面银+铜（实验组）四组实验，发现铜浆料用在电池 片 背 面 的 优 势 较为 明显 。 该实 验通 过银 含量 较低 的丝 网印 刷触点 方案， TOPCon电池转换效率达24.04%，银耗量为9mg/W，相较目前主流方案降低 25%银耗量。未来仍有望通过对图形设计与制造工艺的进一步优化，在不牺 牲效率的情况下实现低于2mg/W的超低银耗，大幅降低TOPCon金属化成 本。 在HJT电池领域，根据东方日升2024年12月2日发布的公众号《铜领未来： 东方日升实现0.5mg/w纯银耗量，革新异质结金属化成本》披露，目前东方日 升已在异质结伏曦电池片产线进行铜浆的测试导入，量产亦有序推进。从目 前的产线结果来看，铜浆在异质结产品上的应用已经取得非常好的结果，在 保证电池效率的情况下，能够使得电池单瓦纯银耗量由现在的6mg/W降至 0.5mg/W。此外从技术工艺看，异质结技术的电池结构和低温工艺适合铜浆 应用。相较于PERC、TOPCon、BC所需高温烧结（700-800℃）、工艺复杂 （先制作种子层烧穿绝缘材料、再采用铜浆），异质结本身仅需低温烧结（不 超过200℃），且最外层的TCO膜具备良好欧姆接触，不需要额外制作种子层， 无需现有产线大规模改造，工艺复杂度与成本较低，铜浆有望率先应用于异 质结领域。

定价模式改变重塑盈利水平，铜浆加工费空间有望量利齐升。银浆采用 成本加成定价模式，销售单价=销售成本+加工费，加工费即对应毛利润。银 浆原材料以银粉为主，售价与成本受银价影响较大，而单位毛利主要受加工费用影 响。根据聚和材料2024年半年报，24H1公司银浆销售均价5817元/kg，毛利率仅 10.90%，主要系原材料银粉涨价拉低毛利率。根据Copprint公司《Conductive copper pastes for PV metallization》，预计500公斤采购量铜浆定价400美元 /kg，仅为银浆均价的一半，而大规模后仍有大幅下降空间。考虑到铜浆原材料 纳米级铜粉的制备难度与铜价格仅为银价格的约1%，预计定价模式将由成本加成法 改为协议定价法。铜浆企业在为下游客户电池企业大幅降低金属化成本的同时加工 费空间有望翻倍，同时考虑到铜浆的低价格与导电性，预计单W用量高于银浆，铜 浆料加工费空间有望量利齐升。 聚和材料在铜浆料上布局领先，有望率先抢占市场份额获益。由于N型银 浆产品技术含量较高，相较于传统PERC银浆产品存在一定的溢价水平。根据聚和 材料投资者关系活动记录表，目前PERC正面银浆加工费约450-500元/kg，TOPCon 银浆加工费650-700元/kg，HJT银浆加工费则达到800-1000元/kg。聚和与Copprint 签署战略合作协议合作开发铜浆料，有望率先受益技术升级，抢占铜浆市场份额。

三、储能：大储迎来电改机遇，工商储与户储多场景 迎来转机

（一）大储：电改+电网升级赋予全球增长新机遇

1. 中国：转轨与重生，国内电改重估储能价值

（1）136号文推动储能向市场驱动转型，盈利模式持续优化

始于强制配储，136号文开启市场化驱动新篇章。复盘国内新型储能行业发展 历程： 政策驱动期（2020-2024年）：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。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。根 据国家能源局数据，2022-2024年新增新型储能装机16.8/48.6/109.8GWh，连续三 年增速超100%，储能行业已呈现规模化发展。

市场驱动期（2025年以后）：强制配储虽带动新型储能装机规模的快速增长， 但新型储能利用率较低、盈利能力较差等问题日益凸显，2025年2月国家发展改革 委和国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展 的通知》（发改价格〔2025〕136号，下文简称“136号文”），明确指出不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，标志着强制配储时代 落幕，新型储能装机将进入市场和需求双驱动的时代。展望后续，随着136号文推动 新能源全电量参与市场，新能源消纳压力逐步向新能源运营商自身转变，此外现货 市场快速推进带动负电价频率提高、时段拉长，新型储能作为支撑新能源消纳与电 网灵活性资源的刚需仍在，市场驱动的电网侧储能有望保持快速增长。

136号文关键在于推动新能源全电量入市并构建可持续发展价格结算机制，短 期看，新能源全电量入市，其所需要承担的消纳成本将通过电力市场全面显现，新 能源强制配储政策取消成为必然，短期内或导致储能需求阶段性下降。长期看，新能源全量入市进一步拉大现货峰谷价差，为调节性资源提供更多效益空间，一方面 增大独立储能需求，另一方面对储能运行提出更高要求，树立高性能护城河。 136号文推动新型储能从强配到市场化收益转型。136号文推动储能产业由政策 驱动转向市场驱动，我们认为136号文推动储能产业三重变革，①储能价值模式改变， 强制配储退出后，过去依赖补贴和行政指令的商业模式或终结，储能需要通过电力 现货市场、辅助服务市场、容量补偿等市场化交易实现盈利。未来储能电站有望跳 出唯成本中标的模式，更加考验储能系统全生命周期收益能力。②投资方或更为谨 慎，面对全面市场化、充分竞争的电力市场，新能源项目投资方对配储经济性的评 估或更为谨慎。③企业必须通过技术优势、商业模式创新和成本控制提升自身竞争 力，倒逼储能企业从“低价竞标”转向“价值创造”，对储能系统的独立市场化交 易提出更高要求。 源网侧储能已形成以容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务交易为主的 商业模式，136号文后电能量市场重要性提升、容量租赁模式或调整。2023年以来 关于电力市场、容量补偿、容量租赁的政策密集出台，促进独立储能盈利模式拓宽， 市场化进程进一步加快。根据EESA数据，以广东为例，2024年容量租赁仍占据收 益的主要比例，现货市场收益仅占比11.4%，136号文取消强制配储要求，预计后续 容量租赁市场商业模式或迎来调整。2025年4月国家发改委发文要求加快现货市场 建设，根据兰木达电力现货统计，2024年山东、甘肃、蒙西、山西现货市场峰谷差 率超过50%，分别达到72.4%、69.0%、61.9%、58.8%，预计随着新能源全面入市， 现货市场峰谷价差率有望持续拉大，电能量市场在储能收益模式中的重要性逐步提 升，叠加辅助服务费用逐步向终端用户传导，独立储能经济性逐步好转。

现货市场建设提速，新疆、宁夏、青海、江西等仅结算试运行省份独立储能商 业模式有望优化。2025年4月国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关 于全面加快电力现货市场建设工作的通知》提出，全面加快电力现货市场建设，2025 年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场 发现价格、调节供需的关键作用。截至2025年6月10日，已有山西、山东、广东、 甘肃、蒙西、湖北6省（电力区域）现货市场转正式运行，安徽、陕西力争6月底前 转入正式运行，浙江2025年底前转入正式运行，其余省份25年底前启动连续结算试运行，对于新疆、宁夏、青海、江西等现货市场仅结算试运行省份，现货市场建设 加快亦有助于新型储能向获取市场化收益转型。

利用次数提升优化独立储能盈利能力。2024年3月国家能源局发布《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；同月，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。根据中电联统计数据，2024年电化学储能利用率明显提升，年均利用小时 数由2023年的611h提升至2024年的911h，同比+49%；平均等效充放电次数（统计 期间实际充放电量与2倍额定能量比值）由162次提升至211次（相当于1.7天完成一 次完整的充放电），同比+36%。整体利用率方面：火储联调>工商业配储>独立储 能>新能源配储，新型储能利用率持续提升。

未来新型储能发展将以独立储能为主要形态。2023年9月国家发改委等部委发 布《电力现货市场基本规则（试行）》、11月《关于进一步加快电力现货市场建设 工作的通知》发布，现货市场建设步入加速期。现货市场建设完善储能商业模式， 促进独立储能发展，根据中电联统计的全国电力安全生产委员会20家成员企业数据， 2024年储能新增37.1GW，其中独立储能23.1GW，同比增长148.4%，新能源配储 13.2GW，同比增长60.3%，独立储能占比达到62.3%，同比增长10.9pct，独立储能 发展提速。

136号文短期影响装机需求，预计2025年储能新增同比小幅增长。根据国家能 源局数据，2024年国内光伏新增277.2GW，其中集中式光伏新增159.4GW。根据 CNESA数据，2024年国内储能新增装机43.7GW/109.8GWh，其中大储新增 40.9GW/102.7GWh，测算2024年集中式光伏对应功率配比25.7%、配储时长2.5h， 配储功率与配储时长较2023年均大幅提升。尽管136号文取消强制配储要求，但光 伏新增装机加剧电网消纳压力，推行全电量入市与市场化竞价将拉低机制电价，现 货市场峰谷价差进一步拉大，储能作为灵活性资源仍具备刚性需求。我们假设 2025-2027年光伏新增250/262/288GW，同比-10%/+5%/+10%，集中式光伏占比 55%，储能功率配比提升至32%/35%/40%，配储时长逐步提升至2.6/2.7/2.8h，对 应大储新增需求达114/136/178GWh。考虑工商储新增装机后，预计2025-2027年国 内储能需求达123/146/190GWh，同比+11.7%/19.5%/30.0%。

（2）省级136号文细则陆续出台，行业预期走向明朗

136号文虽明确后续新能源上网电价机制，但具体细则仍由省级相关部门制定， 故省级136号文细则对本省新能源发展具备较强指导意义，目前山东、广东、内蒙古 已出台相关细则，主要从机制电量、机制电价、执行期限等方面做出详细说明，对 判断后续其他省份政策制定思路具备一定借鉴意义。 存量项目盈利保障延续，收益预期相对明确。①机制电量：山东提出参考省外 新能源非市场化率并适度优化、广东明确申报比例上限不高于90%、蒙东提出带补 贴的集中式风、光机制电量比例分别为35%、43%，山东、广东机制电量保障力度 高于蒙东。②机制电价：山东0.3949元/kWh、蒙东0.3035元/kWh，均为燃煤基准价， 广东暂未明确具体金额，但预计机制电价有较高保障。③执行期限：山东提出存量 项目按全生命周期合理利用小时数剩余小时数执行、蒙东明确为全生命周期合理利 用小时数剩余小时数或项目投产满20年，广东未提及，但整体存量项目执行期限与 原有政策一致。 增量项目未来盈利能力或存在分化。①机制电量：山东、广东明确机制电量申 报上限分别为80%、90%，蒙东暂不安排新增项目纳入。②机制电价：根据山东方 案，首次竞价不高于上年度结算均价（2024年常规交易风电价格为0.357元/kWh、 光伏为0.346元/kWh，较燃煤基准价分别折价10%、12%）；竞价下限参考先进电 站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本确定。③执行期限：山东参照同类项 目回收初始投资的平均期限确定；广东明确海风项目为14年、其他新能源项目12年。 综上，我们判断较高的新能源机制电量比例代表本省更强的新能源消纳能力与新能 源发展诉求，预计新能源消纳能力更强省份有望将设置更高的机制电量比例。机制 电价方面，成本领先的企业在前期竞价过程中可利用成本优势纳入机制电量，在后 续项目运营阶段赚取自身成本与行业平均成本差异带来的超额收益。

山东、广东、内蒙古作为现货市场推进积极与新能源发展规模较大省份，其政 策制定对全国其他省份有较强借鉴意义。山东、广东作为第一批现货市场试点省份， 目前现货市场均已转为正式运行，其政策经验对全国其他省份具备较强借鉴意义。 我们认为，后续其他省份有望在机制电价、机制电量、执行期限等方面，因地制宜 地制定符合当地新能源发展政策，行业预期有望逐步走向明朗。 针对储能支持配套政策加速出台，容量补偿政策延续稳定储能预期。如前所述， 源网侧储能主要以容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务交易为主，前期容 量租赁占据较大比例，136号文取消强制配储后预计容量租赁向容量补偿转变，内蒙、 甘肃、新疆、山东、河北等地储能配套政策延续稳定储能预期，如甘肃电网侧独立 储能按其额定容量参与调峰容量市场，补偿上限300元/MW·日；新疆2025年独立储能补偿标准0.128元/kWh，容量补偿政策延续稳定储能预期。 以内蒙古为例，136号文细则明确新增项目暂不安排纳入机制电量，即全电量参 与现货市场，光伏收益率不确定性增加。但另一方面，其25年3月发布的《关于加快 新型储能建设的通知》明确，对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能 电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准0.35元/kWh，补偿期限10年，为全国 补偿标准最高、补偿时间最长的区域。以全年250次等效充放电次数、充放电效率 90%测算，10年补偿可达787.5元/kWh，几乎可以覆盖全部初始投资成本，较高的 容量补偿叠加可观的电力现货价差，大幅保障储能项目盈利能力。此外，从补偿分 摊机制看，独立储能电站补偿费用以月度为周期在发电机组间根据装机容量分摊， 即支付主体仍由发电企业承担，从补偿机制与分摊模式方面极大鼓励独立储能发展。 根据内蒙古自治区能源局发布的25年第一批独立新型储能建设项目清单，项目装机 总容量4.75GW/19.7GWh，而内蒙古24年两批次合计仅3.0/12.0GWh，从136号文 细则、储能补偿机制、项目招标规模看25年内蒙古储能均有较大机遇。

多省独立储能政策完善，136号文后仍有较大机遇。从省份来看，独立储能主要分布在山东、广东、江苏、湖南、甘肃、宁夏、内蒙古等省份，以山东为例，独 立储能通过电能量价差、容量补偿、容量租赁等多种获利模式，山东省储能电站参 与电力现货市场交易已进入常态化，136号文要求新增项目竞价上网有望加速独立储 能发展。河北发布关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知，规定独立 储能依全容量并网时间先后通过竞争的方式确定享受容量电价激励机制的独立储能 电站，2月发布《河北省2025年拟安排独立储能项目情况公示》，装机容量 6.4GW/20.9GWh，预计河北储能装机迎来增长。其他省份如四川、江西提出建立健 全“电力中长期+现货+辅助服务”的完整市场体系，支持独立储能参与现货市场和 电力中长期市场，2025年亦有较大规模建设目标。综上，我们认为136号文的出台 将加速推动储能市场化转型，尽管当前多数省份仍处政策真空期，但部分省份相关 政策已表明，储能作为支撑消纳的灵活性资源仍为后续重要建设方向。

重点市场筛选：光伏发电量占比较高、现货市场峰谷差率较大、政策支持机制 完善省份仍具备机遇。考虑到储能发展需要有消纳压力与市场机制支持，我们以光 伏发电量占比与新增发电量中光伏发电量占比为依据，对各省新能源所处状态进行 划分，结合各省电价水平、电力现货市场完善程度判断后续具备储能发展潜力的省 份。图9中横轴为2024年各省光伏发电量占比、纵轴为各省燃煤标杆电价、气泡大 小代表2024年各省发电量绝对值大小；图10中横轴为2024年各省光伏发电量增量占 整体发电量增量比例、纵轴为各省燃煤标杆电价、气泡大小代表2024年各省发电量 增量绝对值大小，考虑到山东作为国内新型储能发展较为积极的省份，参考山东约 4%的光伏发电量占比与0.4元/kWh的燃煤标杆电价确定坐标轴，第一象限代表光伏 发电量占比高、燃煤标杆电价高的区域，后续随着现货市场完善具备更高储能发展 潜力。 基于上述判断，我们首先将各省储能发展潜力划分为四类： 第一类：光伏发电量占比高、燃煤标杆电价较高。包括湖南、湖北、浙江、广 西、海南等，此类省份仍具备储能发展基础条件。第二类：光伏发电量占比高、燃煤标杆电价较低。包括内蒙古、新疆、青海、 宁夏、甘肃、安徽、江苏、河北、陕西、山西、黑龙江、吉林、辽宁等，此类省份 需配合后续现货市场价差扩大以储能提升经济性，具备较大发展潜力。 第三类：光伏发电量占比低、燃煤标杆电价较高。包括广东、四川、重庆等。 第四类：光伏发电量占比较低、燃煤标杆电价较低。包括福建、河南等。对于 后两类省份多具备部分特殊情况，如福建核电占比较高、川渝水电占比较高，光伏 对整体消纳影响有限，储能建设亦相对滞后。

健全的电力市场与完善的支持机制对储能发展起重要作用，基于上述分类，结 合电力市场健全程度与支持机制，我们对具备储能发展潜力的省份进行调整分类： 第一类：市场机制完善、消纳压力较大省份，如内蒙古、山东、山西、河北、 甘肃等，此类省份基于完善的商业模式，新能源全电量参与现货市场后有望进一步 拉大峰谷价差，激发储能需求潜力。 第二类：市场机制待完善、消纳压力较大省份，如江苏、江西、新疆、青海等， 消纳压力或推动政策加速完善，支撑储能需求。 第三类：市场机制待完善、消纳压力较轻省份，但储能支持力度较大，仍具备 一定发展机遇，如四川、云南等。 基于上述分类，我们认为针对第一类省份后续重点关注现有政策的持续性与现 货市场峰谷价差情况；针对第二类、第三类省份后续关注点应集中于市场机制的完 善与支持政策的出台，有望带动超预期需求。

2. 美国：市场机制存在大于关税影响，电网矛盾增强美国储能收益韧性

新能源装机带动灵活性资源需求+电网升级+并网规则优化，大储发展有望提速。 根据Wood Mackenzie数据，2024年美国储能新增装机12.3GW/37.1GWh，增长 32.8%/34.1%，其中公用事业储能（表前储能）、工商业、户储容量分别为 33.7/0.4/3.0GWh，表前储能占据美国最大储能份额。2023年受并网审批项目积压、 并网审批放缓、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，2024年上述问题的逐步缓解叠 加新能源装机规模的持续扩大+成熟商业模式，储能高增速延续。2025年面临关税、 IRA补贴等不确定因素影响，预计新增装机45-50GWh，同比+30%。

关税大幅缓和，美国储能需求有望重启。2025年以来美国政府多次对中国加征 关税：2月4日，对中国商品加征10%关税；3月4日，对中国商品新增双10%关税叠 加措施；4月2日，对所有国家征收10%的关税，对中国征收34%“对等关税”；5月 12日，中美达成关税共识，此前34%“对等关税”中的24%暂停90天，仅加征10%。 具体到储能领域，目前对美储能系统关税主要由四部分构成：①基本关税3.4%；② 301关税：2025年7.5%，2026年起25%；③“芬太尼”关税：2月与3月分别加征10%， 合计20%；④对等关税：谈判后10%。综上目前对美储能系统综合税率合计40.9%， 2026年301关税调整后将达到58.4%。但相较于此前125%甚至更高的对等关税导致 对美储能发货及部分项目处于停滞状态，目前在关税大幅缓和下，美国储能需求有 望恢复正常。

良好市场机制始终是美国储能发展的基石，关税与IRA极端情况下IRR仍有 7-9%。得益于美国成熟的电力市场，储能系统在此前高成本下仍保持较高的成长弹 性，盈利能力持续良好，根据Wood Mackenzie数据，美国储能EPC价格从22年初 的约$2000/kW（4.5元/Wh）下降至24年初的约$1000/kW（2.3元/Wh），25年进一 步下降至约1.8元/Wh，在价格大幅下降的背景下储能系统新增规模从22年的15GWh提升至24年的约40GWh，25年考虑关税预期本无降价计划、但系统端仍可通过规模 化效应降本，对冲关税影响。我们认为，尽管EPC价格上可能有波动，若叠加各项 关税EPC报价或回到24年水平，但良好的市场机制始终是美国储能快速发展的基础、 后续应重点关注市场化机制（包括现货市场与辅助服务市场盈利变化）对收益率的 积极影响，相较于关税仅限于系统端、IRA对总成本的补贴影响更大。我们测算在0.9 元/Wh的FOB报价、40.9%/58.4%的综合税率、IRA补贴比例降为0的情况下，独立 储能IRR仍有10.0%/8.7%、新能源配储IRR仍有10.4%/10.0%，相较于此前关税IRR 恢复至合理区间。

3. 欧洲：负电价冲击光伏经济性+灵活性资源需求迫切，大储发展提速

灵活性资源需求迫切+商业模式完善+补贴转向，欧洲各国大储发展明显提速。 2022年以来受俄乌冲突引发的能源危机影响，欧洲各国加快能源转型节奏，同时能 源价格的大幅上涨推动欧盟进行电力市场改革。2023年10月欧盟理事会通过电力市 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，从制度层面为欧洲大储发展扫清障碍。 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。此外，欧洲多国补贴从户储向大储倾斜，如德国、意大利、波兰等国推出针对大储的补贴政策，并优化并网流程、放宽储能上限， 大储规模实现快速增长。根据SolarPower EU数据，2024年欧洲大储新增装机 11.0GWh，同比大幅增长205.6%，首次超过户储成为欧洲储能第一大细分领域，其 中英国、意大利为主要国家，大储发展明显提速。

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。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Timera Energy数据，意大利政府计划至2030年新部署约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。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. 亚非拉：能源转型+电力短缺，多国大项目频出

中东：2030愿景下的能源转型驱动储能发展。近年来中东各国能源转型步伐加 快，沙特阿拉伯《2030愿景目标》提出减少对石油的依赖，到2030年至少发展9.5GW 可再生能源，此后分别在2018年、2023年两次上调2030年可再生能源装机目标，预 计到2030年实现130GW的可再生能源装机目标。此外中东多国电力危机加剧，2024 年夏天伊朗用电高峰日平均电力缺口达到了20GW，预计25年该数据将进一步提升； 科威特电力部预警2025年夏季将面临1.6GW电力缺口，预计2029年扩大至5.6GW。 电力危机促使中东各国加速新能源进程，储能配套需求亦有所提速。

非洲：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。

2024年以来亚非拉区域大项目频出，有望成为2025年大储需求重要增量。2024 年以来沙特、阿联酋、智利等国家陆续发布GWh级大储项目，根据OFweek储能网 统计，阳光电源与沙特Algihaz签约7.8GWh储能、比亚迪中标沙特电力公司（SEC） 12.5GWh电池储能系统、宁德时代中标阿联酋能源公司Masdar 19GWh储能等，后 续仍有多个大项目待招标，预计亚非拉区域将成为2025年全球大储重要增量。

（二）工商储：新能源消纳压力向用户侧传导，25 年需求向上

中国：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，工商储盈利性增强刺激需求。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，工商储发展的电价基础已然具备。

欧洲：工商储规模不足以参与辅助服务市场导致早期经济性不足，近期部分欧 洲国家负电价频发+光伏上网电价下滑刺激经济性。目前欧盟电化学储能收益主要来 自于辅助服务市场（英国占比约75%），而欧盟允许电化学储能参与辅助服务的最 低容量为1MW，工商储规模较小导致其难以通过辅助服务市场获利，经济性大打折 扣。近期随着德国等部分欧洲国家负电价现象频发，光伏上网电价持续下滑，峰谷 价差套利空间逐步增大，部分地区工商储通过峰谷价差套利已具备经济性。此外欧 盟电改亦有讨论降低电化学储能参与辅助服务市场的规模限制，进一步增强工商储 经济性，支撑欧洲未来工商储发展。

美国：工商储净计费政策预计2026年开始执行，2027年工商储需求或有规模化 增长。美国市场工商储规模较小，主要系：①天然气机组容量充沛导致调峰空间充 沛，峰谷价差在非极端情况下较小，在美国高建设成本下不具备经济性。②工商业 光伏主要集中于加州区域，而加州对于工商业光伏上网电价仍采用净计费模式，配 置工商储动力不足，预计2026年加州对工商业光伏执行“净计费”电价后，工商储 需求有望逐步释放。③美国工商业电价低于居民电价，发展工商储动力低于户储。 根据Wood Mackenzie统计，2023年美国工商储新增装机120MW，同比+1.7%。2024 年前三季度，美国工商储新增装机80MW，同比基本持平，Q1/Q2/Q3分别为 19/29/29MW。我们认为，美联储降息+系统成本下降+NEM 3.0及相应储能激励计 划的推出，美国工商储市场有望重回高增。

（三）户储：亚非拉需求波动向上，聚焦区域差异化需求

1．全球需求：外部因素催化导致静态回收期大幅缩短，亚非拉区域户储需求快速放 量

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，2024年德国户储 新增4.5GWh，同比-13.4%，分季度看2024Q1-Q4德国户储新增分别为1.2/1.3/1.2/ 0.9 GWh，电价下跌与部分补贴退坡导致24年季度装机同比均有所下滑。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。

德国：新能源长期目标坚定，户储支持政策持续利好。根据德国户储支撑政策 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迎来好转。根据 Wood Mackenzie数据，24Q1-3美国户储新增分别为0.52/0.42/0.65GWh，同比 +32.8%/+11.0%/+57.7%，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。

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2021 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。

亚非拉：长期看光储平价，短期看电价、用电紧张度、政策等多因素，亚非拉优先建设分布式光储，需求波动向上。我们在《光储平价系列一：全面解构亚非拉 光储驱动力》中全面分析亚非拉光储市场驱动力并对不同国家进行详细拆分，长期 看，亚非拉国家电力短缺较普遍，但主要火电设备企业出口受限，光储半平价下新 能源有望成为缓解电力紧缺最优方案，亚非拉光储需求长期趋势明确。短期看，外 部催化导致电价波动、用电紧张、政策变化等多因素影响短期需求，天气、海运等 因素亦对安装效率有所影响，预计亚非拉区域新兴市场国家光储需求波动向上。通 过分析发电量增速、GDP增速、电网稳定性及电价进行综合判断，亚非拉国家中除 巴基斯坦、巴西、南非、乌克兰等需求已放量国家外，墨西哥、菲律宾、埃及、越 南、泰国、摩洛哥等国家具备大规模发展户用光储潜力。

2. 产品差异：聚焦产品差异化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。欧洲人口住公寓比例较高，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27万个，2024年上半年新增约22万套， 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。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。

编辑：火腿肠