可再生能源消纳压力（外因）及盈利性提升（内因）为底层驱动力，政策催化助力需求加速兑现。复盘储能装机数据：早期 储能技术以抽水蓄能为主，2018~2020年抽水蓄能累计装机占比均超九成；2021年后全球能源转型加速，各主要市场风光 装机快速提升，消纳及电网稳定性需求下源网侧新型储能凭借建设周期短、布局灵活等优势成为该阶段储能市场新增装机主 力、装机规模不断扩大。2021~2024年全球储能新增装机由18.3GW一举增长至82.8GW，CAGR约65.4%；其中新型储能 新增装机由2021年的10.3GW增至2024年的74.1GW，CAGR达93.0%，累计装机占比亦相应由2021年的12.2%快速提升 至2024年的44.5%，年均+10.8pct。向未来看，消纳及盈利性为储能装机的核心驱动因素，政策激励下需求有望加速兑现。
驱动因素一：消纳压力——全球绿色能源转型背景下的 消纳需求，储能可提供各时间尺度调峰、调频服务，并 对传统输电设施形成一定替代。全球能源转型趋势明确， 风光等波动性电源（VRE）装机规模快速增长，2024年 全球光伏及风电装机分别新增452GW/115GW，同比分 别+15.9%/-0.5%。风光等可再生能源发电具备随机性、 波动性特征，高比例接入加剧电力系统日内净负荷波动， 能源供需在“时”（如光伏午间出力高峰期负电价频 现）、“空”（新能源出力与电力消费逆向分布，电网 容量不足加大远距离传输难度）上的错配使得弃风弃光 现象日益严重。据CPIA数据，当VRE渗透率超过15% 时，风光消纳成本（即调峰调压调频等稳定性成本，当 前以传统火电机组或燃气轮机组为主，启停成本较高） 问题将开始显现；超过40%时，VRE消纳成本将超过其 发电成本。截至2024年底，已有多个国家或地区风光渗 透率超15%，其中德国风光发电渗透率达42.9%、英国 渗透率已逼近40%；全球消纳形势严峻，亟需储能等灵 活性资源进行系统疏导。
国内：消纳红线放开+午间谷段设置（新能源机组盈利性 下降），全国风光利用率双双跌破95%。2024年2月 《2024-2025年节能降碳行动方案》正式发布，放开 “95%消纳红线”的靴子正式落地；与此同时，国内多个 地区执行午间谷段电价，多因素叠加之下国内风光发电利 用率不断下滑。截至2025年一季度末，全国光伏、风电 利用率均已跌破95%，分别为93.8%、93.4%，较2024 年底分别-3.0pct、-2.5pct；分地区来看，较2024年底， 2025年一季度末全国共有27个地区（占比84.4%）光伏 发电利用率出现下滑、共有25个地区（占比78.1%）风电 利用率下降。2025年2月国家发改委、国家能源局重磅发 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》（即“136号文”），明确要求不得将 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，“强制配储”的取消或将在短期内进一步加剧国内 风光消纳压力。
海外：弃风弃光及负电价频现，可再生能源装机需求较大。1）美国：电网老化、电力跨区域传输能力不足，电网阻塞导致的经济 性弃电问题愈发严重，据美国德克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT）预测，至2035年德州弃风及弃光率将分别增长至13%、 19%。2）欧洲：负电价次数激增，据欧洲输电系统运营商Entso-E数据，截至2024年10月欧洲大陆出现负电价的时间占比已达 6%，较2022/2023年的0.3%/2.2%分别提升3.8/5.7pct。2024年全年，欧洲最大电力市场德国负电价时长达468小时、同比 +60%。3）其他新兴市场：能源转型节奏持续加速，如沙特“2030愿景”明确到2030年将可再生能源发电占比提升至45%~50% （截至2023年底沙特发电量构成仍以天然气及石油为主，占比分别为61.8%、35.4%，太阳能发电占比仅约1.0%）、实现新能源 计划总装机58.7GW，在新兴市场拉动下未来全球新能源发电渗透率仍具备较大提升空间。
驱动因素二：可观盈利性——负电价/午间谷段电价之下，纯光伏项目盈利性降低，储能配置需求迫切；此外，国内外电力市场化 改革持续推进，收益模式不断丰富亦推升储能需求。我们以甘肃省（2024年9月甘肃电力现货市场正式运行，新能源上网电量分 为保障性消纳和市场化交易两部分）为例，对比纯光伏项目与光伏配储项目的盈利性：
1）考虑一个纯光伏项目，假设：建设规模100MW、设计运行年限25年、建设成本3元/W、机组年运行小时数1500小时，参考 甘肃省电价执行机制（保障性消纳电量电价为燃煤基准价，9:00~17:00光伏发电上网电价不得超过0.5倍燃煤基准价），当光伏 发电利用率为90%（2024年甘肃省光伏发电利用率约91.3%）、保障性消纳电量占比分别为50%/40%/30%/25%/20%/0%时， 纯光伏项目IRR分别为7.1%/6.2%/5.2%/4.8%/4.3%/2.2%，午间谷价设置使得光伏项目盈利性随市场化交易电量占比提升而下 降。
2）考虑为该光伏发电项目配套建设储能系统：假设储能时长2小时、建设成本1.25元/Wh、每日一充一放、充放电深度为90%， 甘肃省新能源峰段交易电价为不超过1.5倍燃煤基准价，则在上述情形下（光伏发电利用率为90%、保障性消纳电量占比分别为 50%/40%/30%/25%/20%/0%时），若配储比例为10%，则配置储能后的光储项目IRR分别 7.2%/6.4%/5.6%/5.1%/4.7%/2.8%，较纯光伏项目盈利性分别提升约0.2/0.2/0.3/0.4/0.4/0.6pct；敏感性分析表明，当配储 比例增至15%/20%时，光储项目盈利性将进一步提升。
驱动因素三：用电可靠性需求——极端恶劣天气、突发地缘事件及大型数 据中心等算力基础设施建设提速均将带来长期、稳定的备电需求。
1）极端恶劣天气、突发地缘政治事件下的用电危机：全球范围内极端恶劣 天气频发、地缘事件叠加电网基础设施薄弱，使得部分地区大规模停电等 用电紧缺现象时有发生，亟需储能提供紧急用电支持。以缅甸为例，2024 年缅甸遭遇洪灾导致输电线路被严重破坏、大量水电及煤炭火力电站被淹， 引发全国范围内的停电危机。无独有偶，受制裁、天然气管道被损及其气 候变化等多重因素影响，伊朗自2024年夏天以来亦深陷电力危机。
2）AI等信息技术发展对用电可靠性要求提升：数据中心、智算中心、通信 基站等算力基础设施建设提速，2024年全球数据中心用IT支出达2930.9 亿美元、同比+24.1%；该类用能场景对电能质量、供电可靠性要求极高， 需全时段不间断运行以避免数据丢失及业务中断，储能作为备用电源可在 出现断电时及时响应并提供电力支撑。当前国内数据中心储能电池主要采 用铅电路线，北美及东南亚等海外地区受环保及占地要求影响，锂电使用 占比逐步提升，未来锂电有望凭借高安全性、高效率及高经济性成为数据 中心储能电池应用主流，据GGII预测，至2027年全球数据中心用储能锂电 池出货量将达69GWh。
欧洲：户储装机增速短期放缓，大储市场有望迎来高增。欧洲储能市场前期主要依靠高电价及补贴推动、应用场景以 户储为主；据SolarPower Europe数据，2024年欧洲储能新增装机21.9GWh、同比+15.3%，其中用户侧及电网侧 大储装机占比分别为58.0%、41.2%，用户侧装机占比较2023年有所下滑。当前欧洲各国储能端补贴逐步退坡、气 电价格企稳，短期来看户储需求或将回落。
未来欧洲市场增量有望来自：1）可再生能源转型背景下的平衡电网需求，如欧盟RED III法案进一步提升2030年可 再生能源目标（由40%提升至42.5%~45%），并明确至2030年光伏及风电装机目标分别为600GW/500GW（截至 2024年底欧洲光伏及风电累计装机分别为323.2GW/287.4GW）。2）负电价频发、欧元区利率下行提升储能项目 经济性，业主装机意愿提升。3）英国（储能项目规划与并网准入门槛降低）、意大利、德国、波兰等国多个大型储 能项目规划于2028年后启动，欧洲大储市场有望多点开花。
区域市场侧重及产品功率段的差异使得PCS环节参与 企业的业绩呈现分化，前期侧重欧洲布局的企业2024 年业绩出现不同程度下滑，阳光电源、德业股份等市 场布局均衡、在新兴市场具备先发优势的企业盈利表 现相对优异。PCS环节中的主要参与者为老牌光伏逆 变器企业，各企业在细分市场及产品功率段具备一定 差异性。当前行业需求呈现结构性变化，欧美传统市 场增速趋缓（欧洲市场前期因能源危机增速较快、近 两年基本处于去库状态）、亚非拉等新兴市场需求高 度景气且具备延续性（弱电网下的用电保障需求+发达 国家资金支持+光储成本下降等），各企业盈利水平因 市场布局呈现出分化趋势。具体而言，前期侧重布局 欧洲的厂商在经历2022~2023年的业绩爆发期后， 2024年业绩均出现不同程度下降；而区域市场布局均 衡、在新兴市场渠道积累丰富的企业业绩表现突出， 如阳光电源、德业股份等；此外产品功率段差异亦带 来企业盈利差，微逆企业产品定位中小功率段（颗粒 度较组串/集中式更细）、下游价格敏感度更低，相关 企业净利率水平居行业前列，如禾迈股份等。
2024年全球新增风电并网装机容量为117GW，其中陆风109GW、海风8GW，是新增装机创纪录的一年，其中大部分装机 量发生在中国、欧洲地区等少数成熟市场。2024年，中国的新增装机继续在全球领先，其次是美国、德国、印度与巴西， 截至2024年底，这五个市场也是全球累计风电装机量的前五名。
GWEC预计，2025年~2030年全球新增装机容量分别为138GW、140GW、160GW、167GW、183GW和194GW，风能 行业未来的复合年平均增长率可达8.8%。预计到2030年，全球风能容量将增加982GW，行业整体前景广阔。
据统计，2024年全年招标规模约166.68GW（含各集团集中采购及框架招标）。国家能源局数据显示，2024年全国新增装机规 模79.82GW，其中陆风75.78GW，海风4.04GW。
2025年为“十四五”的收官之年，各地风电项目建设速率有望提升。比对招标规模和新增装机规模数据，结合陆风项目1~1.5年 的建设周期，我们认为2025年国内风电市场仍有较大的增量空间，国家能源局数据显示，2025年1月~5月全国新增风电装机容 量约46.28GW，预计2025年全国新增装机规模可达100GW，部分未完成吊装及并网的项目规模，有望延续至2026年。
2024年全球海上风电新增并网容量8GW，同比下降26%，主要原因是中国、英国和美国等核心海风市场装机容量未达预期， 主要影响因素包括海事审批、协调流程、电网接入问题及风力发电机组故障等。
2024年全球共有8个国家有新增的海上风电装机容量，包括中国、英国、德国、法国、荷兰、美国、日本和韩国，其中中国 海上风电新增装机容量占据市场一半以上。截至2024年底，全球海上风电累计并网容量为83.2GW，其中一半来自中国市场。
2024年全球海上风电项目累计招标容量约56.3GW，同时全球有48GW海上风电项目处于建设当中。预计2024年~2029年 海上风电新增装机规模年均复合增长率为28%，2029~2034年的年均复合增长率为15%，2025~2034年全球海上风电新增 装机规模有望超过350GW，到2034年底，全球海上风电总装机容量将达到441GW。
截至2024年底，中国市场约占全球海上风电累计并网容量的50%，欧洲市场约占44%，是海上风电发展的核心地区。预计2024年~2029年欧洲海上风电新增装机规模年均复合增长率为27%，2029~2034年的年均复合增长率为19%。预计 2025~2034年，欧洲海上风电新增装机容量约为126GW，其中英国、德国和波兰将成为主要贡献国，市场占比分别为 27.7%、20.1%和11.2%。
从历年新增海上风电装机量来看，国内海风规模正处于稳步上升通道。2014年，国家发展改革委发布《关于海上风电上网 电价政策的通知》，极大推动了我国海上风电的发展。2021年中央财政对海上风电补贴的最后一年，引发“抢装潮”，全 年装机量大幅提升，新增并网容量约16.90GW，随后海上风电装机规模增长曲线回归，呈稳步增加态势。
“十四五”期间沿海各省市发布海风发展规划，其中部分地区受限制性因素影响，2024年海风项目建设进程有所放缓。 2025年初，随着限制性因素影响减弱，海风项目建设进程明显加快，2025年海风新增装机规模有望高增。
我国拥有广阔的海域与丰富的海上风电资源禀赋。“十四五”期间，沿海各省市规划项目主要集中在近海海域，在近海海风 开发稳步推进的过程中，国内主要沿海城市已然出台深远海海风发展规划，即离岸65公里以上、水深超过50米的海域，并 逐步开展了部分示范项目的建设，海缆需求量有望随离岸距离增加而同步增长。我们认为，深远海海上风电项目的发展有望 为海缆市场提供新的增量空间。
据统计，2024年全国风电机组裸机开标价格呈下滑态势，主要原因是企业通过“低价竞标”维持市场份额，各大整机厂商 2024年单季度毛利率下降较为明显。2024年10月，多家整机厂商在2024北京国际风能大会（CWP2024）上签署《中国风 电行业维护市场公平竞争环境自律公约》，禁止低价恶性竞争。随后，风电机组裸机开标价格呈现上升趋势，整机厂商 2025年第一季度毛利率修复明显。我们认为，随着市场中标价格企稳，整机厂商毛利率修复趋势有望延续，盈利空间有望 持续修复。
国内深水风电场多选择刚性较强、对海床地质要求较低的导管架基础。相对于单桩基础，导管架基础通常使用多个小桩作 为底部支撑，因此钢管柱用量较少，但需要在上部增加较多的导管架，合计的桩基用量仍然上升。根据不完全统计，目前 8-12MW风机在水深35米以上的桩基平均单位用量约在22-26万吨/GW。我们认为，桩基等海工基础件需求量将随着海上 风电新增装机规模同步增加，“十四五”收官之年，相关厂商业绩有望放量高增。
此外，根据SIF Netherlands BV数据，海外海风发展过程中，海外桩基生产力明显不足，需求满足率将持续走弱，到 2028年需求满足率将低于50%，国内海工基础出口空间有望进一步拓展。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
