华泰 | 储能全球观察-欧洲篇：能源转型催生大储需求

风险提示：地缘政治风险、政策落地不及预期、市场竞争加剧、上游原材料价格大幅上涨。

欧洲能源转型自主化诉求明显，灵活性资源紧缺，大储需求有望高增。降低能源对外依存度+降低碳排放的诉求下，欧洲大力发展可再生能源，2022年发布REPowerEU，将2030年可再生能源的占比目标从40%提高到45%，欧洲主要国家均通过投入资金规划积极的远期风光装机目标。可再生能源占比提升带来并网容量紧缺问题，导致灵活性资源需求大增。相较其他灵活性资源，电化学储能具备低成本、安装灵活的优势，可满足大部分日内调节需求并提升新能源消纳率，IEA预计全球2050年电池储能在灵活性资源中占比将上升至30%。我们对欧洲近期规划及在建的储能项目进行了统计，合计规模已超20 GWh。我们认为25年起欧洲大型储能需求有望延续高增。

欧洲大储盈利模式多样化，多数项目已具备经济性。大储项目的盈利模式一般包括：辅助服务、电价套利、容量市场等。欧洲大储盈利模式中辅助服务先行，由于频率调节辅助服务市场已逐步饱和，其占比在逐步走低，根据WoodMac，辅助服务在储能市场中的占比已从2018年的90%逐步下降至2024年的42%。随着峰谷价差扩大带来储能套利机会，储能参与容量市场，欧洲大储盈利模式正逐步完善。以德国为例，24年德国独立储能项目IRR已达8.69%，德国大型光储LCOE已达6-11欧分/KWh，显著低于传统化石能源项目，我们认为欧洲部分储能项目已具备经济性，且随着未来光储进一步平价、补贴延续及降息的推进，经济性有望持续提升。

看好专业集成龙头企业，关注国内储能集成商出海机会。欧洲大储市场对集成商的品牌信誉尤为看重，品牌形象直接影响项目中标率及合作机会的持续性，集成商的质保和售后服务能力也是重要考虑因素。横向比较欧洲大储市场系统集成商的几类参与者，我们认为国内和海外专业的储能集成商具备相对竞争优势。根据我们对2020年以来的新增订单的不完全统计，阳光电源、特斯拉、Nidec、阿特斯位居前列，阳光电源订单份额超30%，阿特斯近两年多次获得欧洲大储订单且在25年1月取得2GWh的英国大单。

看好构网型储能技术应用，跟随系统出海的独立第三方PCS公司有望迎来增量市场。系统集成环节企业龙头一体化布局明显，特斯拉、阳光电源、华为等企业均自行研发生产PCS组件，自行配置储能系统。系统集成企业的PCS出货量基本可以等于储能系统的出货量。除此之外，其他大多数厂商如宁德时代、比亚迪等企业均采购PE、SMA、上能电气、南瑞继保等第三方企业的PCS。由于PCS的性能涉及到储能系统的安全，且集成厂商在选定PCS合作伙伴后需要进行产品匹配调试等工作，在没有安全事故等事件的催化下，集成厂商不会轻易更换已经选定的PCS合作伙伴。远期来看，我们认为具备构网型技术的逆变器厂商或更加契合当地需求，主要竞争者均在构网型储能技术上进行积极布局。

市场缺乏对当地储能市场空间的定量测算。24年以来欧洲大储市场订单相继涌现，市场关注度高，但市场缺乏对欧洲地区大储空间的定量测算。我们结合欧盟提出的REPowerEU的光伏与风电装机计划，考虑2024-2030年新增的集中式光伏及风电装机，并扣除用于制氢的装机，定量测算得到在配储30%/3h条件下，欧洲的储能空间需求达270.9GWh。

市场对于欧洲地区产业链及竞争格局认识不足。欧洲储能市场呈现多项目+低渗透率的特点，下游大多为拥有政府资源的本土企业，上游以非本土企业为主。在集成环节，欧洲大储市场对品牌信誉、售后能力上提出了较高要求。在逆变器环节，欧洲市场对电网兼容性要求高，偏好具备构网技术的逆变器厂商。

可再生能源占比提升背景下，灵活性资源需求高增驱动大储需求

欧洲可再生能源装机占比提升，将带来并网容量紧缺问题，导致灵活性资源需求大增。可再生能源发电的波动性和间歇性，导致电力供需失衡，对电网的稳定性和可靠性构成威胁。根据IEA统计，可再生能源占比较高的丹麦/爱尔兰/德国/西班牙/英国，其新能源接入对电力系统影响程度均在第四阶段及以上，这意味着可再生能源在某些时期满足几乎所有需求，甚至产生大量的盈余，从而导致弃电和负电价现象。同时，新增新能源项目并网周期显著拉长，根据BNEF统计，截至2022年底法国、意大利、西班牙和英国等待并网的光伏和风电容量达到596GW，新能源项目从项目申请至完成并网的平均等待时间长达3-7年。由此可见，欧洲的并网容量已出现紧缺现象，灵活性资源需求大增。

相较其他灵活性资源，电化学储能具备低成本、安装灵活的优势，可满足大部分日内调节需求，帮助提升新能源发电消纳率。传统电力系统灵活性资源以火电、燃气发电、抽水蓄能电站为主。电化学储能电站一方面随着电池成本下降，相较燃气调峰电厂逐步具备成本优势，另一方面电化学储能电站具备模块化特点，项目安装实施相较传统的电力项目更加高效。IEA预计：全球2050年电池储能在灵活性资源中占比将上升至30%。

欧洲大储盈利模式多样，多数项目已实现盈利

欧洲大储盈利模式中辅助服务先行，但在整体占比逐步走低。大储项目的盈利模式一般包括：辅助服务、电价套利、容量市场等。与频率调节相关的辅助服务最先发展起来，包括频率控制储备（FCR）、频率恢复储备（FRR）、替代储备（RR）。辅助服务也是目前大部分储能项目主要盈利模式，辅助服务的收益直接受到调用频率及价格的影响。但是从24年FCR的需求增速明显放缓、FCR的中标价格也出现显著下滑等现象看，频率调节辅助服务市场逐步饱和。欧洲大储其他盈利模式的份额显著增长，尤其是容量和套利交易的增长速度领先，因而市场正从单一的辅助服务向多元化应用方向扩展。根据Wood Mackenzie的数据，辅助服务在储能市场中的占比已从2018年的90%逐步下降至2024年的42%。

高成本火电机组退役带来调峰缺口，给储能参与容量市场机会。随着电力市场化的推进，成本高昂的火电机组在竞争中逐渐被淘汰，带来调峰需求缺口。为确保电力系统的安全性，各国建立容量市场机制，正确衡量储能等灵活性资源的容量价值，在不干扰批发市场的前提下为发电资产提供容量补偿。截至2022年底，欧洲2h储能系统的平均容量拍卖价格达€26000/MW/年，盈利能力可观，我们认为容量市场将拓宽储能盈利路径，提升经济性。

欧洲部分国家大储项目已实现盈利，更多国家有望跟进。2023年，欧洲仅比利时和荷兰的大储项目实现盈利，主要依赖频率响应业务收入。截至24年8月，丹麦、德国、罗马尼亚和匈牙利也进入盈利行列，多数国家的套利业务的占比不断提升。

欧洲部分储能项目已具备经济性，具体体现在以下两个方面。1）独立储能项目IRR具备经济性：以德国独立储能项目为例，我们假设项目规模为100MW/200MWh，储能系统使用特斯拉的Megapack，储能单位成本为0.51欧元/Wh，假设能量转换效率为92%，项目使用年限为20年，我们假设贷款利率为5.5%，补贴为0.30欧元/Wh，假设盈利模式仅有频率服务、峰谷套利、容量市场三种类型，我们计算得出项目的IRR达8.69%，已实现较好经济性；2）大型光储项目LCOE已低于传统能源项目：以德国为例，根据Fraunhofer ISE 的24年7月的研究，2024年德国大型光伏配储LCOE为6-11欧分/KWh，已经显著低于德国其他的传统化石能源项目，如硬煤LCOE在15欧分/KWh以上。

政策加码助力欧洲大型储能需求增长

欧盟政策接连推出，支持储能发展。2022年12月欧洲议会投票通过 REPowerEU 修正案，计划加快电池储能等的可再生能源项目的审批许可速度，加快欧洲大储项目的部署落地。2023 年3月，欧盟委员会发布电力市场改革草案，并在7月的欧洲议会正式投票通过电力市场设计改革方案，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价合约（CfDs），以减少短期价格波动，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，强调新型储能在维护电力系统稳定性的重要作用。

各国陆续制定支持性政策与储能装机目标。各国政府和输电系统运营商认识到储能对于促进能源转型的关键作用，均陆续制定支持性政策，包括减税、补贴等。各国也相继提出储能装机目标，例如意大利在2023年12月公布到2033年将建设超过9GW/71GWh的储能设施。根据WoodMac，到2030年西班牙和英国的储能目标均超过20 GW。

24年是欧洲大储高增长元年，未来长期空间大

英国为欧洲大储先驱者，德国、意大利成为近两年主要增量市场

英国大储盈利模式多样，项目盈利好，因而最先起量。英国电力市场较为成熟，电化学储能收益来源多样，目前主要收益来源包括：频率效应、套利、容量市场等。我们对英国储能项目的IRR进行了测算。假设储能系统的额定容量为400MWh，功率输出为100MW，效率为90%，项目使用年限为15年，储能系统成本为0.275欧元/Wh，运营成本为5欧元/KWh，且无相关补贴支持，计算得出项目的IRR达9.9%，具备较高经济性。根据Modo Energy，英国大储装机量从19年的0.22GW增加至23年的1.66GW，24年上半年大储装机0.32GW，同比-58.7%，主要系受到项目节奏的影响。

欧洲大储在建规模庞大，德国起量快，新增项目仅次于英国。我们对欧洲近期规划及在建的储能项目进行了统计，合计规模已超20 GWh。英国储能市场规模最大，德国作为新兴市场紧随其后，此外，意大利、比利时、爱沙尼亚等国也积极规划和建设储能项目，支撑各自的能源转型目标。

远期空间：我们预计2024-2030年的大储需求空间有望超270 GWh

短期看，我们认为24年是欧洲大储上量大增的元年。根据SPE的预测，2024年欧洲大储装机量将达11GWh，同比+205%，24年大储装机占比达49%，超越户储39%的装机占比。SPE预测到2028年大储装机将达35.9GWh。

结合欧盟提出的REPowerEU计划，我们对欧洲市场的大储需求做敏感性分析，2024-2030年合计需求中性预测达270.9GWh，乐观预测可达481.6GWh。

核心假设如下：

1） 大储配套的需求来源于集中式光伏及风电并网带来的消纳问题，保守起见我们仅考虑24年以来的新增集中式光伏及风电装机需求，不考虑23年及以前的风光装机带来的需求。根据SPE的统计及预测，20-24年欧洲光伏装机中集中式光伏占比分别为30%/39%/40%/36%/42%。

我们认为随着能源转型的逐步推进，集中式光伏占比有望保持在40%以上，我们保守假设集中式光伏占比为40%。

2） 随着欧洲新能源并网比例的增加，电力系统对灵活调节能力的需求不断上升，凸显长时储能需求，欧洲大储项目的配储时长自2022年以来逐步延长。根据BloombergNEF预测，到2030年，意大利的配储时长将达约5.1小时，相比2024年的2.3小时增长一倍以上。较长的配储时长使储能系统能够更有效地应对电力需求高峰和低谷，提升系统的盈利潜力。

因此，我们预计可再生能源发电占比越高，新增储能项目对应的配储比例和时长越长。

1） 储能远期需求应该是要综合考虑用电量、可再生能源发电比例、灵活性资源情况、电网消纳能力等来假设。其中，在灵活性资源方面，需要注意欧洲地区积极发展氢能（用可再生能源发电来电解水制绿氢），而氢能是长时储能的重要形式。因此我们在考虑锂电池储能的远期空间时，扣除用于制氢的可再生能源装机量。根据欧盟REPowerEU计划，2030年欧洲制氢所需可再生能源装机达65GW。

2） 扣除掉制氢的风光装机后，我们对欧洲地区基于配储比例（20%-40%）和配储时长（2h-4h）进行了锂电池储能装机的敏感性分析，中性配储30%/3h需求可达270.9GWh，乐观配储40%/4h需求可达481.6GWh。

看好国内储能产业链龙头在欧洲大储市场的发展机会

中国企业在欧洲大储产业链的机会集中于系统集成和配套设备环节

欧洲本土企业在产业链中占据下游，外来厂商抢占上游市场，主要参与的玩家包括：

1） 开发商：开发商以欧洲本土的大型能源公司为主，熟悉当地的电力市场环境，掌握政府渠道资源。由于初期投资成本较大，开发商难以确定大储电站商业回报的持续性，因此大储投资门槛较高。典型代表包括法国的EDF、Engie和Neoen、意大利的Enel以及德国的RWE。

2） EPC厂商：EPC厂商在储能产业链中负责项目的设计、采购、施工和安装。在欧洲，因各地的法规、气候条件和电力市场结构的不同，EPC项目常需进行定制化设计，因此EPC订单通常由当地厂商负责，如德国企业Eco Stor、瑞士企业Leclanché、意大利企业Ethical Power以及芬兰企业Wartsila，而日本企业Nidec则通过收购意大利专门从事电力转换系统的ASI公司打入本地市场。此外，欧洲许多开发商要求项目的施工、集成、硬件、软件和所有长期性能保证都由一家公司提供和完成，EPC厂商若能够管理从生产到项目交付的所有环节则会更受青睐，如中国企业阿特斯提供 EPC 服务以及自己生产储能系统。

3） 系统集成商：系统集成商通常与业主/开发商和EPC厂商紧密合作，他们根据项目需求和现场条件，选择合适的设备和技术方案。在欧洲大储市场，由于储能系统的关键部件（如电芯、PCS、BMS、EMS）往往来自不同供应商，任何环节的故障都会延误并网进度，集成商需协调多方，因此现场交付能力成为集成商竞争力的关键。同时，质保和售后服务能力是重要考虑因素。根据Woodmac，2023年，欧洲市场的系统集成商前三由日本企业Nidec、美国企业Tesla以及中国企业比亚迪组成，其余厂商主要为中国企业，欧洲本土缺乏有竞争力的集成商。其中，中国部分以锂电池起家的公司如南都电源、宁德时代、国轩高科切入系统集成环节。

4） 系统零部件厂商：PCS和电池环节国内企业具备相对竞争优势，除了阳光电源、华为自制PCS，国内其余系统集成商主要与PE、SMA、上能电气、南瑞继保、科华数据等第三方厂商进行合作。

欧洲优厚的关税条件也给予中国储能产业链企业出海机会。根据商务部数据，欧洲地区对储能电芯及集成系统的进口关税均为3%及以下，而对PCS的进口关税为零。这意味着中国厂商在进入欧洲市场时，在关税方面受到的限制相对较少，有助于中国企业维持价格竞争力。以英国和欧盟为例，储能电芯和集成系统的关税分别为2.0%和2.7%，而PCS则完全免税。这种低关税环境为中国储能产品在欧洲市场的推广提供了有利条件。

集成环节：品牌为王，看好系统集成龙头

欧洲对大储系统集成商的要求较高：

1）欧洲大储市场对集成商的品牌信誉尤为看重，品牌形象直接影响项目中标率及合作机会的持续性。虽然欧洲储能市场正在快速增长，但监管体系仍待完善。在欧洲一些地区，储能系统在双向电网使用时需支付双重费用，且面临项目审批冗长、并网计费不合理等问题。在此背景下，拥有良好品牌声誉、丰富的项目经验或财务状况稳定的集成商，可以有效抵消政策的不确定性，在复杂的政策环境中更容易获得政府与大客户的信任，进而获取更多补贴和长期合同。

2）集成商的质保和售后服务能力是重要考虑因素。欧洲市场的质保期限通常要求在10至20年之间，远超国内平均的5年标准。由于大型储能系统的长期运营周期，欧洲客户更加注重产品的长期可靠性和供应商的快速响应能力。特别是对于涉及几十兆瓦及以上的大型储能项目，快速解决故障和降低停机时间对于项目的经济效益至关重要。这使得拥有强大服务网络和高效维护机制的集成商在市场中更具竞争力。

横向比较欧洲大储市场系统集成商的几类参与者，我们认为国内和海外专业的储能集成商具备相对竞争优势。

1）国内光伏厂商

欧洲的大型储能系统集成项目对厂商项目质量保证、运行维护以及售后服务等全套能力要求高，看重渠道能力以及品牌效应，市场准入门槛较高。国内光伏厂商阿特斯在储能业务深耕已近十年，在北美、欧洲、澳洲和南美等主要储能市场成功运营多个大储项目，拥有成熟的销售和技术服务团队，品牌在欧美市场享有较高信任度。早在2022年5月，阿特斯就与英国开发商Pulse Clean Energy签订协议，为其四个合计100MWh储能电站项目提供储能系统及EPC服务，并提供10年的运维服务，25年1月，阿特斯再次取得英国2GWh储能系统大单。除阿特斯之外，其他国内光伏厂商进入欧洲大储市场难度较高，中短期而言光伏企业不具备品牌优势和渠道能力，难以与储能厂商竞争。

2）国内电池厂商

电池是储能系统的核心组件。国内电池厂商整体上在技术和供应链方面具备显著优势，以比亚迪为例，其最新储能产品MC Cube-T ESS容量达6.432MWh，首创长刀电池的CTS集成技术，技术性能领先。相比之下，其他如国轩高科等厂商虽然在海外取得了一定进展，但依然存在品牌影响力和服务网络不够完善的问题。我们认为电池厂商暂不具备完善的储能售后服务机制，以及可能会在欧盟要求的“电池护照”合规问题上遇到挑战。

3）国内储能集成商

整体来看，国内储能厂商在项目经验、产品性能和市场适应性上展现出较强的竞争力。以阳光电源为代表的储能龙头企业，凭借丰富的项目经验、可靠的售后服务、领先的产品力以及严格的环保认证，已在欧洲市场站稳脚跟。自2018年在德国投运储能项目以来，阳光电源通过设立本地服务中心确保了高效的售后服务，其推出的PowerTitan 2.0全液冷储能系统更是全球首个10MWh系统。远景能源为供应商提供数字化能碳管理工具，要求重点供应商在2023年底前完成100%的碳盘查、碳披露和碳管理，并提供零碳工厂、智慧楼宇、分布式光伏等一系列解决方案，在碳足迹管理上具备显著优势；而南都电源则凭借其早期布局，在欧洲市场提供定制化属地服务。我们认为，国内储能集成商在欧洲大储市场表现出较强的竞争实力，在技术、产品力和服务网络上均具备较强优势。

4）海外储能厂商

日本企业Nidec通过收购意大利ASI公司，借助其全球化运营经验和ASI原有的强大本地化服务能力，迅速扩展欧洲储能业务，依靠其深厚的技术实力和广泛的渠道网络，成为欧洲大储的系统集成商龙头。特斯拉、Fluence等国际知名企业凭借卓越的品牌声誉和丰富的储能项目经验，也在欧洲市场获得较多订单。此类厂商品牌优势较强，渠道布局较早，且生产基地主要位于欧美等地区，碳排放较中国企业低，在环保降碳方面具备一定优势，我们认为海外储能厂商在欧洲大储市场中竞争力较强。

PCS 环节：渠道及项目经验为核心竞争力，中长期看重构网型技术应用

集成龙头厂商一体化自供 PCS，其余集成厂商外购第三方 PCS。1）自供：系统集成环节企业龙头一体化布局明显，阳光电源、特斯拉、华为等企业均自行研发生产 PCS 组件，自行配置储能系统。2）外购：其他大多数厂商如宁德时代、比亚迪、南都电源、瓦锡兰等企业均采购 PE、SMA、科华数能、南瑞继保、上能电气等第三方企业的 PCS。

短期来看，渠道与项目经验为核心竞争力，PCS厂商强者恒强。自供部分，系统集成企业的PCS出货量基本可以等于储能系统的出货量。外购部分，集成企业主要采购PE、SMA、科华数能、南瑞继保、上能电气等第三方PCS。由于PCS的性能涉及到储能系统的安全，且集成厂商在选定PCS合作伙伴后需要进行产品匹配调试等工作，在没有安全事故等事件的催化下，集成厂商不会轻易更换已经选定的PCS合作伙伴，我们认为现有渠道与项目经验为PCS拿单的核心竞争力，呈现强者恒强的趋势。

中长期看，构网型储能PCS有望在欧洲率先实现渗透。构网型储能已经成为全球趋势，但不同国家和项目发展阶段与需求迫切性不同。根据GGII，2023年澳大利亚/欧洲/美国/中国的构网型储能渗透率已达到23%/8.6%/2.6%/1.5%，GGII预计构网型储能未来5年在全球有望达到20%的渗透率。根据Ember数据，欧洲23年风光发电量占比已达18.2%，超过美国/中国的14.9%/15.5%，我们认为欧洲随着能源转型的提速，风光发电量进一步升高，构网型储能有望先于中美两国快速渗透。

主要竞争者均在构网型储能技术上进行积极布局。与此同时，华为的组串式构网型储能系统早在23年就在国内外多个项目应用验证，国内龙头阳光电源近年来通过了多项构网认证，并在全球部署其构网型产品PowerTitan2.0。特斯拉在澳大利亚等地部署构网型储能系统，上能电气构网型储能电站顺利投运，远景能源推出“1+4”构网型全栈解决方案，各家均在构网型技术展开军备竞赛。

欧洲大储起量，或为国内储能厂商带来业绩增量

总体而言，欧洲大储市场看重品牌声誉，对供应商的售后服务、项目经验、技术能力均有较高要求，我们认为欧洲大储市场有望为国内储能龙头提供业绩增量。

风险提示

1）地缘政治风险

目前国内向欧洲出口储能电池/储能系统/PCS的关税水平均较低，若未来由于本土保护主义等原因，出现关税水平提高等贸易摩擦，将对储能行业出口欧洲造成较大影响。

2）政策落地不及预期

如果政府对于储能的支持政策未能如期实施，或者电价下降导致风光储项目的经济性下降，可能会削弱储能的市场需求，业主和投资者可能因此延迟或取消投资决策。

3）市场竞争加剧

随着市场的进一步扩大，新的企业可能进入市场，加剧竞争，可能导致市场份额被分割，竞争格局发生变化，影响现有企业的营收和利润。

4）上游原材料价格大幅上涨

行业产品成本受上游原材料价格影响较大，原材料成本在总成本中占比较高，价格大幅上升或将导致产品价格向下游传导不及时，影响产品毛利率和公司盈利能力，挤压行业利润空间。