浙商证券发布海外大储行业深度报告，系统分析全球大储需求驱动因素及区域市场格局。2010-2023年光伏度电成本从0.460美元/kWh降至0.044美元/kWh，光储平价基本实现。根据BNEF预测，2024年全球储能新增装机将达到69GW/169GWh，以GWh计同比增速达76%，2024-2035年将以17.0%的年复合增长率增长。大储需求由新能源后周期、电网稳定性、能源转型、经济性驱动四重因素共振，美国、欧洲、中东、澳洲、拉美、亚洲等区域市场多点爆发。
光储平价是全球大储需求的底层逻辑
光伏发电度电成本持续下降是光储经济性的核心驱动力。2010-2023年，光伏度电成本从0.460美元/kWh下降到0.044美元/kWh，2023年同比减少12%，光伏在全球已实现平价上网。在中国和亚非拉市场，20%×2h配比下，按光伏EPC成本3.1元/W、储能EPC成本1.2元/W测算，光储度电成本约0.3元/kWh，已具备较好的经济性。
根据Lazard数据，美国新能源配储在某些场景下相比传统能源的LCOE已经更具备竞争力。光储平价意味着储能从“政策驱动”走向“经济性驱动”，这是全球大储需求长期增长的核心逻辑。BNEF预计2024-2035年全球储能将以17.0%的年复合增长率增长，2035年达227GW/955GWh。
四大需求驱动因素共振，大储市场多点爆发
大储需求由四重驱动因素共振。第一，新能源后周期需求——随着可变可再生能源（VRE）渗透率提升到第4阶段及以上，灵活性资源配置需求大幅增加，典型代表为欧洲、澳大利亚、美国德州等。第二，能源转型需求——全球133个国家提出可再生能源目标，中东、印度、巴西等光照资源丰富地区新能源装机规划高增。第三，电网稳定性需求——部分国家/地区电网建设薄弱，造成电力系统不稳定、缺电频发，储能有助于提升电网运行稳定性。第四，经济性驱动——国外电力市场收益机制不断丰富，容量市场、峰谷套利、辅助服务等为储能提供多元化回报。
大储呈现区域性爆发态势。2024年开始，海外大储市场多点爆发，中东等光照资源好、新能源规划高增的地区储能规划领先，欧洲、澳洲大储接力户储发展。BNEF预计2024年全球储能新增装机同比增长76%，是近年来增速最高的一年。
美国市场——并网拥堵缓解+降息周期提振需求
美国大储需求刚性较强。美国70%以上的输电线和电力变压器已使用25年以上，电网设备老化严重，配储为刚性需求。此前美国并网流程较长，从递交申请到项目投运的中位数时间约5年。2023年7月FERC通过并网新规定，简化并网流程，有望缩短并网排队时间。
降息是重要催化。2024年9月美联储首次降息50个基点，12月再次降息25个基点，联邦基金利率降至4.25%-4.5%。大储为重资产项目，项目贷款比例约45%-60%，降息后业主观望情绪消退，大储需求有望积极修复。2024年1-10月美国1MW以上储能新增投运7.75GW，同比增长73.21%。WoodMac预测2024-2028年美国将累计新增储能装机74.3GW/257.6GWh。
新兴市场——中东/澳洲/拉美/亚洲多点开花
欧洲市场方面，2023年欧盟可再生能源发电量占比达44%，负电价频发催生大储需求。EASE预计2024/2025年欧洲大储新增装机约6.3GW/9.2GW，同比增长125%/46%，英国、意大利、德国为主要市场。中东方面，沙特“2030愿景”等国家意志引领能源转型，沙特7.8GWh全球最大储能项目签约，阿联酋2.4GW/20GWh项目已公布，储能招标体量庞大。澳洲方面，AEMO预测2034-2035年澳洲需要36GW/522GWh储能容量，在建大储项目从2022年19个增至2023年27个。拉美方面，智利在建储能1.4GW、已批准待建4.4GW，巴西拟将电池储能纳入容量拍卖。亚洲方面，印度CEA预测2031-2032年储能需求73.93GW/411.4GWh，菲律宾弱电网催生储能需求。
表1：全球主要区域大储市场核心驱动力| 区域 | 核心驱动因素 | 2024年装机预测 |
|---|
| 美国 | 电网老旧+降息+并网改革 | 大储11.9GW（WoodMac） |
| 欧洲 | VRE渗透率高+负电价 | 6.3GW（EASE） |
| 中东 | 能源转型+光储经济性 | 大型项目密集招标 |
| 澳洲 | 电力市场波动大 | 在建5GW/11GWh |
