中金：全球儲能拐點加速到來，看好中國企業出海百花齊放

總量上，我們看好2025年全球儲能需求有望保持高增。預計2025年全球儲能出貨量（含通信儲能）將達到449GWh，同比+31.5%，其中中國/美國/歐洲/澳洲/日本/其他地區（不含通信儲能）分別爲133/143/63/7/3/83GWh，同比分別+16.4%/+38.8%/+29.2%/+14.6%/+11.5%/+59.0%。

摘要

從調節性資源需求看：全球儲能高速增長拐點即將到來。2024年項目招標/規劃量同比增加明顯，配儲時長逐年提升。我們認爲儲能基本需求將隨VRE發電量佔比提升而增長，中國/美國/歐洲的VRE發電量佔比將分別超過15%/15%/20%，大部分亞非拉地區或將在10%左右進入起步期，疊加近年政策/技術/降本等多要素持續推進，全球高速增長拐點或將提前到來。

美歐澳市場需求展望：美國或將迎接搶裝潮，歐/澳能源轉型加速。1）美國：301關稅政策將在2026年針對儲能電池加稅，我們預計或將帶來2025年儲能搶裝潮。2）歐洲：爲保障能源安全持續加速轉型，疊加電網擴容需求帶動儲能需求向上。3）澳洲：積極的零碳目標下煤電加速退役，可調節性資源稀缺度持續上升。

新興市場發展潛力展望：多元驅動，潛力地區及場景衆多。我們將新興市場儲能需求類型劃分爲三類：1）能源轉型&基建需求，以沙特&馬來&印尼爲例，這一類國家出於經濟發展/產業結構調整的目的，適時或提前將儲能發展納入規劃；2）調節性資源需求，以日本&巴西爲例，這一類國家已進行風光大規模裝機，但出於產業鏈本土化/稅收高/電力市場化程度低等原因壓制儲能需求釋放。或將在近年釋放儲能需求；3）電價高企/缺電，離網光儲需求，以巴基斯坦&尼日利亞爲例，這一類國家經濟發展基礎較弱，電力市場採用單一买方制，逐步形成三角債，電網线損率高，缺電頻繁（或由於發電機損毀等因素導致停電），具備較強的離網光儲發展潛力。

風險

貿易政策影響，全球可再生能源轉型政策不及預期，產業鏈競爭加劇利潤率下滑。

從調節性資源需求出發看儲能需求

從萌芽期到起步期再到快速發展期，高速增長拐點即將到來。我們認爲儲能基本需求將隨VRE發電量佔比提升而增長，將其大體分爲4個階段。如圖所示，中國、美國的VRE發電量佔比爲15%時，高速增長拐點已經出現。歐洲的拐點出現在VRE發電量佔比接近20%時，相對較晚，一方面由於歐洲的電力市場允許跨國交易，跨區互聯更強，另一方面由於歐洲較早完成傳統煤電改造，高靈活性的燃氣機組在能源結構中的佔比遠超其他亞非拉國家。除中國以外的大部分亞非拉地區目前處於發展萌芽期，大部分國家會在10%左右進入起步期，因電網建設總體不足，傳統能源的規模效應無法形成，系統靈活性較差，故儲能需求快速放量提前於中歐美等國家和地區，高速增長拐點將提前到來。

►萌芽期（VRE佔比≤10%）：風光發電量對系統影響較小，系統存量靈活性資源充足，對新增儲能需求較小。

►起步期（10%≤VRE佔比≤20%）：風光發電的波動性將對電網造成一定影響，系統調節能力开始不足，對靈活性資源需求开始增加，表前儲能增速較快。

►快速發展期（20%≤VRE佔比≤80%）：傳統火電的調節頻率和深度大幅增加，日內部分時間段火力機組有可能全部關停轉爲備用，市場進入高速增長期。

►平台期（80%≤VRE佔比≤100%）：風光發電量佔比較高，調節性需求從日內轉向爲周度、月度及季度的調節，電化學儲能受調度次數約束整體增速放緩，氫能高速增長。

圖表1：靈活性資源需求與VRE佔比（截至2023年）

資料來源：EMBER ，中金公司研究部

美、歐、澳儲能市場：美國短期迎接搶裝潮，歐/澳能源轉型加速

美國市場：短期或迎搶裝潮，中長期高增趨勢不改

301關稅政策將在2026年針對儲能電池加稅[1]，我們預計或將帶來2025年儲能搶裝潮。美國時間2024年5月14日，拜登政府公布301關稅調整結果，其中針對電池方面，鋰離子非電動汽車電池（包含儲能電池）的關稅將於2026年從7.5%提升至25%。我們認爲在當前較好的經濟性及未來儲能電池成本提升的預期下，2025年美國儲能領域或將迎來搶裝潮。

圖表2：美國關稅調整

資料來源：The White House，中金公司研究部

潛在政策變動僅影響短期需求，中長期高增趨勢不改。目前美國大選結束、新能源相關政策存在一定變數。從中長期看，美國風電光伏配儲能在某些場景下已可實現比傳統能源更低的平准化成本，將驅動美國中長期能源轉型。

圖表3：美國平准化能源成本對比

資料來源：LAZARD，中金公司研究部

歐洲市場：持續加速能源轉型，保障能源安全

中長期看，歐盟提升可再生能源佔比規劃，催化中長期儲能需求。爲減少俄羅斯化石燃料的使用，歐盟2023年10月修訂的可再生能源指令EU/2023/2413 將歐盟2030年可再生能源消費比例目標從之前的 32%提高到最低42.5%，並希望達到45%。在多個歐盟國家，可再生能源部署的速度進一步加快，上網容量超過之前預期，又修訂提升相關目標，使得許多成員國預計將在更晚的時候實現相關規劃。可再生能源目標或將保障歐洲中長期儲能需求。

圖表4：NECP太陽能預期目標實現時間表

注：黃色標識爲NECP2022年設定完成時間；藍色標識爲NECP2023年設定完成時間

資料來源：Solar power Europe，中金公司研究部

圖表5：歐盟&德國可再生能源消費比例情況

資料來源：Europa，中金公司研究部

澳洲市場：零碳目標積極，可調節性資源稀缺度持續上升

電力市場化機制作用下，以電化學儲能爲代表新型技術靈活性調節能力優於煤電機組，加速煤電提前退役。澳大利亞最大的電力市場是覆蓋澳大利亞東南部五個州的NEM電力批發交易所，已建立起競爭的批發市場，其中包括現貨市場、合同市場以及輔助服務市場，但缺乏容量市場的設置。由於電力現貨市場價格採用邊際出清機制，在高比例的可再生能源滲透下負電價頻發，而AEMO又將現貨市場交易價格設置上限[3] ，使得燃煤機組較難收回成本。近年疊加天然氣及燃煤價格上行及部分機組達到退役年份，使得可調節性資源稀缺程度持續上升，造成較大的電價差。AEMO每兩年會發布一次指導電力系統轉型的規劃文件“集成系統計劃（ISP）”。2024年6月，AEMO發布2024版ISP，與上一版ISP相比，新版規劃大幅加快了短時儲能的建設節奏，我們看好澳大利亞大型儲能及分布式儲能裝機的上升。

圖表6：ISF2024年版儲能需求預測

資料來源：2024-integrated-system-plan，中金公司研究部

新興市場：多類需求驅動，逐步貢獻顯著增量

第一類：能源轉型&基建需求（以沙特&馬來&印尼爲例）

我們認爲這一類國家（地區）市場顯著特點是：1、具備較好的化石能源資源；2、具備相對較好的經濟發展基礎。這一類國家對於可再生能源及儲能的建設緊迫性並不高，但出於對未來經濟發展/產業結構調整的目的，適時或提前將儲能發展納入規劃，推動儲能需求的快速發展，我們認爲可以緊密跟蹤該類國家對經濟/產業及可再生能源的相關規劃及招標。

沙特：石油及天然氣資源極爲豐富，“2030愿景”加速可再生能源轉型。根據Enerdata的數據，沙特阿拉伯在過去五年間天然氣和原油產量分別佔據全球產量的6%和12%左右。因其得天獨厚的化石資源，沙特阿拉伯發電結構以石油和天然氣爲主，2023年天然氣佔比約62.7%、其他化石能源佔比約36.0%，太陽能佔比僅約1%，新能源滲透率處於較低水平。沙特於2016年推出了“2030愿景”，明確了實現經濟多樣化和減少對石油依賴的長期發展計劃。2023年，能源大臣阿卜杜勒阿齊茲·本·薩勒曼·阿勒沙特親王宣布，沙特計劃每年增加20GW的可再生能源項目，目標到2030年總裝機達到130GW。

馬來西亞：傳統能源充沛，出口導向性經濟及產業發展訴求推動可再生能源發展。馬來西亞石油及天然氣資源豐富，是主要的石油出口國之一，水電及光伏資源較好，風能資源有限。馬來西亞2023年發電結構中煤炭、天然氣、水電分別佔比43%、37%、17%，光伏發電佔比爲1.7%。馬來西亞是東盟成員國當中，最少停電的國家之一，得益於較好的化石能源資源儲備及完善的電網建設，居民階梯電價兌人民幣0.36-0.93人民幣元/度，電價較低。馬來西亞爲出口導向性經濟，我們認爲未來隨着全球對減碳要求越來越高，馬來西亞可再生能源轉型將更爲迫切。另外，其發展光伏可進行產業結構調整，因此對可再生能源發展也將給予較多支持。針對能源轉型，馬來西亞政府發布了National Energy Policy , 2022-2040 (DTN)及National Energy Transition Roadmap (NETR) 等文件。根據2023年7月發布的NETR，可再生能源裝機份額目標爲到2040年達到 41%，到2050年達到70%，其中光伏佔比58%。馬來西亞政府於 2024 年4月15日宣布，將成立馬來西亞能源交易所（“ENEGEM”），以促進向鄰國（即新加坡和泰國）跨境銷售綠色電力（“CBES RE 計劃”）。我們看好可再生能源裝機提升後帶來的儲能相關配套。

印度尼西亞：煤炭資源豐富，工商業發展驅動光儲需求。從發電能源結構上看，印尼能源結構高度依賴化石能源，2023年煤炭發電佔比爲61.8%，天然氣佔比爲17.7%，水電發電佔比爲7.0%，風光發電合計佔比不足1.0%。印尼煤炭資源豐富。印尼能礦部2021年數據顯示，其煤炭儲量達388.4億噸，預計能維持至少60年开採。而根據電力供應業務計劃（RUPTL）[4]，2021—2030年，印尼計劃新增光伏4.68GW、風能與儲能電站1.49GW，我們認爲風光發展政策力度有限，另外，較低的電力市場化程度也使得目前缺乏合適的風光發展及配儲定價機制。

但近年印尼經濟發展及產業投資持續增多，如中國印尼綜合產業園區青山園區，位於印尼中蘇拉威西省，遠離主要人口聚集地。印尼島嶼多達1.7萬個，電網興建較爲困難使得諸多產業園區選擇採用光儲進行供電，在此背景下，我們認爲未來印尼分布式離網光儲需求將不斷增長，預計光伏發電及裝機將超過政策規劃。我們假設在2023年至2028年期間，印尼的電力需求將以每年5%的速度增長，預計2028年光伏及風電發電比例將升至4.7%及1.4%，2024-2028年新增儲能裝機約爲13.4GWh。

圖表7：印度尼西亞電力能源結構政策規劃

資料來源：電力供應業務計劃（RUPTL）（2021），中金公司研究部

圖表8：印尼能源結構及儲能需求預測

資料來源：電力供應業務計劃（RUPTL），EMBER，中金公司研究部

第二類：調節性資源需求（以日本&巴西爲例）

我們認爲這一類國家（地區）市場顯著特點是：1、已進行風光大規模裝機，目前發電滲透率較高；2、出於產業鏈本土化/稅收高/電力市場化程度低等原因壓制儲能需求釋放。這一類國家儲能建設的緊迫性將隨着風光滲透率提升不斷升高，預計將在近年進行大規模招標/改革電力市場政策，釋放儲能需求，我們認爲可以緊密跟蹤該類國家供給端/電力政策等的相關突破點。

日本：供給端本土化要求較高&並網調節嚴格，未來儲能需求或加速釋放。日本近90%的能源需求依賴進口滿足，2023年日本燃煤及天然氣發電量佔比分別爲32%、33%，風光發電佔比達到10%。核能一度佔到發電量比例的30%，但2011年福島核事故發生後，日本關停和除役了很多核電站，使得核能佔比下降。日本風光發電量份額提升目標明確，2023年日本推出《綠色轉型脫碳電力供應法案》，明確減碳目標爲：到2030年，化石能源發電份額下降到41%；非化石能源發電份額提高到59%，其中太陽能、風能、水電、地熱能、生物質能等可再生能源的份額提高到36%-38% 。電力市場建設較爲完善，形成日前、日內市場以及遠期市場的多市場交易體系，創建了非化石電力交易市場、基荷電力市場、間接輸電權市場、容量市場、供需調節市場（輔助服務）5個新市場。我們認爲，日本調節性資源需求整體較高，但由於供給端的本土化要求較高，並網調節嚴格導致存量儲能需求未能得到釋放。往後看，日本與其他國家電網互聯較少，我們認爲儲能成爲未來電力發展的必需品，日本儲能供給端政策或將趨於寬松，推動儲能裝機提升。

圖表9：日本日內現貨市場電價情況

資料來源：JEPX，中金公司研究部

圖表10：日本工商業用電峰谷定價方式

資料來源：東京電力，中金公司研究部

巴西：發電及負荷中心錯配，目前可再生能源棄電率較高。電力市場及稅費等因素壓制需求，看好儲能大規模招標。我們認爲巴西儲能需求未得到釋放有幾個方面的因素：1、巴西早期電力市場化程度低，沒有合適的商業模式；2、巴西稅費較高使得儲能電池成本相對較高，經濟性較難得到滿足。目前電力市場包括合同市場和短期市場。中長期以合同方式完成交易；短期市場以政府核定的邊際機組運行成本爲短期市場結算電價（PLD）。合同市場分爲管制市場（ACR）和自由市場（ACL），隨着監管機構通過下調自由市場門檻來鼓勵用戶向自由市場轉移，自由市場佔比提升。從發電到用電，巴西電力市場正在逐步走向自由化。我們認爲，在未來風光滲透率提升，電網輸電瓶頸難以短期解決的背景下，集中式儲能招標或將放开，電力市場化進度將不斷推進，儲能電池稅費問題或能得到解決。巴西礦業和能源部長 Alexandre Silveira 宣布，將於 2024 年就 2025 年電池特定儲備容量拍賣舉行磋商。

圖表11：巴西發電側情況

資料來源：EMBER，中金公司研究部

圖表12：巴西輸電线路情況

資料來源：PSR，中金公司研究部

圖表13：巴西管制及自由電力市場比例

資料來源：PSR，中金公司研究部

圖表14：巴西光伏裝機情況

資料來源：ABSOLAR，中金公司研究部

第三類：電價高企/缺電，離網光儲需求（以巴基斯坦&尼日利亞爲例）

我們認爲這一類國家（地區）市場顯著特點是：1、政府實際財政支付能力較差，國家經濟發展基礎較弱；2、電力市場採用單一买方制，逐步形成三角債；3、電網线損率高，缺電頻繁（或由於發電機損毀等因素導致停電）。我們認爲這類國家具備較強的離網光儲需求放量潛力。

巴基斯坦：化石能源稀缺，電網线損率高，IMF要求提升稅收及電價，離並網光儲快速放量。巴基斯坦化石能源依賴進口，2023年電力能源結構中化石能源佔比爲58.7%，其中煤炭爲18.0%，天然氣爲34.1%，其他化石能源（原油等）佔6.6%；可再生能源中水電佔比23.5%，核電佔比13.9%，光伏佔比0.9%，風能佔比1.8%。巴基斯坦電力系統採用單一买方制，政府補貼較多但預算不足長期欠補，NEPRA進行定價時設定的參數和真實出入較大使得發電成本難以回收，疊加线損率高斷電頻繁，巴基斯坦大額三角債（循環負債）困擾整個電力系統。巴基斯坦經濟長期面對債務危機、外匯儲備不足等問題，近年的天然氣漲價進一步推動了巴基斯坦經濟及電力三角債問題。從2019年开始，巴基斯坦政府多次向IMF尋求貸款幫助，每次貸款進行都伴隨着IMF對巴基斯坦實施改革和政策調整的嚴格監督，例如提高天然氣價格、上調電價等。今年以來，由於電價上漲及缺電加劇，巴基斯坦分布式光儲出貨量顯著提升。

圖表15：巴基斯坦接受IMF貸款歷程

資料來源：IMF，Hindustan Times，中金公司研究部

圖表16：巴基斯坦近年居民電價調整情況

資料來源：IESCO，LESCO，中金公司研究部

尼日利亞：化石能源豐富，但電網线損率高，電價補貼難以爲繼，推動離並網光儲快速發展。尼日利亞地處西非東南部，人口超2.2億，是非洲第一人口大國。從經濟角度看，尼日利亞2023年GDP爲3749億美元，人均GDP爲1690美元，但通貨膨脹率較高，自2023年5月取消燃油補貼，實行統一匯率等政策後，其物價上漲、通貨膨脹及貨幣貶值加劇，政府赤字情況嚴重。

從發電側看，尼日利亞自然資源豐富，是非洲第一大石油出口國，目前在已探明和可能的天然氣儲量規模方面排名全球第 9 位，2023年尼日利亞天然氣發電量佔比爲80%，水電佔比20%。從電價角度看，根據NERC ，尼日利亞終端電費爲非洲各國最低，主要系豐富的自然資源及終端較多補貼所致。

但我們認爲未來尼日利亞具備較強的分布式光儲放量預期：一方面，政府對終端電價的高補貼較少發放，使得發電機組運營較差，停電事故頻發，與此同時，用戶偷電漏電情況嚴重，反復的三角債使得正常供電難以延續。另一方面，赤字及經濟問題使得政府難以持續維持補貼，電費上漲成爲最終解決方式，尼日利亞當局於2024年4月3日宣布，部分消費者的電費將提高近 300% 。

圖表17：尼日利亞發電側情況

資料來源：EMBER，中金公司研究部

圖表18：部分非洲國家地區終端電價情況

資料來源：NERC2023年年度報告，中金公司研究部

圖表19：尼日利亞終端電價補貼情況

資料來源：NERC2023年年度報告，中金公司研究部

圖表20：尼日利亞發電機組利用率

資料來源：NERC2023年年度報告，中金公司研究部

2025年儲能出貨總需求預測

我們看好2025年全球儲能需求有望保持高增需求。預計2025年全球儲能出貨量（含通信儲能）將達到449GWh，同比+31.5%，其中中國/美國/歐洲/澳洲/日本/其他地區（不含通信儲能）分別爲133/143/63/7/3/83GWh，同比分別+16.4%/+38.8%/+29.2%/+14.6%/+11.5%/+59.0%。

圖表21：全球儲能分類型出貨量預估（含通信儲能）