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PART 1 消纳+光储平价催生海外大储24-26年高增
海外大储爆发底层逻辑：消纳+光储平价
电价高+电力市场话，大储收益率高，作为可在生能源消纳的方式，商业模式可行。欧洲、澳大利亚等可再生能 源占发电比重40%，并将进一步提升，急需储能平抑电网波动。而海外电价高，欧美、日本、澳大利亚等电力市 场化，峰谷价差高；且储能采用容量招标方式，锁定容量电价，并且国家给与初始投资补贴或增值税抵减，总体 收益较高，以美国为例，在储能EPC0.3美元/wh的情况，IRR为10%+。
光伏组件和储能系统价格大幅下降，光储平价，且储能成本下降后，可作为电源支撑电网。24年9月光伏组件和 储能系统价格较22年高点基本下降50%，我们测算目前在海外按照30%功率配比/2h储能，光储度电成本0.25- 0.35元/kwh（考虑储能EPC价格是国内的2倍），按照30%功率配比/4h储能，光储度电成本0.35-0.45元/kwh， 基本已接近光储平价。
欧洲：可再生能源消纳催生大储需求，24-25年高增
欧洲以可再生能源发电为主，电网急需灵活性资源，平抑波动。2023年，欧洲电力来源39.1%为可再生能源 ，24.35%为天然气，14.55%为煤炭，19.38%为核能。而电网容量不足的瓶颈日益显现，23年负电价次数 6470次，同增10倍，急需增加电网灵活性资源，平抑波动。
欧盟电改，政策鼓励加速储能建设：欧盟委员会于2023年3月提出了欧盟电力市场设计改革的提案，在2024 年5月欧洲理事会正式。鼓励电网引入储能、需求侧响应等非化石能源，并通过容量机制提供合理回报，从 而确保电力供应安全和灵活性。
欧洲大储占比低，蓄势待发：欧洲2023储能总体装机17gwh，其中大储装机3.6gwh，仅占比21%。 大储以英国为主，意大利、西班牙市场爆发在即：欧洲大储50-60%集中于英国市场，英国大储此前多用 于调频服务，发展较早，而其余国家规模小。而随着英国上修大储装机、意大利177亿欧加码储能，预计 欧洲2024-2025年大储开始爆发。
Q2并网规模环降，预计2H提速：Q2英国大储新增并网179MW，同环比-32%；24H1并网444MW，环比+6% 。截至6月底，累计并网量2.5GW。预计24年新增并网超1.5GW，同比增30-40%，对应储能容量3GWh+。 24年在建规模大增，支撑未来三年高增：Q2在建大储规模4.4GW，较Q1末新增1GW，较年初大增1.8GW，可 支持未来2-3年高增。备案量23.8GW，较Q1末新增1.4GW。目前英国依然存在并网项目较慢问题，但23年英国 国家电网特批19GW储能加速并网，后续有望提速。
政策加码储能财政支持，计划2030年达到9GW/71GWh储能规模：2023年12月，欧盟批准意大利177亿欧元的储 能计划，以援助该国建设超过9GW/71GWh的储能设施，以长时储能为主，形式为氢能、空气压缩储能。 意大利大储市场刚刚启动，24年起量，25-26年爆发：23意大利大储装机仅0.2GWh，1H24达到1.2GWh，其中Q2 并网0.9GWh，我们预计全年有望达到1.5-2GWh。此外截至24年4月30日，意大利环境和能源安全部已核准45个储 能项目合计2.7GW已审批通过，另有199个项目合计19.4GW正在审批中。且意大利24Q1前容量拍卖2.1GW，仅 0.12GW投入使用，约50%并网推迟至今明年， 可支撑未来大储大幅增长。
西班牙光伏装机持续增长，储能需求加大。2023年西班牙光伏装机5.6GW，增28%，累计25.5GW，占发电总容量 20%，23年中西班牙计划将2030年光伏装机目标从37GW提升至76GW，从而拉动储能需求。 政策支持储能发展：2022年12月，西班牙政府将为独立储能项目提供 1.5 亿欧元的补助，为混合储能项目提供 1.5 亿欧元的补助，每个项目最高获得1500万欧，覆盖投资成本40%，申请期为23年1-3月。22年底西班牙储能市场总 量约10.8GW（包括抽水蓄能、电池、热、电或机械系统），其目标为到 2030 年底共部署22GW的储能项目。 规划项目超10GW，预计将于2026年开始爆发：西班牙大型电池储能系统BESS目前已获得并网许可的有6.5GW， 还有5GW的新并网申请正在处理中，第一个大型电池储能项目24年开建，预计2025年末或2026年初投入运用使用 。预计24年规模仍较小，25年达到1gwh，26年高增。
新兴市场：多点开花，大储爆发
新能源增加+制造业迁入，中东配储持续上升，预计2024年大储装机3-4GWh：从大项目推动方面，阳光电源与沙特 ALGIHAZ签约的全球最大储能项目，容量高达7.8GWh，预计将从24年开始交付，并在25年全容量并网运行。华为数 字能源也与沙特签约了1.3GWh的全球最大离网储能项目，项目推动了市场的进一步拓展。 沙特阿拉伯推进未来城市建设，配套储能设施逐步完善。沙特阿拉伯推进如AMAALA、红海项目、未来城等新城建和 旅游项目，其配套大型储能设施也在同步完善中。其中AMAALA的大型电池储能项目供应商为阳关电源，预计2027 年完工，总容量160MW/760MWh；红海项目1.3GWh电网测储能系统已由华为于2023年交付；NEOM未来城预计 2040年初步建成，由阳光电源提供光储一体化解决方案，包括容量536MW/600MWh的电池储能系统。 阿联酋推动能源转型，大储计划稳步推进。为了实现2035年阿布扎比能源目标，阿联酋水电公司（EWEC）将为其光 伏发电系统筹建电池储能系统。预计容量达400MW/400MWh。阿联酋水电公司于3月公开邀请就电池储能系统征集 意向。摩洛哥-英国电力合作项目野心勃勃。目前，摩洛哥正与英国筹备合作建设大型风光发电项目，其配套储能系统 容量达到5GW/20GWh，配套10GW光伏，计划将其电力通过海底电缆输送至英国。
为提高电网互联、可再生占比，日本需发展储能，且商业模式可行：日本是区域电网构成，而不同区域以不同频 率运行；其次23年日本可再生能源发电占比19.5%，目标2030要调高到36-38%，因此储能需求空间广阔。从商 业模式看，日本电力市场化，储能套利机会大；其次，电力备用交易所于2021年建立的供需调节市场引入了新的 辅助服务市场，从三级调节备用开始，扩展到一级和二级调节备用，参与的储能要求最低3h。 储能容量拍卖1.1GW，26-27年大储并网开始爆发：日本输电运营商跨区域协调组织（OCCTO）24年4月底发布 了日本首次电力拍卖（长期脱碳电源）的结果，其中该组织将1.09GW分配给30个项目，平均容量36MW，入选 项目可获得20年固定收益，其中阿特斯获得193MW，该拍卖容量将于2027年前并网。由于目前日本在建项目偏 小，预计26-27年储能并网规模爆发。
美国：并网时间缩短+经济性提升，24年重回高增
24年美国大储装机增速回归。据EIA数据，美国大储7月装机753MW，同环比-50%/-40%，对应2.1GWh， 同环比-50%/-49%，平均配储时长2.8h。1-7月美国大储累计装机5GW，同比+57%，对应13.9GWh，同 比+62%，配储时长2.8h。23年美国储能装机6.6GW/16.9GWh，同比增速回落至57%/46%，随着并网提 速、变压器紧缺环节，24年重回高增长。
7月末美国大储备案量40.2GW，较6月末再增12%，较年初大增32%。备案量中，计划24年8-12月并网规 模为9.7GW，较去年同期实际并网增长186%，考虑20%并网延期，预计年内仍可新增7.7GW新增并网量， 对应全年12.7GW/35GWh装机量，同比翻番。
PART2 储能系统一体化为趋势，集成技术和支撑技术为核心
系统集成技术：多样化，集成和支撑技术为核心
储能系统要求长寿命、高安全、高效率、低成本，核心为支撑技术和集成技术。1）支撑技术：包括电池管理系 统、能量管理系统等，实现电池检测保护、数据采集、能量调度等，并且可自主响应电网需求，提供电力支持， 包括调频、点样支撑等。2）集成技术：包括电芯与温控、消防的集成，电池系统与PCS集成，拓扑结构优化，从 而提高储能系统集成效率、能量转化效率、响应速度，降低成本等。
储能系统按照集成拓扑结构不同，分为集中式（低压式）、交流侧多分支并联/大组串、智能组串式、直流侧多分 支并联/集散式、高压级联/高压直挂、分布式能源块。国内大储以结构简单、成本低的集中式为主，海外以特斯 拉的集散式为主，但宁德时代大组串优势明显，份额快速提升，且远期看大组串、分布式能源块潜力大。
拓扑结构：每个电池簇经过直流变压器（DC/DC）变成一致的电压以后在直流侧进行并联，直流电汇流后通过 PCS储能变流器转换成交流。 优劣势：每个电池簇在并联接入直流母线前加了DC/DC隔离，避免了并联容量损失和并联环流，比较好的解决了 安全问题。但额外的 DC/DC隔离，让整个系统多了一层能量损耗，整体的效率表现与集中式相当，为86%，成 本较集中式5%左右，且安装调试复杂。 应用领域：特斯拉采用该技术，主要在海外应用，单一项目规模偏小，在国内性价比低，难推广。
储能系统集成技术：直流侧
直流侧电化学技术和集成能力为核心。由电池簇+消防系统+温控系统+配电/汇流母排构成电柜为直流侧。直流 侧更注重电化学和集成技术，包括电池需要高一致性、高循环寿命、高能量密度、高体积能量密度，且电池系统 集成结构设计，将BMS、温控、消防和电芯集成，合理的设计，保证安全性，同时集成度高。 直流侧格局看，电池企业份额开始提升。传统模式中，电池企业以出售电芯为主，储能系统集成商如阳光、特斯 拉采购标准化电芯，集成电池系统，自产或代加工PCS，最后集成储能系统。但随着电池企业集成技术提升，电 池系统占比提升，24Q2宁德出货中50%为电柜，亿纬、中创新航目前占比略低，预计亿纬、中创新航电池系统 占比将逐步提升至30%+。
储能铁锂电芯向大容量方向持续演进，目前主流产品迭代至314Ah，直流侧集成往6MWh以上产品迭代。储能产品 进入新变革周期，大电芯、高电压、水冷/液冷等新技术逐渐登上舞台，储能电池向大容量方向持续演进，目前已迭 代至314Ah，且电池系统容量提升至6MWh+。此外，储能电池的循环寿命逐步提升，大储电芯从此前8千次循环， 逐步向1万次，甚至1.5万次循环升级，主要使用补锂剂等材料实现。大容量壁垒并不高，隐形的储能电池行情稳定 运行各家差异较大，宁德时代储能电池失效率达到ppb级别，远高于其他厂商。
PART3 盈利预期调整到位，新订单密集落地强化龙头优势
储能系统价格：海外价格高，盈利好
海外储能系统价格处于下降通道，24H2新签订单价格已下降。24年9月国内储能系统均价已跌至0.5-0.6元/wh，完 全触底。海外储能1H24交付的仍为高价单子，虽然价格较23年已有0.5-1元/wh下降，但总体仍偏高。24Q2特斯拉 均价0.3美元/wh+，Fluence为0.45美元/wh+，国内集成商基本为0.25美元/wh+。24H2新签订单价格已下降至0.2 美元/wh以内。 分区域看，欧美系统溢价明显，中东印度等价格低。欧美24H1价格基本为0.3美元，25年预计仍有0.2美元，壁垒高 格局好；其次为澳大利亚、智利等地；中东、印度等价格低，竞争激烈，新签订单价格基本为0.8-1元/wh。
欧美储能系统24年为高点，25年回落，但壁垒高格局好，整体盈利仍可维持0.3元/wh+，而亚非拉地区预期为 0.15元/wh。由于国内厂商系统成本基本为0.6-0.7元/wh，而1H24欧美仍有前期高价订单，预计单wh利润超0.5 元/wh，考虑25年欧美价格回落至1.3元/wh左右，对应单wh利润0.3元/wh+。另外新兴市场，24H1预计单wh利 润0.25-0.3元/wh，25年将回落至0.15元/wh左右。由于国内厂商成本低，整体盈利远高于海外集成商（24Q2特 斯拉储能毛利率25%，Fluence为12%）。
竞争格局：美国市场
23年美国储能系统集中度提高，特斯拉份额将进一步提升。由于美国23年大储装机17GWh，我们测算对应电池 需求35Gwh。根据Wood Mackenzie数据23年美国储能系统集中度提高，特斯拉、Fluence、阳光电源分别约占 40%、18%、14%的份额，合计72%，较22年提升20pct，其中特斯拉份额提升15pct，Fluence份额有所下降。 24年看，特斯拉储能增长2倍，预计在美份额进一步提升，阳光份额将略有所下降。电芯高度依赖中国，23年宁德份额约60%，24-25年将维持。美国本土缺乏铁锂电池产能，且生产成本高，特斯 拉储能电芯宁德独供，阳光和fluence宁德为主供，我们判断宁德在美国储能份额近60%。24年宁德在美国份额 将保持，且有望进一步提升。由于美国储能26年加征关税，Fluece与远景在美合作2条电池产线24年底投产，LG 等26年铁锂产能投产，预计将分散中国厂商份额，但规模较小，影响有限。
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