国海证券研究所报告指出，海外大储正从“1到10”的需求起量阶段加速爆发。光储平价是底层驱动力，德国已实现光储平价，多国具备良好基础。欧洲负电价现象持续加剧，2024年德国负电价时长达468小时，同比增长60%。美国2024年1-11月大储装机8.3GW，同比增长68%。欧洲电改鼓励储能等灵活性资源参与容量市场，预计2025年欧洲大储部署有望实现超85%增长。海外大储正成为全球储能装机增长的核心引擎。
光储平价是海外大储爆发的底层逻辑
2024年德国大型光伏配储LCOE为6.0-22.5欧分/kWh，低于同期煤炭LCOE 17.3-29.3欧分/kWh，德国已实现光储平价。以德国为基准，欧洲多国、美国、南美多国、澳大利亚、沙特、印度光伏LCOE较德国更低，多国具备大型光储平价良好基础。2023年中国/印度/澳大利亚/美国/德国大型光伏LCOE分别为0.25/0.34/0.27/0.44/0.44元/kWh。
国内光储度电成本已低于燃煤上网电价。在光伏EPC 3元/W、储能EPC 1元/Wh、配储比例20%/2h条件下，光储LCOE约0.25元/kWh，低于全国0.28-0.45元/kWh的燃煤上网电价。海外光储降本后LCOE有望从0.52元/kWh降至0.33元/kWh。光储平价正向全球更多地区扩散。
欧洲——负电价倒逼储能需求，2025年大储提速
欧洲负电价现象持续加剧。德国2024年负电价时长达468小时，同比增60%；2024年1-8月欧盟“竞价区域”18%时间出现负电价，较2023年提升一倍。负电价根源在于电网对新能源消纳能力不足，缺乏调峰能力。储能通过在可再生能源发电过剩时储存电力、需求高峰时释放，有效平衡供需。
欧洲电改进一步鼓励储能参与容量市场交易。2023年7月欧盟通过电力市场设计改革方案，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），并通过容量市场提供合理投资回报。英国、德国、意大利、西班牙等国相继出台大储招标及补贴政策。预计2025年欧洲大储部署增长超85%，2024-2028年累计新增超百GWh。
美国——FERC新规落地叠加关税预期，抢装需求释放
美国大储装机高景气。2024年1-11月功率>1MW大储装机8.3GW，同比+68%。2024年前三季度美国大储/工商储/户储分别装机23.1/0.2/1.6GWh，同比增长89%/-10%/+29%。FERC 2023改革简化并网流程，电池储能项目从“发送并网请求”到“达成并网协议”平均耗时明显下降。
关税及大选不确定性激发抢装需求。2026年1月1日储能电池关税将从7.5%提高至25%，降息逐步落地叠加关税预期，储能项目有望在2025年加速并网。从正极材料生产到储能系统运抵美国约耗时3.5个月，提前备货需求可能在2025年4月前启动。美国大储项目储备充足，2025年有望迎来阶段性“抢装”。
中东等新兴市场——GWh级订单持续释放
中东、智利、印度等新兴市场大储需求涌现。阿联酋EWEC、沙特SEC、沙特ACWA Power等项目已陆续进入招标和装机阶段。印度新能源和可再生能源部门表示或将针对可再生能源项目进行强制配储，最初或规定10%电池储能比例，未来或升至30-40%。预计2025年继中美欧后中东有望成为新增储能装机第四大区域。2025年新兴市场将陆续有更多GWh级别订单释放。
| 区域 | 2023 | 2024E | 2025E | 关键驱动 |
|---|
| 美国 | 21.8 | 38 | 52 | FERC新规落地+关税抢装 |
| 欧洲 | 3.6 | 7.4 | 13.8 | 电改+容量市场招标 |
| 中东 | - | - | GWh级别 | 能源转型+项目招标 |
