我们看到这两年国内基础设施相对发达的长三角地区，高电压平台的占比逐渐提升。同时，近年来除了国家顶层政策规划外，各地也持续出台了地方性的利好政策，推动超充电桩的发展。因此，我们认为未来国内超充电桩的普及有望进一步提升。公司作为行业头部企业，有望充分受益于国内超充电桩加速建设的历史背景。
从出海角度来看，欧美的充电桩建设相对落后，需求更加紧迫。以美国为例，2022年的公共充电桩占比仅为20%左右，欧洲则只有16%左右，水平较低。国内企业依托更成熟的功能体系，在充电桩模块环节具备更高性价比。同时，海外充电桩的毛利率明显高于国内产品，这点可以从右下角的图表中明显看出。
此外，储能行业的景气度自今年初以来一直快速提升。年初时，大家对国内储能需求相对悲观，预计增速仅为光伏的20%-30%左右。然而，到今年6月，我们看到前五个月的招标和中标数据同比翻倍，主要原因在于快速降本和政策变化。自4月1日起，新能源项目不再享受全额保障性收购，储能对能源项目的必要性明显提升。国家推动新能源项目市场化消纳，未配备储能的项目将无法参与市场竞争。在此背景下，光伏组件和储能成本快速下降，开发商和业主对储能项目的经济性明显改善，进一步刺激了储能配比的提升。
目前，虽然国内储能强配政策要求的比例为10%-20%左右，但许多市场化的新项目配比已超过40%。资源较好的项目超高配置比例拉动了国内储能装机比例的上升。尽管光伏增速相对较低，但储能领域的招投标结果显示，今年上半年储能招投标数据已翻倍。结合去年底的招投标分析，我们预计今年全年国内储能装机有望达到34GW，同比增长51%，按能量计算增长56%。储能配比提高，市场需求从2小时储能向4小时储能迈进，对电池需求进一步提升。
另外，我们发现储能体量的增长还有一个逻辑。自今年7月1日起，储能领域的新国标将正式实施，包括对储能电芯、系统、PCS、EMS、BMS等各个领域的要求。新国标对储能额定容量的定义发生了重要变化，要求储能项目在全生命周期内必须满足额定容量。这意味着未来储能项目需要超配，以确保全生命周期内满足额定容量需求。例如，一个100MW的储能项目，考虑效率损失和寿命衰减，可能需要超配40%-50%，即配套140MW-150MW的储能容量。
如果新国标能坚决落实，将对行业需求产生巨大拉动作用。