报告作者：陈子坤 纪成炜 陈昕 高翔
对外发布日期：2024年9月12日
核心观点
电源侧与用户侧因地制宜，经济性释放亚非拉区域新兴市场国家光储空间。光储平价：即在光伏+储能实现近乎火电的发电功率可控性的前提条件下，光伏配储整体度电成本低于燃煤标杆电价。相较于较为严苛的全平价，半平价对于解决新能源可控与消纳问题更具备现实意义。电源侧：半平价实现光伏出力初步可控，推动集中式光储放量。光储半平价情景下，我们测算，通过配置光伏日发电量50%的储能（即1kW光伏配置45%功率、4h的储能）初步解决午间消纳问题，有望成为亚非拉集中式光储放量关键。用户侧：部分国家外部催化致静态回收期大幅缩短，户用光储需求快速释放。相较于电源侧关注长期回报，用户侧更关注短期收益，即静态回收期。我们测算，若亚非拉国家居民电价高于1.0/1.5元/kWh，静态回收期分别小于7/5年，具备较强吸引力。
长期看光储平价，短期看电价、用电紧张度、政策等多因素，亚非拉光储需求波动向上。长期看，亚非拉国家电力短缺较普遍，但主要火电设备企业出口受限，光储半平价下新能源有望成为缓解电力紧缺最优方案，亚非拉光储需求长期趋势明确。短期看，外部催化导致电价波动、用电紧张、政策变化等多因素影响短期需求，天气、海运等因素亦对安装效率有所影响，预计亚非拉区域新兴市场国家光储需求波动向上。
电网稳定性决定光储建设优先方向，不同国家存在差异化需求。考虑到大储发展需要较强的电网支撑，电网稳定性较强国家大储/户储均具备发展潜力，电网稳定性较弱国家则优先发展分布式光储。以电网强弱、电价、电力紧缺度三维度划分，电网较强国家中，欧美日澳等发达国家属高电价、电力偏紧，大储/户储有望同步发展，阳台光储作为全新市场在政策松绑下有望快速增长，智利系列电改推动集中式光储需求；沙特、阿曼等低电价、电力偏松国家，需求以政策刺激下的集中式光储为主。电网较弱国家中，巴基斯坦、巴西、南非、乌克兰等需求受电价或电力紧缺影响已呈现高增态势，墨西哥、菲律宾、埃及、越南、泰国等国家具备大规模发展户用光储潜力，后续重点关注政策导向。
投资建议。光伏板块重点关注引领N型技术创新的电池龙头晶科能源、钧达股份、仕净科技、通威股份、隆基绿能、晶澳科技；受益新技术迭代的辅材聚和材料、帝科股份、福莱特、福斯特等。储能板块重点关注大储领域技术领先、国内外具备先发优势与规模优势阳光电源、上能电气、阿特斯、盛弘股份等；户储领域关注聚焦特定市场与新产品的德业股份、华宝新能、艾罗能源、固德威、锦浪科技、通润装备、禾迈股份、昱能科技等。
风险提示。需求不及预期;产业链价格风险;竞争格局恶化风险等。
一、能源转型迫在眉睫，欧洲海风步入增长“快车道”
（一）电源侧：光储平价推动新一轮需求高景气
光储平价：即在光伏+储能实现近乎火电的发电功率可控性的前提条件下，光伏配置储能整体度电成本低于燃煤标杆电价，其关键是确定光伏配置储能的比例。随着光伏渗透率逐渐提升，基于以下假设，我们认为光储平价可分为两种情景：
1kW光伏日均发电量：假设年利用小时数达1300h，则1kW光伏日均发电量1300/365=3.56kWh。若将一天中光伏所发的全部电量转移至其他时段上网，则1kW光伏需配置90%功率、4h时长储能。
①光储平价情景1：半平价，通过配置储能，初步实现午间消纳问题。此时储能配置容量接近光伏日均发电量的50%，即配储45%、4h。
②光储平价情景2：全平价，当午间光伏发电功率过剩后，边际上新增光伏装机需要将其发电量全部转移至其他时段上网，储能配置容量接近光伏日均发电量的100%，即配储90%、4h。
基于目前中国及海外光储EPC主流报价，我们测算：
中国及亚非拉新兴市场国家：考虑到亚非拉区域新兴市场国家的人力成本较低，故可认为与中国EPC建设成本相似。光伏EPC按3.1元/W，预计远期降至2.5元/W，储能EPC 1.1元/Wh，预计远期降至0.8元/Wh。根据表1所测算，在当前成本下，主流配储情景（20%/2h）/平价情景1（45%/4h）/平价情景2（90%/4h）三种情况光储综合度电成本分别为0.291/0.492/0.699元/kWh，在20%、2h的配储比例下光储度电成本已低于燃煤标杆电价，但半平价与全平价仍有加大难度。远期成本下，平价情景1（45%/4h）/平价情景2（90%/4h）光储综合度电成本分别为0.332/0.450元/kWh，半平价有望到来。
欧美：EPC成本远高于中国，假设光伏EPC目前6.8元/W，预计远期降至5.0元/W，储能EPC 3.0元/Wh，预计远期降至1.6元/Wh。根据表1所测算，当前成本下，主流配储情景（20%/2h）/平价情景1（45%/4h）/平价情景2（90%/4h）三种情况光储综合度电成本分别为0.524/0.736/1.008元/kWh。远期成本下，平价情景1/平价情景2度电成本分别为0.587/0.801元/kWh，光储综合度电成本高于中国。但考虑到目前主要国家上网电价均在0.3-0.4元/kWh，欧美发电侧平价难于中国及亚非拉国家。
电源侧配储比例提升驱动光储规模持续向上，用户侧半平价到来为户用光储爆 发提供经济基础。发电侧:随着技术效率提升与成本下降，发电侧集中式光伏配储 比例持续提升、单位光伏装机对电网冲击持续减弱，有望驱动光储规模持续上行。 用户侧:考虑到工商业与居民电价高于发电侧上网电价(差值主要为输配电价、线 损费用、系统运行费用、政府基金及税费)，且居民电价普遍高于工商业电价，故用 户侧半平价有望率先到来，驱动分布式尤其是户用光储全面放量。
欧美及亚非拉部分高电价国家用户侧全面平价，户用及工商业光储已具备全面爆发经济基础。
根据Global Petro Prices的全球居民/工商业电价数据，2023年12月在统计的148个国家中105个国家居民电价高于中国，75个国家平均居民电价高于1元/kWh，欧美等主要发达国家居民电价普遍高于2元/kWh。
对比工商业电价，2023年12月在统计的134个国家中98个国家居民电价高于中国，67个国家平均居民电价高于1元/kWh。国内存在工商业对居民用电的交叉补贴，居民电价低于工商业电价，海外居民电价普遍高于工商业，户用光伏发展更为积极。
高电价国家光伏发展亦普遍较为积极。根据BNEF数据，截至2023年末各主要国家光伏累计装机规模如下：
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北美/南美：美国（约140GW）、墨西哥（约10GW），巴西（约45GW）、智利（约10GW），其余国家规模均较小。
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欧洲：德国（82GW）、西班牙（43GW）、意大利（34GW）、荷兰（30GW）、法国（19GW）、英国（17GW）、波兰（16GW），乌克兰累计约7GW但近三年基本无新增。
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中东（西亚、北非部分地区及土耳其）：土耳其（13GW）、阿联酋（8GW）、以色列（6GW）外，其余国家均低于5GW。
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非洲：南非（10GW）、尼日利亚（1.8GW）、肯尼亚（1.5GW），其余国家低于1GW。
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亚洲：除中国外，印度（94GW）、日本（90GW）、韩国（30GW）、越南（20GW）、巴基斯坦（12GW）外，其余国家均不超10GW。
（二）用户侧：外部因素催化导致静态回收期大幅缩短，部分国家户用光储需求快速放量
相较于电源侧通过光储平价衡量爆发时点，用户侧更加关注光储系统投资回收期。一般而言，电源侧投资多由政府主导，投资规模大、回收周期长，更加关注全生命周期收益率情况，故对光储平价带来的成本端下降更为敏感。而用户侧更加关注短期收益情况，即静态回收期，通常5-7年为可接受回报期，3-5年为理想回报期，而小于3年则存在较强装机动力。
按照静态回收期 =（设备成本+安装成本+其他成本）/（（自用电量*零售电价）+（并网电量*上网电价）-运维成本），我们以亚非拉用户侧光伏EPC 3.0元/W与储能EPC 2.2元/Wh成本测算，假设家庭安装5kW光伏组件、年利用小时数1200h，若将50%日发电量通过户储系统进行存储，则需配置8.2kWh户储系统，光储系统整体投资成本达3.3万元。在70%的光伏自用比例下，若亚非拉国家居民电价高于1.0元/kWh，静态回收期小于7年，初步具备投资价值；若居民电价高于1.5元/kWh，静态回收期小于5年，此时户用光储系统具备较强的吸引力。
电价上涨导致部分国家静态回收期大幅缩短，户用光储需求快速释放。考虑到户用光伏模式以自发自用为主、余电上网为辅，故终端居民电价对户用光伏静态回收期影响较为重要，其阶段性上涨对该国户用光伏需求起较大刺激作用，如2023年南非、2024年巴西、巴基斯坦等。上网电价政策影响余电上网收益，近年来众多国家陆续将上网电价由“净计量”（即余电上网电价近似等于终端居民电价）改为“净计费”（即余电上网电价近似等于发电企业上网电价），余电上网电价退坡驱动户用光伏配储大幅提升，如美国、德国、波兰、荷兰等。此外，电力短缺与不稳定亦促使部分国家户用光储需求快速爆发，部分用户基于保供目的选择安装户储，此类用户多不考虑经济性，但人群规模较小，长期增长持续性仍依赖于经济性提升。
逆变器作为光伏与储能共同的关键零部件，其销量变化直接反应光储需求景气度。根据海关数据，2024年上半年在统计的228个国家（地区）中，中国向40个国家（地区）逆变器累计出口金额超1亿元、向5个国家累计出口金额超10亿元。中国出口金额前5的目的地国家为荷兰、巴西、巴基斯坦、印度、德国，2024H1中国出口金额分别为54.4、30.8、17.1、16.5、13.9亿元，增速分别为-62.0%、+44.2%、+297.0%、+105.1%、-65.7%。巴基斯坦需求爆发主要来自于电价大幅上涨，根据巴基斯坦电力部门统计，2024年7月居民电价较2022年上涨138%；印度与巴西需求爆发主要系政府出台新能源相关支持政策。中国逆变器出口增速前5的目的地国家为沙特、斯里兰卡、阿曼、巴基斯坦、尼日利亚，2024H1出口金额分别为8.1、1.9、1.7、17.1、3.3亿元，增速分别为+888.9%、+567.6%、+383.6%、+297.0%、+265.4%，增速较快国家亦主要来自于电价上涨与政策刺激。
二、国家筛选：电价水平影响平价阶段与回收期限，不同国家存在差异化发展需求
经济性为基础，电价、用电稳定性、政策支持力度等多因素均有望推动光储需求向上，亚非拉诸多国家具备光储大规模发展条件。通过分析发电量增速、GDP增速、电网稳定性及电价进行综合判断，亚非拉国家中除巴基斯坦、巴西、南非、乌克兰等需求已爆发国家外，墨西哥、菲律宾、埃及、越南、泰国、摩洛哥等国家具备大规模发展户用光储潜力。我们认为，经济性为基础，电价、用电稳定性、政策支持力度等诸多二阶导都有可能驱动光储大规模向上。
（一）以电网稳定性划分，电网强弱决定储能优先方向
重点考虑全球人口前50与GDP前50国家及部分重点国家共计67个国家，2023年末样本国家人口数占全球89.3%，GDP占全球94.3%，具有较强的代表性。考虑到发展大储需要较强的电网支撑，对于亚非拉等电网稳定性较差区域，发展大储并非最优先选择。故我们以电网稳定性指标对前述国家进行定性区分，通过气泡图对国家区分象限类型，横轴为23年末各国居民电价（单位：元/kWh），纵轴为近5年GDP增速均值-发电量增速均值，数值越高代表电力供需越紧张或电力对外依存度越高。
电网稳定性较强国家：集中式光储与分布式光储均具备一定潜力
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第一象限：电价高+电力供应偏紧。主要以欧美日澳发达国家为主，此类国家GDP增速较低，但发电量增速多为负值，电力供需偏紧，具备发展各类型光储的潜力。
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第二象限：电价低+电力供应偏紧。仅俄罗斯一国，各类能源资源丰富导致电价较低，战争因素导致电力偏紧。
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第三象限：电价低+电力供应较充足。主要为中东国家及中国，强势政策推动能源转型，需求以集中式光储为主。
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第四象限：电价高+电力供应较充足。主要为芬兰、瑞士等欧洲国家，发展大储动力不足，具备发展分布式光储的经济性前提，但需在政策激励下有明显需求。
电网稳定性较弱国家：优先发展分布式光储
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第一象限：电价高+电力供应偏紧。主要为南非、以色列、墨西哥，此类国家GDP增速增长较快，但发电量增速难以保持增长，天然具备发展分布式光储的潜力。
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第二象限：电价低+电力供应偏紧。主要为巴基斯坦、乌克兰、越南、阿根廷等。
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第三象限：电价低+电力供应较充足。主要为印度。第四象限：电价高+电力供应较充足。主要为巴西为主的南美国家及菲律宾。
（二）分国家展望：电价、用电稳定性、政策情况决定差异化发展需求
根据前述国家分类，我们筛选重要及未来存在潜在高需求的国家进行分析。对于电网稳定性较强的国家，主要包括高电价、高电力缺口的德国、意大利、美国、智利；低电价、低电力缺口的沙特阿拉伯。对于电网稳定性较弱的国家，主要包括高电价、高电力缺口的南非、墨西哥；低电价、高电力缺口的巴基斯坦、乌克兰、马来西亚；高电价、低电力缺口的巴西、泰国、菲律宾；低电价、低电力缺口的印度，共计14个国家。
1.电网稳定性较强国家：集中式光储与分布式光储均具备较大潜力
（1）高电价+高缺口-德国：装机审批大幅简化，户用及阳台光储需求快速释放
户用及阳台装机审批政策简化，有望刺激户用及阳台光储装机新需求。根据BNEF，2023年德国光伏装机新增14.1GW，同比+91.4%，其中集中式/工商业/户用分别为5.3/3.3/5.5GW。根据Global Petro Prices，2023年末德国居民/工商业电价分别为2.884/1.942元/kWh，约为中国同类电价的526.7%/305.8%，电价水平较高。2024年5月德国《光伏一揽子计划》正式生效，大幅简化阳台光储及户用光储的并网程序，明确阳台光伏最大容量不超过2kW、逆变器容量不超过800W，允许阳台光伏直接插入电网而无需安装双向电表，叠加此前免除发电收入的个人所得税和购置光储系统增值税，预计阳台光储有望迎来新增长。
（2）高电价+高缺口-意大利：户用光储受补贴影响下滑，政策转向集中式光储
户用光储受补贴影响下滑，后续政策转向集中式光储。根据BNEF，2023年意大利新增光伏装机4.4GW，同比+78.3%，其中集中式/工商业/户用分别为1.1/1.0/ 2.4GW。根据Global Petro Prices，2023年末意大利居民/工商业电价分别为3.278/3.395元/kWh，约为中国同类电价的598.7%/534.5%。意大利在2020年推出Superbonus补贴政策，以户用光储安装成本的110%进行税收抵免，但2023-2025年退坡至90%/70%/65%，补贴退坡大幅影响户用装机意愿。但另一方面，2023年意大利将新版国家可再生能源目标由2030年的52GW上调至80GW，欧盟给予意大利高额大储补贴，预计集中式光储将成为意大利后续主流。
（3）高电价+高缺口-美国：双反影响光伏短期需求，电网优化支持各类储能发展
东南亚双反关税待裁决影响光伏短期需求，储能301关税递延至2026年短期高景气无虞。根据BNEF，2023年美国光伏新增33.2GW，同比+40.6%，其中集中式/工商业/户用分别为23.8/2.1/7.3GW。根据Global Petro Prices，2023年末美国居民/工商业电价分别为1.183/1.000元/kWh，约为中国同类电价的216.0%/157.5%。光伏领域：23年6月随着对东南亚四国光伏双反豁免到期与新一轮双反调查启动，美国光伏经销商观望情绪加剧，抑制短期需求。储能领域：电网升级+并网规则优化支持大储发展提速，月度并网数据大幅增长已有明确兑现；加州NEM 3.0政策过渡结束+极端天气频发影响供电稳定性，户储需求快速增长。
（4）高电价+高缺口-智利：政府投资+收益模式优化驱动新增以集中式光储为主
政府投资+商业模式优化，集中式光储有望成为未来主要需求。根据BNEF，2023年智利光伏新增2.4GW，同比+31.8%，集中式光伏占绝大多数比例。根据Global Petro Prices，2023年末智利居民/工商业电价1.278/0.971元/kWh，约为中国同类电价的233.3%/152.9%，电价处于较高水平。智利较早提出了新能源发展路线，受补贴影响集中式光伏快于分布式发展。2022年以来智利启动新一轮电力市场机制改革，给予储能合理收益模型；2023年提出20亿美元资金用于大规模储能系统拍卖；2024年为储能提供容量补偿机制，系列规划与政策支持利好集中式光储发展。
（5）低电价+低缺口-沙特：能源转型远景驱动集中式光储高景气
谋求转型积极上马大型项目，集中式及微型光储有望持续增长。根据BNEF，2023年沙特阿拉伯光伏新增1.5GW，同比+101.1%，其中大部分为集中式光伏。根据Global Petro Prices，2023年末沙特阿拉伯居民/工商业电价0.350/0.504元/kWh，约为中国同类电价的63.7%/79.4%，电价处于较低水平。但沙特电网基础设施较好，具备发展集中式光储条件。为减少经济对石油的依赖，沙特政府于2016年提出“2030愿景”，预计于2030年光伏发电占比27%，达40GW（7年新增37GW）。同时，沙特正推动红海新城、 NEOM等一系列零排放区域建设项目，预计规模达10GWh，集中式光储有望持续保持高景气。
2.电网稳定性较弱国家：优先发展分布式光储
（1）高电价+高缺口-南非：电力危机短期难解决，涨电价将带动户用及工商业光储需求再起
电力危机短期难解决，涨电价将带动户用及工商业光储需求再起。根据BNEF，2023年南非光伏新增2.7GW，同比+37.1%，工商业光伏快速增长。根据Global Petro Prices，2023年末南非居民/工商业电价1.329/0.635元/kWh，约为中国同类电价的242.7%/100.0%。一方面，南非电力系统老化严重，其电网主体Eskom深陷财务困境且面临火电机组退役问题，发电功率持续下滑，Eskom计划于25年通过大幅提高电价方式环节财务困境，户用及工商业光储长期需求明确；另一方面，南非电力供给受国家管控，限电频率受政府因素较大，缺电力问题将长期存在。
（2）高电价+高缺口-墨西哥：新政府明确支持新能源有望拉动光储需求
政策波动较大，新总统明确支持新能源发展有望推动光储需求。根据BNEF，2023年墨西哥光伏新增1.3GW，同比-16.3%。根据Global Petro Prices，2023年末墨西哥居民/工商业电价0.788/1.540元/kWh，约为中国同类电价的144.0%/242.5%，电价处于较高水平。墨西哥光照资源充足，但政府出于对传统能源的保护，对新能源发展支持力度较低，缺乏政策、资金、电网与储能技术支持光伏电力输出。2023年墨西哥国家电力公司宣布开发北部区域GW级光伏项目；2024年6月新总统选举落定，相较于前任总统其曾明确表示支持新能源发展，未来需重点关注墨西哥新政府在新能源产业发展的政策与资金支持力度。
（3）低电价+高缺口-巴基斯坦：涨电价驱动户用光储高景气，政策刺激微型光储发展
债务危机与电力短缺引发电价上涨，户用及微型光储需求率先释放。根据BNEF，2023年巴基斯坦光伏新增2.8GW，同比+29.0%，户用与工商业占据主要份额。根据Global Petro Prices，2023年末巴基斯坦居民/工商业电价0.526/1.139元/kWh，约为中国同类电价的96.0%/179.3%，政府电价补贴导致工商业电价显著高于居民电价。为应对能源部门债务危机并获得IMF贷款，政府于近期宣布：①将屋顶太阳能上网电价从净计量转向总计量；②全国电费涨价约25%；③取消对非贫困家庭的居民电价补贴，叠加组件价格快速下降，巴基斯坦用户侧光储经济性凸显，此外政府近期宣布大力布局微型光储系统，微逆需求亦有望爆发。
（4）低电价+高缺口-乌克兰：经济性+电力短缺需求共振，户用及阳台光储有望快速增长
战争导致发电资源损毁严重，户用光储作为应急电源需求大幅放量。根据BNEF，2021年俄乌冲突以来乌克兰光伏新增装机近乎停滞，现有装机主要以集中式为主。根据Global Petro Prices，2023年末居民/工商业电价分别为0.475/0.913元/kWh，约为中国同类电价的86.7%/143.7%。近期乌克兰总统表示战争已导致乌克兰9GW的发电能力被摧毁，占乌克兰发电能力的一半左右，导致居民电价将上涨80%。截至24年5月，乌克兰发电能力约10GW，但夏季需求高峰约12GW、冬季需求高峰约18GW，短期缺口达6GW以上。近期政府出台零息贷款、对能源设备免税等措施鼓励居民发展户用及阳台光储，经济性与保供需求共振。
（5）低电价+高缺口-马来西亚：高工商业电价下工商业光储需求持续，集中式仍待政府规划
光照资源充沛，工商业光储有望持续领跑装机。根据BNEF，2023年马来西亚光伏新增0.3GW，同比+14.7%，除部分年份国家建设集中式光伏并网带动装机大幅提升外，工商业光伏占装机主要份额。根据Global Petro Prices，2023年末马来西亚居民/工商业电价0.343/0.898元/kWh，约为中国同类电价的62.7%/141.4%，工商业电价显著高于居民电价。马来西亚坐落赤道附近，光照资源丰富，其规划2050年完全淘汰煤电，实现70%的新能源装机容量，预计后续将出台相关建设规划。2021年马来西亚推出净计量政策并规划延期至2024年底以鼓励分布式发展，同时先后推出户用光伏回购与激励计划，有力推动屋顶太阳能发展，预计分布式光储有望保持快速发展。
（6）高电价+低缺口-巴西：户用光储系统并网流程简化，新一轮投资启动释放需求
多重政策扫平障碍，分布式持续引领光伏增长。根据BNEF，2023年巴西光伏新增16.3GW，同比+50.8%，集中式/工商业/户用发展较均衡，户用整体规模略高。根据Global Petro Prices，2023年末巴西居民/工商业电价1.139/0.905元/kWh，约为中国同类电价的208.0%/142.5%，高电价水平下用户侧已实现全平价，具备大规模放量经济基础。近期由于降水预期较低叠加负荷增长，巴西国家电力能源局于2024年6月宣布上调电价；7月宣布为分布式发电在三种情况下允许豁免“并网审核”；叠加近期总统法案提出未来3年为新建住宅安装50万套户用光伏，系列政策有望大力促进户用光储及阳台光储发展。
（7）高电价+低缺口-泰国：光储具备爆发基础，政策松绑释放工商业及户用光伏需求
政策松绑释放光储需求，工商业或将快速反弹。根据BNEF，2023年泰国光伏新增470.6MW，同比+10.8%，其中集中式/工商业/户用分别119.8/317.9/33.0MW，工商业装机快速增长。根据Global Petro Prices，2023年末泰国居民/工商业电价均为0.818元/kWh，约为中国同类电价的149.3%/128.7%，电价水平较高。泰国光照资源丰富，光伏装机尚未大规模启动。目前泰国对光伏上网电价实行FiT补贴，但市场仍处于发展早期阶段，政策约束性较强。泰国政府于近期启动修法，包括试点电力自由交易市场，解除户用及工商业装机容量限制，预计后续泰国光储市场有望逐步启动，工商业作为政策放松最显著领域有望快速增长。
（8）高电价+低缺口-菲律宾：新能源发展起步较晚，分布式及阳台光储有望快速发展
菲律宾具备新能源大规模发展的基础条件，各项政策逐步启动装机有望快速发展。根据BNEF，2023年菲律宾光伏新增574.8MW，同比+34.1%，存量光伏装机以集中式为主。根据Global Petro Prices，2023年末菲律宾居民/工商业电价分别为1.467/1.095元/kWh，约为中国同类电价的248.0%/172.4%，菲律宾电价处于较高水平，人口、电价等客观因素支持户用光储规模化发展。根据菲律宾能源部预计，2024年光伏新增装机约2GW。菲律宾作为全球人口排名第12国家，岛屿众多，地域特点决定其大电网覆盖度有限。近年来政府积极发展户用光伏，近期启动第二轮微电网招标，预计分布式光储有望保持快速发展态势。
（9）低电价+低缺口-印度：户用光伏增速明显，大储需求具备潜力
逆变器不受限制清单影响，户用领域有望高增长。根据BNEF，2023年印度光伏新增15.4GW，同比+19.7%，集中式占印度光伏主要份额。根据Global Petro Prices，2023年末印度居民/工商业平均电价0.569/0.942元/kWh，约为中国同类电价的104.0%/148.3%，用户侧半平价已至。印度《2022-2032年国家电力计划》预计2027年末光伏装机达186GW，相较2023年末仍有一倍空间。2024年4月印度发布未来3年1000万套屋顶光伏计划，为3kW以内的户用光伏系统提供40%-60%成本补贴，对应3年潜力约30GW，户用需求预计明显提升。相较于组件受ALMM清单、BCD关税等保护性关税限制，逆变器不受影响仍保持高景气。
三、市场空间展望：新兴市场国家光储对传统能源替代空间广阔
美国、德国、印度、巴西贡献海外市场主要需求，巴基斯坦、智利、沙特等亚非拉新兴市场国家需求亦有望快速增长。预计2024年美国、德国、印度、巴西光伏装机有望达39/22/21/20GW，仍是海外光伏市场主要贡献。亚非拉区域新兴市场国家受电价上涨、电力短缺或政府政策强力推动等因素影响，预计2024年亦有较大增幅，如巴基斯坦、智利、沙特等，其中智利、沙特等电网稳定性强、电价低的国家需求以集中式光储为主，巴基斯坦以户用光储为主。考虑到亚非拉国家火电发展受限，新能源有望成为快速、低成本缓解其电力紧张、支撑经济发展的重要方式，光储平价下新能源需求有望快速释放。
除中东区域国家外预计亚非拉国家储能需求仍以户储为主，光储平价下具备发展潜力。预计2024年美国、巴西、意大利、印度储能装机有望达44/8/8/8/8GWh，海外储能一超多强格局明确。其他亚非拉国家中沙特、智利受政府政策与资金支持大储快速发展；巴基斯坦受涨电价及“净计量”向“总计量”模式转变，光储需求均保持高增长；乌克兰受战争影响电力大幅短缺户储与阳台光储有望快速增长。欧洲国家中，意大利政策与补贴向大储倾斜，预计大储接替户储成为新增主力，德国与巴西市场大幅简化小功率户储及阳台光储并网流程，预计新产品需求快速增长。
三、投资建议
光伏产业链：重点关注引领N型技术创新的龙头企业晶科能源、钧达股份、仕净科技、通威股份、隆基绿能、晶澳科技等；受益新技术迭代的辅材聚和材料、帝科股份、福莱特、福斯特等。
大储产业链：重点关注产品认证完备、具备规模优势、能够在市场实现批量供货的具备先发优势的国内供应商，其中：集成环节重点关注国内集成与逆变器企业阳光电源、阿特斯、上能电气、盛弘股份、科华数据；电芯环节重点关注优质电芯企业在美建厂或签订大额订单企业宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、国轩高科；温控环节重点关注格局与盈利能力稳定的头部温控企业的英维克、同飞股份。
工商储：重点关注国内区域电力设备龙头企业科林电气、新风光、思源电气等。
户储：以成本+性能优势扎根性价比市场，拓展欧美高端市场的德业股份；关注便携式储能龙头借助品牌优势切入户储市场，打造家庭全场景解决方案的华宝新能；主打高压产品，欧美市场推广较快的艾罗能源；深耕微逆市场，借助客户渠道优势开拓户储市场的禾迈股份、昱能科技。关注依托产业链优势，产品功率段全面，兼容性强，满足各区域多种类客户需求的固德威、锦浪科技、通润装备等。
五、风险提示
（一）政策及装机需求不及预期
“碳中和”已成全球共识，各国政府陆续出台相关政策鼓励发展新能源，若未来政策出现较大变动，将影响光伏及储能装机需求。
（二）产业链价格风险
下游装机需求旺盛，但产业链部分环节扩产周期较长，若整体价格波动幅度过大，一定程度上会影响终端需求。
（三）竞争格局恶化风险
户储行业的高速发展吸引众多企业转型布局，若海外竞争格局持续恶化，或导致产业链盈利能力继续下滑。
本报告信息
本摘要节选自广发证券发展研究中心研究报告：《光储平价系列一：全面解构亚非拉光储驱动力》
对外发布日期：2024年09月12日
分析师：
陈子坤 SAC 执证号：S0260513080001
纪成炜 SAC 执证号：S0260518060001
SFC CE No. BOI548
陈昕 SAC 执证号：S0260522080008
高翔 SAC 执证号：S0260524070008
报告正文请参阅广发研报系统（可向对口销售咨询登入方式）
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广发新能源和电力设备团队
陈子坤，首席分析师
SAC执证号：S0260513080001
5年产业经验，10年证券从业经验。2013年加入广发证券发展研究中心。目前担任电力设备与新能源行业首席分析师，历任有色行业资深分析师、环保行业联席首席分析师。
纪成炜，联席首席分析师
SAC执证号：S0260518060001，SFCCE No. BOI548
ACCA会员，毕业于香港中文大学、西安交通大学，2016年加入广发证券发展研究中心。
陈 昕，资深分析师
SAC执证号：S0260522080008
毕业于清华大学、北京大学，曾就职于国家电网公司、信达证券，2022年加入广发证券发展研究中心。
曹瑞元，资深分析师
SAC执证号：S0260521090002
毕业于复旦大学，2021年加入广发证券发展研究中心。
李 靖，资深分析师
SAC执证号：S0260522070005
毕业于美国西北大学，华中科技大学，2020年加入广发证券发展研究中心。
朱北岑，高级分析师
SAC执证号：S0260524030010
毕业于华东政法大学，2022年加入广发证券发展研究中心。
高 翔，高级研究员
毕业于新加坡国立大学、湖南大学，2022 年加入广发证券发展研究中心。
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