【国金电新】新兴市场需求(二):全球绿色转型加速,新兴市场储能需求爆发
（以下内容从国金证券《【国金电新】新兴市场需求(二):全球绿色转型加速,新兴市场储能需求爆发》研报附件原文摘录）
+ 目录 1.大储：可再生能源占比提升带来旺盛需求，新兴市场多点开花 1.1 澳大利亚：电网不稳定及能源转型加速，储能需求体量庞大 1.2 中东：沙特“2030愿景”重点工程与能源转型推进加速，以色列多轮招标需求景气 1.3 拉丁美洲：智利大储需求旺盛，关注巴西大储政策进展 1.4 南非：弱电网形成高需求，多轮储能招标发布 1.5 印度：可再生能源占比提升迅速，储能需求爆发在即 2.户储：持续降本推动光储下沉、多元因素助力新兴市场需求持续增长 2.1 组件、电池价格下跌带动系统成本下降，中等收入国家已具备购买能力 2.2 持续性：短期看极端天气频发催化，长期看电网限制、经济性提升 2.3 典型市场分析 2.3.1 南非：严重缺电酝酿旺盛离网需求，电价高涨需求将迎复苏反转 2.3.2 巴基斯坦：电价快速上涨，推动离网光伏需求持续增长 3.投资建议 4.风险提示 摘要 ■ 投资逻辑 投资逻辑： 大储：全球绿色转型加速，光伏风电装机猛增后的必然——大储需求从1-10爆发。 1）澳大利亚：电网不稳定叠加能源转型加速，储能需求体量庞大。澳大利亚电力市场波动较大、负电价次数频发为储能盈利创造良好条件；能源转型加速背景下澳大利亚4小时以内的短时储能需求爆发，2Q23-1Q24澳大利亚储能电站项目投资额连续四个季度超10亿澳元。根据澳大利亚输电运营商相关数据，目前预期及计划中的储能项目规模接近80GW，其中计划于 2025、2026年开始商业运行的大储项目规模分别为4GW/8GWh、6GW/15GWh，储能需求体量庞大。 2）中东：沙特2030愿景重点工程与能源转型推进加速，以色列多轮招标需求高景气。沙特：“2030愿景”发布四个100%可再生能源项目，这部分项目前期工程储能需求已达2.7GWh，后续项目推进预计仍有数十GWh储能需求待招标；2023年沙特宣布此后每年可再生能源招标20GW，电网扩容短时间无法落地背景下网侧大储需求爆发，能源部制定了2024-2025年24GWh储能系统招标计划，其中10GWh有望在2024年下半年启动。以色列：受地缘因素影响，以色列与周边国家基本没有电网互联，光伏装机占比提升背景下电网稳定性受到影响， 2020年以来以色列政府启动多轮储能招标，规模总计约6.3GWh。 3）拉美：智利大储需求旺盛，关注巴西大储政策进展。智利：2021-2022年大规模新增风光装机后可再生能源弃电量高速增长，2024年1-5月可再生能源弃电率达13.7%。为缓解弃电压力智利大储需求高增，截至2024年5月，智利在建储能项目1.2GW，储备项目接近10GW。2024年智利通过DS70法案，储能电站项目盈利模式得以确定，法案储能容量系数大幅优于英国等成熟大储国家，且实施有效期为10年，有望刺激需求加速释放。巴西：巴西风光装机高速增长，储能需求紧迫度逐步提升，近两年国家电力局多次召开研讨会研究储能现状及监管；8月储备容量拍卖或将考虑纳入储能项目，相关收入指导文件有望在年底前推出。 4）印度：可再生能源占比提升迅速，储能需求爆发在即。截至2024年3月，印度可再生能源占印度电力容量的28.9%，高速增长的可再生能源装机对电网稳定带来重大挑战，印度中央电力局预测到2026-2027年电池储能需求规模为8.7GW/34.7GWh，但截至2024年3月印度电池储能装机仅为0.2GWh。为刺激国内电池储能发展，印度政府发布储能发展框架，推出4GW项目补贴计划，并通过国有企业发起多轮大规模储能项目招标。从七月印度国有企业光储项目中标结果看，光储混合电价已接近实现火电平价，新能源占比迅速提升背景下印度储能需求爆发在即。 户储：持续降本推动光储下沉，多元因素助力新兴市场需求持续增长。据世界银行统计，2023年中等收入国家占海外人口的67%，但其逆变器消费仅占海外需求的30-40%。2023年以来组件、电池价格下降幅度超50%，有望带动光储系统向中等收入国家快速下沉。短期受极端天气频发等因素影响，年初以来多个国家离网需求迅速释放；长期看，新兴市场户储需求持续性将主要体现在电网限制形成的配储需求，以及度电成本具备优势后市场渗透率的提升。 投资建议： 全球新兴市场储能需求从1到10爆发，重点看好两条主线的投资机会：1）大储：看好具备丰富的海外项目经验、可融资性及交付能力均强的龙头企业，推荐：阳光电源、阿特斯、宁德时代。2）户储：市场分散且高度依赖当地渠道，具备渠道优势及先发优势的企业有望充分受益，推荐：德业股份、固德威。（完整推荐组合详见报告正文）。 风险提示： 传统能源价格大幅（向下）波动风险；原材料价格大幅波动；国际贸易环境恶化风险；全球经济复苏低于预期的风险。 正文 大储：可再生能源占比提升带来旺盛需求，新兴市场多点开花 1.1 澳大利亚：电网不稳定及能源转型加速，储能需求体量庞大 根据Rystad Energy对全球39个电力市场价格的分析，澳大利亚的国家电力市场波动最大，昆士兰州和南澳大利亚的日内价差在所有市场中最大。形成如此大价差的原因主要来自于三个方面，一是计划外的燃煤电厂停电；二是自然灾害引起的输电线路问题；第三是较高的光伏渗透率，澳大利亚2023年光伏发电占比达16%，这导致白天光伏发电量高，电网价格低，而晚上用电高峰时间光伏发电量为零，必须依赖昂贵的燃煤发电。 此外，电网不稳定还直接导致了澳大利亚电力市场负电价次数的陡增。根据澳大利亚能源监管机构AER发布的数据，自2019年起，澳大利亚各洲电力市场负电价次数迅速攀升。到2023财年，澳大利亚各洲负电价合计次数达到11376次。 大幅波动的日内电价及高频率负电价为能量套利创造良好条件。根据澳大利亚能量市场运营商AEMO的数据，2024年一季度澳大利亚储能电池净收入为4780万澳元，同比增长129%，环比增长52%。从收入结构来看，一季度电池净收入的增长来自电池容量的增加以及能量套利收入的增加。电池容量方面，一季度平均电池容量为1652MW，同比增长74%；能量套利方面，一季度能量套利收入约为2854万澳元，同比增长310%，环比增长112%。据此推算，2024年一季度澳大利亚电池储能系统每千瓦净收入为29澳元，同比增长约32%。 能源转型目标下，储能建设规划提速。为确保国家电力市场能可靠并安全地实现能源转型， AEMO每两年会发布一次指导电力系统转型的规划文件“集成系统计划（ISP）”。2024年6月，AEMO发布2024版ISP，与上一版ISP相比，新版规划大幅加快了短时储能的建设节奏。根据2022版ISP规划，到2030-2031年澳大利亚短时储能规模为1GW/1GWh，而2024版规划将同期短时储能目标上调到11GW/17GWh，反映出当前澳大利亚电网对短时储能需求的紧迫性。 在电网不稳定加剧及能源转型背景下，澳大利亚储能需求旺盛。根据澳大利亚清洁能源委员会CEC统计，2024年一季度澳大利亚共有四个储能项目获得财务承诺，合计投资额为11亿澳元，连续四个季度获得财务承诺的储能项目投资额超过10亿澳元。 在建及储备项目丰富，中长期储能投运规模或远超ISP规划。2023年澳大利亚投运大储项目规模约为1.3GW/2.0GWh，虽然相较中国、美国等成熟市场规模仍然较小，但结合注册项目投运节奏及规模来看，我们判断澳大利亚大储装机有望在短期内实现高速增长，中长期实际投运规模或将远超ISP 2024规划。 据AEMO对注册项目投运节奏的统计，截至2024年5月，计划于 2025、2026年开始商业运行的大储项目规模分别为4.2GW/8.1GWh、5.5GW/15.1GWh。 此外，澳大利亚预期及计划中的储能项目规模接近80GW，其中约75GW为计划中项目。目前澳大利亚大储项目盈利性较好，考虑到当前锂电池在能量密度、循环次数等方面仍在持续进步，叠加澳大利亚能源转型持续推进，我们认为中长期内澳大利亚大储需求或远超ISP规划。 1.2 中东：沙特“2030愿景”重点工程与能源转型推进加速，以色列多轮招标需求景气 沙特：沙特储能需求主要来自于“2030愿景”重点项目推进，以及能源转型过程中可再生能源占比提升形成的配储需求。 “2030愿景”重点工程：2016年沙特推出“2030愿景”计划，致力于摆脱以石油为依赖的经济结构，寻求经济多元化、可持续发展。愿景计划中，沙特规划了数个大型投资发展项目，这些项目中规模最大的几个项目被命名为“千兆项目”（Giga Projects），其中NEOM项目以及The Red Sea项目的相关子项目均规划使用100%的可再生能源，有望带来较大规模储能需求。 NEOM项目：子项目中THE LINE及Oxagon为100%可再生能源项目，其中THE LINE项目计划建立一座长150公里的新型城市，容纳900万居民，原计划2030年建成，但从现状看延期概率较大；Oxagon计划建造一座浮动港口城市，并配备绿氢项目进行出口，我们判断2022年阳光电源签约储能项目为Oxagon项目配套。根据NEOM项目电池储能部门负责人Marek Kubik在2024年7月一场网络研讨会上的发言，NEOM项目计划在2030年实现100%的可再生能源，目前正在规划一个庞大的电池储能管道。考虑到THE LINE项目规划容纳900万人生活，我们认为项目电池储能需求量级或将在数十个GWh，随着项目持续推进，这部分需求有望在未来7-8年内持续释放。 Red Sea Global：旗下项目包括The Red Sea及AMAALA项目，其中，The Red Sea项目规划建造50个度假村，预计每年接待100万人次，一期16个度假村2023-2025陆续开业，剩余34个预计2030年建成，我们判断华为2021年签约项目或主要为The Red Sea的一期项目供能；AMAALA项目计划建造29个度假村，预计每年接待50万人次，其中一期8个度假村2025年开业，剩余21个预计2027年建成，2024年阳光电源中标项目为AMAALA项目的海水淡化厂和废水处理厂项目配储。随着Red Sea Global两个子项目持续推进，参考The Red Sea第一阶段配储规模，预计有望带来5-7GWh的配储需求。 能源转型力度超预期，有望带动储能加速发展。2023年12月沙特宣布将每年招标20GW的可再生能源项目，目标是到2030年实现可再生能源装机规模达100-130GW，远超此前设定的2030年58.7GW装机目标。2024年6月，能源部宣布将在沙特全国范围内除人口聚集地、沙丘及空域限制的所有地区开展超大范围的测风测光行动，从而确定可再生能源项目安装地点。此外，获取的数据也将大幅减少项目前期调研和分配土地的时间，并大幅降低项目实施的风险。2023年沙特光伏装机仅为2.3GW，若要实现2030年100-130GW的装机目标，预计未来7年沙特可再生能源装机有望保持10-25GW量级。 可再生能源高速增长预期带动储能需求爆发。受限于电网短时间内无法完成扩容建设，为保证每年20GW招标项目顺利落地的同时维持电网稳定，沙特电网侧储能需求迅速爆发。根据21世纪财经报道，在沙特能源部监管下，沙特制定了2024年到2025年招标24GWh电池储能项目计划。其中已招标在执行的四个项目总计8GWh（我们判断阳光电源中标7.8GWh属于这四个项目），2024年下半年将再次招标五个项目总计10GWh，预计短期内储能系统需求有望爆发式增长。考虑到近年来沙特与国内政经关系持续上行，叠加中国大储企业在价格上具备的绝对优势，我们认为后续16GWh招标国内企业也将会拿到较大比例份额。 我们判断2024-2025沙特储能装机分别为6GWh、12GWh。展望2026年以后，我们认为沙特每年储能需求将主要取决于每年20GW可再生能源招标落地程度及“千兆项目“中四个100%可再生能源项目进度，乐观估计2026-2030年平均储能需求规模将在10GWh左右。 以色列：能源孤岛，2030年30%可再生目标带动储能需求爆发 以色列为国家能源转型制定了到2030年可再生能源占电力需求30%的装机目标，但从近年来的装机速度来看仍有较大距离，2023年以色列可再生能源占比为12.5%，较2022年提升约2.1PCT。制约装机速度的主要原因来自于地缘政治因素，以色列与周边国家基本没有电网互联，可再生能源间歇性发电的特性导致高峰时间无法消纳，对电网稳定性造成影响。据以色列绿色能源协会创始人埃坦·帕纳斯判断，预计以色列需要10GWh的储能才能保障2030年30%可再生占比目标顺利实现。 为保障能源转型目标顺利达成，自2020年开始，以色列政府启动多轮储能相关招标项目：2020年，以色列政府发布两轮光伏+储能招标，项目规模分别为168MW光伏、672MWh储能以及609MW光伏、2.4GWh储能；2023年以色列政府宣布招标四个大型储能电站项目，每个项目装机规模均为200MW/800MWh，合计规模800MW/3200MWh。三轮招标合计储能系统需求6.3GWh，参考以色列绿色能源协会相关预测，预计以色列中期内仍有大储需求释放。 1.3 拉丁美洲：智利大储需求旺盛，关注巴西大储政策进展 智利：弃电高增迎来旺盛储能需求，储备+招标释放需求有望爆发 能源转型目标加速可再生能源装机，弃电量高增迎来旺盛储能需求。智利承诺到2030年可再生能源占能源消费总量的70%，2050年实现碳中和。2021年，智利国内新增可再生能源装机规模大幅提升，但之后逐年下降。根据智利可再生能源及储能协会ACERA,仅2021年新增可再生能源装机规模便达4GW，约等于2022-2023年之和。 制约智利新增可再生能源装机增长的原因主要在于弃电率的增加。在2021、2022大量装机之后，智利可再生能源发电占比来到30-40%，但受限于风电及光伏间歇性发电的特性，从2022年开始智利弃电量增速远超可再生能源装机增速，对应弃电率的大幅提升及项目收益率的降低。2024年智利可再生能源弃电量进一步高增，1-5月可再生能源发电弃电量达1911GWh,同比增长159.29%， 1-5月可再生能源弃电率达13.7%。 弃电量高增大幅提升储能吸引力，智利储能项目储备规模庞大。根据智利可再生能源及储能协会ACERA，截至2024年5月，智利在运储能项目共计389MW，调试项目310MW，在建项目1.16GW，储备项目（获批及审查中）约9.5GW。 政策上，智利政府主要通过建立清晰及明确的盈利模式和大规模的招标推动储能装机。 盈利模式确定且清晰，保障电站项目顺利运营。智利电力市场市场化程度较高，但储能系统的盈利机制建立较晚。2022年11月，智利政府推出21.505法案，宣布储能系统可以参与电力市场，但直到2024年5月智利正式出台DS 70法令，储能电站的盈利体系才完成建立。DS 70法令明确了储能的容量补偿机制及系数，并引入一套为配储的可再生能源电站收入确认的方法。此外, DS 70法令的试行有效期为10年，法案中长期的确定性有望保障中长期储能需求的稳定。 DS 70法案容量系数超预期，有望加速下游需求释放。电力企业在进行发电投资时，会基于平均负荷水平判断，而忽略峰谷差异带来的额外容量需求，这会导致高峰时段系统容量不足，而电量价格又无法弥补这部分成本缺口。发电容量补偿机制可以提供额外的容量收入，弥补发电企业提供备用容量的投资成本。由于在相同放电功率下，短时储能放电时长存在无法完全覆盖峰值时段的可能，因此在计算收益时往往需要乘上容量系数。目前看各个地区容量系数并不相同，以大储收益模式较为成熟的英国为例，2023年储能系统拍卖中4小时储能系统容量系数不到50%，而根据garrigues报道，DS 70确立的容量系数中2小时/4小时系数分别为65%/98%。与英国容量系数相比，DS 70在同等时长储能的容量系数更高，有望加速下游需求释放。 大规模招标计划落地，有望带来较大系统需求。2023年11月，智利政府提出一项公共土地分配计划，通过在特定地理区域内直接分配储能项目的土地加速项目落地，总计将在阿塔卡马和阿里卡以及帕里纳科塔地区之间的6个区域招标13GWh的储能项目。2024年7月，据Energía Estratégic报道，该招标计划收到了一百多份共计140.5GWh的项目提案，最终选定了6个项目共计11.6GWh作为最终中标结果。根据招标规定，所有项目的投运时间均不得超过2027年6月30日，考虑到环境审查和各项目系统招标的流程时间，预计这些项目有望在2025-2026年带来较大规模的储能系统需求。 巴西：风光装机持续高增， 8月储能系统有望纳入容量拍卖 巴西可再生能源发展较快，但储能装机规模较小且以表后为主。制约巴西储能发展的主要原因有二：第一，前期水电占比较高，储能需求不紧迫，但近年来风光装机持续提升，占比已有一定规模，据Absolar，截至2024年5月，巴西水电装机110GW，占比约47%，风光装机合计约74GW，占比约32%；第二，巴西针对锂电池税负较高，进口锂电池税后价格上涨约74%，导致巴西储能价格相对较高，配储经济性较低。 往后看，风光装机持续增长及政策层面的利好有望推动巴西储能装机需求释放。 从储备项目看，目前巴西风光储备规模均较大。据国家电力局Aneel的数据显示，截至7月11日，巴西集中式光伏项目在建规模约5.9GW，已批准未开工项目122.1GW，风电项目在建3.9GW，已批准未开工项目20.4GW。 从项目储备来看，大部分均为2022年输配电费用折扣补贴关闭前申请的项目。今年6月， 1963个可再生能源项目向ANEEL提出申请，希望纳入2024年4月10日的第1212号临时措施，该措施将这些项目享受输配电费用折扣补贴的最后投运期限延长了36个月。但申请人必须签署遵守声明并缴纳项目估计价值5%的履约保证金，且必须在临时措施发布之日起最多18个月内开始施工。这部分项目包括65.3GW光伏项目以及18.8GW风电项目，预计有望支撑中短期内巴西风光装机持续高增。 利率下降叠加补贴项目投运期锁定，巴西集中式光伏项目加速推进。巴西在2021年开始逐步加息，基准利率从2021年初的2%逐步上调至13.75%，2023年 8月以来，巴西央行开启降息周期并在9个月内连续7次下调政策利率至10.50%。随着利率下调，光伏电站融资成本降低、项目收益率提高，叠加4月临时措施带动项目陆续开工，预计集中式项目需求有望持续释放。 随着风光等间歇性能源在巴西发电占比越来越大，政府部门对储能的态度逐步转向支持，从巴西电力局官方网站新闻及相关发言可以发现，2022年之后ANEEL多次以研讨会、演讲的形式公开探讨巴西储能情况、监管以及挑战。2024年6月，据MEGAWHAT报道，ANEEL主管Ricardo Tili公开判断，电池等储能可以参加定于8月举行的储备容量拍卖，相关收入指导文件或将在12月之前推出，根据巴西光伏杂志报道，若8月容量拍卖中纳入储能或将吸引高达2GWh储能系统参与报价。 1.4 南非：弱电网形成高需求，多轮储能招标发布 电网建设迟缓拖累可再生能源项目装机进度，储能需求爆发。南非电网存在线缆老化、维护不足等重大问题，难以支撑可再生能源装机并网。据ESKOM的传输发展计划（TDP），南非东部、北部和西部开普地区的传输网络存在显著的容量限制，2013-2022年，南非投资建设4000多公里输电线路，但与2032年所需的14000公里相比仍有较大差距，输电基础设施建设不足影响ESKOM消纳，部分可再生能源项目甚至因电网负荷问题而无法达到满产，进而影响开发商的售电收入。在此背景下，加快储能项目建设，从而保障项目并网以及电网正常运行成为唯一办法。 南非政府主要通过独立储能招标来推动实现储能电站装机，中标项目将签约15年的购电协议，并通过多项辅助服务为Eskom提供容量、能源和频率控制。截至2024年7月，南非独立储能项目招标已经进行了三轮，共计将带来1.7GW/7.0GWh的项目装机。其中第一轮独立储能招标于2023年3月发布，并在2023年12月开始陆续开标，截至2024年6月，五个项目的中标人均已确定，其中最快的项目有望在2025年完成并网。第二轮及第三轮储能招标均在2024年发布，其中第二轮已于6月结束招标，参考第一轮开标时间间隔，第二轮储能招标开标时间或将在2024年年底或2025年年初。 1.5 印度：可再生能源占比提升迅速，储能需求爆发在即 印度可再生能源占比提升迅速。据Mercom India Research，截至2024年3月，可再生能源（主要是太阳能和风能）占印度电力容量的28.9%，且保持高速增长，一季度印度新增光伏装机约10GW，同比增长426%。随着光伏、风电等间歇性能源在国家电力结构中占比越来越高，对电网的稳定性带来重大的挑战。 国家电力计划大幅上调储能装机指引，印度大储空间广阔。此前印度中央电力局（CEA）曾在2022年的一份文件中预测，到2030年，印度储能需求（含抽水蓄能）规模有望达27GW/108GWh，但在2023年9月印度中央电力局发布的2022-2032年国家电力计划 （NEP）中这一数字被大幅上调。根据NEP，2026-2027年印度风光装机目标分别为186GW/73GW，为了支撑大规模的风光间歇性可再生能源装机，印度中央电力局预测到2026-2027年印度本土需要8.7GW/34.7GWh的电池储能；到2031-2032年，则需要配备47.2GW/236.2GW的电池储能。 尽管印度制定了较大的储能装机目标，但从现有印度储能装机规模来看，印度大储市场仍处于起步阶段。根据Mercom，截至2024年一季度，印度电池储能装机仅为219.1MWh，其中2024年一季度装机规模为40MW/120MWh。 从Mercom公布的印度现有储能项目pipeline来看，截至2024年3月，印度目前有1.6GWh（约1GW）的独立电池储能、9.7GW的新能源配储项目处于不同的项目推进阶段。 为了刺激国内电池储能产业发展，印度政府主要通过发布利好性指导文件、政府补贴及国有企业大规模招标这三条路径。 利好性指导文件：2023年8月，印度电力部发布《促进储能系统国家发展框架》（National Framework for Promoting Energy Storage Systems），提供了包括财务激励、资源充足计划、促进电网连通、新能源强制配储、简化流程、豁免税费等多项政策措施和激励措施。若后续发展框架措施实现落地，有望支撑中长期印度储能市场化健康发展。 国家补贴：2023年9月，印度政府批准了用于发展储能系统的可行性缺口资金计划，计划到2030-31年开发4GWh的电池储能项目，并提供高达40%的初始资本成本的财政支持以降低电池储能系统的成本从而提高其可行性。计划的初始支出为940亿卢比（约11.3亿美元），其中376亿卢比（约4.5亿美元）用于预算支持，旨在实现每千瓦时5.50-6.60卢比（约等于6.6-7.9美分）的平准存储成本。同时，为了确保该计划的利益惠及最终消费者，计划规定至少85%的储能系统项目容量将提供给配电公司。 随着印度政府对储能产业的逐步重视，印度国有企业如印度国家火力发电公司NTPC、印度太阳能公司SECI、印度公用事业企业GUVNL、印度国有石油和天然气公司ONGC相继发布大规模电池储能项目招标或签约。据不完全统计，四大印度国有企业近三年仅电池储能项目招标/签约规模达3.25GW/7.50GWh，有望在未来三年内形成旺盛的储能系统需求。 印度国有企业主要通过签订长期PPA的形式进行招标，从近期国有企业混合光储招标项目开标结果来看，印度光伏+储能项目已经具备大范围推广条件。根据energy storage news报道，7月16日，SECI宣布光储混合项目中标结果，最低中标均价为3.41卢比/kWh，相较近期印度峰值电力招标低约1卢比/kWh，已经具备较强价格竞争能力。此外，据劳伦斯伯克利实验室的科学家阿莫尔·法德克判断，这一中标价格意味着光伏+储能的的发电成本可能比部分新的燃煤设施更廉价，印度光伏+储能项目已经具备大范围推广条件，储能需求或将在中短期内迅速爆发。 本土产能建设缓慢，中短期内需求仍需海外满足。与光伏类似，印度政府同样大力支持本土电池产能发展，并在2022发布 24.2亿美元本土产能激励措施。此外，2023年《促进储能系统国家发展框架》也提出考虑发布针对储能系统的“批准型号和制造商名单（ALMM）”。但从目前印度的本土的储能产能来看，同时具备大储系统本土化生产能力和交付经验的企业数量较为稀缺，考虑到近三年印度国内较大规模的储能招标以及快速提升的新能源占比，预计中短期内大部分需求仍需依赖海外企业供应。 2、户储：持续降本推动光储下沉、多元因素助力新兴市场需求持续增长 2.1 组件、电池价格下跌带动系统成本下降，中等收入国家已具备购买能力 根据人均国民总收入这一标准，世界银行将各个国家及地区分为低收入、中低收入、中高收入及高收入四个类别，对应划线标准分别为2023年人均国民总收入1145、4515、14005美元。根据世界银行分类及2023年各国人口数据，剔除中国后2023年世界各国人口占比分别为：高收入国家人口占比21%，中高收入国家占比约21%，中低等收入国家占比46%，低收入国家占比11%。 尽管中等收入国家人口占海外人口的67%，但由于过去分布式光伏系统高昂的初始成本，其消费市场仍以高收入国家或地区为主。从逆变器出口金额数据来看，过去四年内国内出口逆变器金额中高收入国家占60-70%，中等收入国家占比仅约30-40%。尽管2024年1-6月的出口节奏有所调整，但是相较人口结构仍有较大差距。 组件价格及碳酸锂价格快速下降是本轮分布式光储系统能够下沉至中等收入国家的主要原因。2023年年初至今，国内PERC组件的单位均价从接近2元/W一路下降至0.9元/W以下，储能电池的主要成本碳酸锂也在2023年从30万元/吨快速下降至9-10万元/吨左右，带动储能电池价格大幅下降，显著提升配储的性价比，增强在下沉市场的渗透能力。 组件约占户用光伏系统成本的30%-40%，降价带动弹性效应显著。根据巴基斯坦光伏产品购买网站Bright solar给出的2024年5月报价单，5kW户用光伏系统的样例报价单约3121美元，其中组件价格占比约29%，参考国内PERC组件下降幅度，预计2023年1月系统成本约为4050美元，降幅大约为23%，考虑到2023年巴基斯坦的人均国民总收入仅为1500美元，组件下降带来的购买力提升预计相当显著。 从国民人均收入条件来看，我们判断当前小型光储系统价格已降至中等收入国家居民能承担的合理范围。预计中低收入国家主要居民或有能力购买小容量锂电池或使用铅酸电池进行平替，而中高收入国家或地区及中低收入国家的富裕阶层则已具备较大规模备用储能系统的购买能力。 2.2 持续性：短期看极端天气频发催化，长期看电网限制、经济性提升 短期看，极端天气导致电网崩溃事件频发，催化储能需求释放。在全球变暖的大背景下，极端天气事件在世界各地频繁发生。一方面，夏季的极端高温导致空调等电器的使用量激增，进而显著提高了电力需求，对各国的能源供应系统构成了严峻挑战。另一方面，极端高温等恶劣天气条件对发电站和电网的正常运作产生了不利影响。特别是对于那些水电占比较大的国家，高温引发的干旱导致发电量同比下降，这可能会引发大规模、长时间的电力中断，造成严重的社会和经济影响。 极端高温或成常态，有望支撑分布式光储需求持续释放。根据联合国世界气象组织（WMO）发布的最新报告，在未来5年中，有80%的可能性至少有一年的全球年平均温度将比工业化前水平暂时高出1.5°C，预计2024至2028年每年全球平均近地表温度将比1850-1900年基线高出1.1°C至1.9°C。报告指出，这些年份中可能（86%）至少有一年将创下新的温度纪录，超过2023年这一目前最热年份。 长期看，我们认为新兴市场小储需求主要来自于电网限制形成的配储需求以及度电成本已具备一定优势后市场渗透率的提升。 电网限制可分为两类，即容量限制与输送限制： 1）容量限制：越南市场是容量限制的典型性市场，2017-2020年越南光伏装机受高额上网电价刺激迅速爆发，2019-2020两年间新增装机规模超16.5GW。受电网容量限制，上网电价政策于2020年到期，此后越南光伏新增装机陷入停滞。随着光储系统价格下沉至中等收入国家居民消费范畴，在电网容量限制的背景下，随着光储系统经济性逐步提升，配储有望成为分布式光伏的主流做法。 2）输送限制：受电网建设成本较高及岛屿等地理因素造成的电网建设困难影响，截至2022年，全球仍有6.85亿人无法获得电力，且主要集中于南亚、非洲以及部分岛屿型国家。以东南亚为例，菲律宾及印尼等国家均包含多个小型岛屿，建立输电系统为这些地区输送电力存在一定困难，离网光储系统在这些地区存在旺盛的需求。 当前光储系统度电成本在部分光照环境较好的地区已能实现12-15美分的度电成本，相较菲律宾、南非等地区的居民电价已经具备竞争优势，但受限于前期投入成本较大、市场培育不完善导致消费者渗透率较低，随着国内企业持续出海开拓，有望引导地区需求健康释放。 2.3 典型市场分析 2.3.1 南非：严重缺电酝酿旺盛离网需求，电价高涨需求将迎复苏反转 为应对电力供不应求的情况，南非施行“限电”政策，即通过计划性的停电以保护电力系统陷入瘫痪。南非国有电力企业Eskom将限电分为了8个等级，根据电网负荷情况有计划的对不同地区进行分时限电。其中阶段一最不严重，每四天停电3次，每次持续2小时，而8级限电则每四天停电12次，每次持续4小时。2022年开始南非陷入严重的限电灾难，根据CRSES统计，2023年南非总限电时长达6838小时。 复盘南非过去两年月度屋顶光伏装机变化，历次装机高点均发生在限电程度有所加剧之后。2022年南非陷入严重用电荒，离网系统开始加速渗透；2023年2月，南非总统宣布全国进入灾难状态，叠加南半球5-6月南半球逐步进入冬季，进一步催化终端需求释放；8月后，由于冬季结束叠加全球组件持续下跌，终端消费热情有所降低，但随着11月eskom再次宣布进入6级减载状态，南非屋顶光伏装机在2023年四季度再次迎来小高峰。 限电问题暂时缓解叠加2023年库存尚在消化，南非户储需求下降。根据Eskom公告，截至7月12日，南非连续107天未发生减载事件，叠加2023年由于过量输入导致的累库问题，2024年南非户储进口需求有所放缓，据海关总署，2024年1-6月国内向南非出口逆变器0.86亿美元，同比-79.7%。 Eskom计划大幅调高居民电价，经济性有望刺激南非光储需求再次增长。为了弥补发电成本上升，2023年12月Eskom宣布2024年7月起居民电价上调12.74%，预计上调后南非月耗电量为200kWh的家庭用电价格将来到22美分/kWh左右。根据我们测算，即使考虑今年7月实施的10%新关税政策，目前南非5kW光储系统度电成本约在12-15美分/kWh左右，相较居民电价已有充分经济性优势优势。此外，据Codera报道，2010年以来南非居民电价保持每年15%的超高增速，预计2025年居民电价或仍将继续保持这一趋势，即使后续南非缺电状态大幅缓解，光储系统需求仍有望通过转向经济性需求逻辑进而保持增长。 2.3.2 巴基斯坦：电价快速上涨，推动离网光伏需求持续增长 巴基斯坦光储市场爆发的背景与南非市场比较相似，都与当地脆弱的电力市场环境密切相关。巴基斯坦电网长期拉闸限电，一方面是发电能力不足，另一方面是输电和配电网络陈旧老化、线损率高，特别是在夏季等用电高峰期，电网不堪重负，停电成为常态。2023年，为了获得IMF的国际援助，巴基斯坦政府被要求提升电力价格从而增加政府收入，导致居民电价大幅上涨，推动户用光伏需求高增。 目前巴基斯坦储能需求偏向能源保供居多，主要原因有二：第一，当前巴基斯坦光伏系统实施净计量政策，配储对经济性提升意义不大；第二，根据我们测算，3kW光伏+5kWh电池的光储系统度电成本在14-18美分/kWh左右，相较直接从电网购电优势并不算太明显。 受困于IMF债务，2024年巴基斯坦居民电价继续加速上涨，增长逻辑有望逐步向经济性过渡。据《黎明报》报道，6月巴基斯坦国家电力监管局（NEPRA）宣布将在7月宣布全国统一电费上调20%，上涨后的居民电价约为42卢比（约为15美分）/kWh，部分光照条件较好的地区或已具备竞争优势。 3 投资建议 全球新兴市场储能需求从1到10爆发，重点看好两条主线的投资机会： 1）大储：随着新兴市场可再生能源占比逐步提升，对储能系统需求逐步从跟网、撑网升级至更高层级的构网，对储能系统企业的技术提出更高要求；海外电网属性、认证流程非标且各市场间有较大差距，因此具备丰富项目经验以及相关认证的先发企业有望在竞标中具备较大优势；其次，由于储能项目投资规模较大，依赖三方金融机构融资，且往往需要10年以上的持续售后保障，因此招标业主对储能系统的品牌及可融资性也有一定要求；此外，海外储能项目需求高增背景下，部分项目需求紧迫，对企业交付能力提出较大挑战。重点推荐：阳光电源、阿特斯、宁德时代，建议关注：上能电气、禾望电气、盛弘股份。 2）户储：户储市场分散且高度依赖当地渠道，具备渠道优势及先发优势的企业有望充分受益；此外，大部分新兴市场收入较低且对产品需求存在一定差异，兼具性价比及满足当地需求特点的产品有望摆脱同质化竞争的泥淖实现更高的销量。建议关注：德业股份、锦浪科技、固德威、昱能科技、禾迈股份、艾罗能源。 4 风险提示 传统能源价格大幅（向下）波动风险：近年来全球各国的双碳目标诉求及地缘政治动荡等因素造成的传统能源价格大幅飙升，是新能源需求超预期高增的一大驱动因素，若传统能源价格及对应电价在未来出现趋势性、大幅下跌，将边际削弱光储系统的相对经济性，并可能对板块投资情绪产生负面影响。 原材料价格大幅波动：电化学储能系统中电芯成本占比较高，目前电芯主要原材料碳酸锂价格持续保持较低价格水平，若碳酸锂价格反弹或发生较大幅度波动，将边际削弱光储系统的相对经济性，并可能对板块投资情绪产生负面影响。 国际贸易环境恶化风险：随着光伏在各国能源结构中的比例持续提升，中国作为在光伏制造业领域一家独大的存在，仍然可能面临其他国家更严苛的贸易壁垒限制（尽管这种壁垒可能导致该国使用清洁能源的成本上升）。 全球经济复苏低于预期的风险：全球经济增长偏弱则不利于电力需求增长，即使光伏成本已大幅下降，并成为最低成本的新建电源形式，但电力需求增长较慢（甚至下滑）仍可能对光伏装机动力产生负面影响。 往期报告 +光储新兴市场深度系列 1. 新兴市场需求专题（一）：光伏经济性凸显，新兴市场多点开花 +往期新能源周报 1. 光伏6月内外需双强势，“储逆”望持续超预期，煤电低碳化改造推动氢电耦合开启 2. 光伏扩产政策从严，海缆出口大单意义重大，电力设备短期业绩波动不改高景气趋势 3. 逆变器超预期二连开启中报行情，电网设备再迎国际国内催化 4. 光储需求在质疑中坚定高增，电网投资“补课”高歌猛进 ＋ 报告信息 证券研究报告：《新兴市场需求专题（二）：全球绿色转型加速，新兴市场储能需求爆发》 对外发布时间：2024年07月23日 报告发布机构：国金证券股份有限公司 证券分析师：姚遥 SAC执业编号：S1130512080001 邮箱：yaoy＠gjzq.com.cn 证券分析师：宇文甸 SAC执业编号：S1130522010005 邮箱：yuwendian＠gjzq.com.cn 点击下方阅读原文，获取更多最新资讯
+ 目录 1.大储：可再生能源占比提升带来旺盛需求，新兴市场多点开花 1.1 澳大利亚：电网不稳定及能源转型加速，储能需求体量庞大 1.2 中东：沙特“2030愿景”重点工程与能源转型推进加速，以色列多轮招标需求景气 1.3 拉丁美洲：智利大储需求旺盛，关注巴西大储政策进展 1.4 南非：弱电网形成高需求，多轮储能招标发布 1.5 印度：可再生能源占比提升迅速，储能需求爆发在即 2.户储：持续降本推动光储下沉、多元因素助力新兴市场需求持续增长 2.1 组件、电池价格下跌带动系统成本下降，中等收入国家已具备购买能力 2.2 持续性：短期看极端天气频发催化，长期看电网限制、经济性提升 2.3 典型市场分析 2.3.1 南非：严重缺电酝酿旺盛离网需求，电价高涨需求将迎复苏反转 2.3.2 巴基斯坦：电价快速上涨，推动离网光伏需求持续增长 3.投资建议 4.风险提示 摘要 ■ 投资逻辑 投资逻辑： 大储：全球绿色转型加速，光伏风电装机猛增后的必然——大储需求从1-10爆发。 1）澳大利亚：电网不稳定叠加能源转型加速，储能需求体量庞大。澳大利亚电力市场波动较大、负电价次数频发为储能盈利创造良好条件；能源转型加速背景下澳大利亚4小时以内的短时储能需求爆发，2Q23-1Q24澳大利亚储能电站项目投资额连续四个季度超10亿澳元。根据澳大利亚输电运营商相关数据，目前预期及计划中的储能项目规模接近80GW，其中计划于 2025、2026年开始商业运行的大储项目规模分别为4GW/8GWh、6GW/15GWh，储能需求体量庞大。 2）中东：沙特2030愿景重点工程与能源转型推进加速，以色列多轮招标需求高景气。沙特：“2030愿景”发布四个100%可再生能源项目，这部分项目前期工程储能需求已达2.7GWh，后续项目推进预计仍有数十GWh储能需求待招标；2023年沙特宣布此后每年可再生能源招标20GW，电网扩容短时间无法落地背景下网侧大储需求爆发，能源部制定了2024-2025年24GWh储能系统招标计划，其中10GWh有望在2024年下半年启动。以色列：受地缘因素影响，以色列与周边国家基本没有电网互联，光伏装机占比提升背景下电网稳定性受到影响， 2020年以来以色列政府启动多轮储能招标，规模总计约6.3GWh。 3）拉美：智利大储需求旺盛，关注巴西大储政策进展。智利：2021-2022年大规模新增风光装机后可再生能源弃电量高速增长，2024年1-5月可再生能源弃电率达13.7%。为缓解弃电压力智利大储需求高增，截至2024年5月，智利在建储能项目1.2GW，储备项目接近10GW。2024年智利通过DS70法案，储能电站项目盈利模式得以确定，法案储能容量系数大幅优于英国等成熟大储国家，且实施有效期为10年，有望刺激需求加速释放。巴西：巴西风光装机高速增长，储能需求紧迫度逐步提升，近两年国家电力局多次召开研讨会研究储能现状及监管；8月储备容量拍卖或将考虑纳入储能项目，相关收入指导文件有望在年底前推出。 4）印度：可再生能源占比提升迅速，储能需求爆发在即。截至2024年3月，印度可再生能源占印度电力容量的28.9%，高速增长的可再生能源装机对电网稳定带来重大挑战，印度中央电力局预测到2026-2027年电池储能需求规模为8.7GW/34.7GWh，但截至2024年3月印度电池储能装机仅为0.2GWh。为刺激国内电池储能发展，印度政府发布储能发展框架，推出4GW项目补贴计划，并通过国有企业发起多轮大规模储能项目招标。从七月印度国有企业光储项目中标结果看，光储混合电价已接近实现火电平价，新能源占比迅速提升背景下印度储能需求爆发在即。 户储：持续降本推动光储下沉，多元因素助力新兴市场需求持续增长。据世界银行统计，2023年中等收入国家占海外人口的67%，但其逆变器消费仅占海外需求的30-40%。2023年以来组件、电池价格下降幅度超50%，有望带动光储系统向中等收入国家快速下沉。短期受极端天气频发等因素影响，年初以来多个国家离网需求迅速释放；长期看，新兴市场户储需求持续性将主要体现在电网限制形成的配储需求，以及度电成本具备优势后市场渗透率的提升。 投资建议： 全球新兴市场储能需求从1到10爆发，重点看好两条主线的投资机会：1）大储：看好具备丰富的海外项目经验、可融资性及交付能力均强的龙头企业，推荐：阳光电源、阿特斯、宁德时代。2）户储：市场分散且高度依赖当地渠道，具备渠道优势及先发优势的企业有望充分受益，推荐：德业股份、固德威。（完整推荐组合详见报告正文）。 风险提示： 传统能源价格大幅（向下）波动风险；原材料价格大幅波动；国际贸易环境恶化风险；全球经济复苏低于预期的风险。 正文 大储：可再生能源占比提升带来旺盛需求，新兴市场多点开花 1.1 澳大利亚：电网不稳定及能源转型加速，储能需求体量庞大 根据Rystad Energy对全球39个电力市场价格的分析，澳大利亚的国家电力市场波动最大，昆士兰州和南澳大利亚的日内价差在所有市场中最大。形成如此大价差的原因主要来自于三个方面，一是计划外的燃煤电厂停电；二是自然灾害引起的输电线路问题；第三是较高的光伏渗透率，澳大利亚2023年光伏发电占比达16%，这导致白天光伏发电量高，电网价格低，而晚上用电高峰时间光伏发电量为零，必须依赖昂贵的燃煤发电。 此外，电网不稳定还直接导致了澳大利亚电力市场负电价次数的陡增。根据澳大利亚能源监管机构AER发布的数据，自2019年起，澳大利亚各洲电力市场负电价次数迅速攀升。到2023财年，澳大利亚各洲负电价合计次数达到11376次。 大幅波动的日内电价及高频率负电价为能量套利创造良好条件。根据澳大利亚能量市场运营商AEMO的数据，2024年一季度澳大利亚储能电池净收入为4780万澳元，同比增长129%，环比增长52%。从收入结构来看，一季度电池净收入的增长来自电池容量的增加以及能量套利收入的增加。电池容量方面，一季度平均电池容量为1652MW，同比增长74%；能量套利方面，一季度能量套利收入约为2854万澳元，同比增长310%，环比增长112%。据此推算，2024年一季度澳大利亚电池储能系统每千瓦净收入为29澳元，同比增长约32%。 能源转型目标下，储能建设规划提速。为确保国家电力市场能可靠并安全地实现能源转型， AEMO每两年会发布一次指导电力系统转型的规划文件“集成系统计划（ISP）”。2024年6月，AEMO发布2024版ISP，与上一版ISP相比，新版规划大幅加快了短时储能的建设节奏。根据2022版ISP规划，到2030-2031年澳大利亚短时储能规模为1GW/1GWh，而2024版规划将同期短时储能目标上调到11GW/17GWh，反映出当前澳大利亚电网对短时储能需求的紧迫性。 在电网不稳定加剧及能源转型背景下，澳大利亚储能需求旺盛。根据澳大利亚清洁能源委员会CEC统计，2024年一季度澳大利亚共有四个储能项目获得财务承诺，合计投资额为11亿澳元，连续四个季度获得财务承诺的储能项目投资额超过10亿澳元。 在建及储备项目丰富，中长期储能投运规模或远超ISP规划。2023年澳大利亚投运大储项目规模约为1.3GW/2.0GWh，虽然相较中国、美国等成熟市场规模仍然较小，但结合注册项目投运节奏及规模来看，我们判断澳大利亚大储装机有望在短期内实现高速增长，中长期实际投运规模或将远超ISP 2024规划。 据AEMO对注册项目投运节奏的统计，截至2024年5月，计划于 2025、2026年开始商业运行的大储项目规模分别为4.2GW/8.1GWh、5.5GW/15.1GWh。 此外，澳大利亚预期及计划中的储能项目规模接近80GW，其中约75GW为计划中项目。目前澳大利亚大储项目盈利性较好，考虑到当前锂电池在能量密度、循环次数等方面仍在持续进步，叠加澳大利亚能源转型持续推进，我们认为中长期内澳大利亚大储需求或远超ISP规划。 1.2 中东：沙特“2030愿景”重点工程与能源转型推进加速，以色列多轮招标需求景气 沙特：沙特储能需求主要来自于“2030愿景”重点项目推进，以及能源转型过程中可再生能源占比提升形成的配储需求。 “2030愿景”重点工程：2016年沙特推出“2030愿景”计划，致力于摆脱以石油为依赖的经济结构，寻求经济多元化、可持续发展。愿景计划中，沙特规划了数个大型投资发展项目，这些项目中规模最大的几个项目被命名为“千兆项目”（Giga Projects），其中NEOM项目以及The Red Sea项目的相关子项目均规划使用100%的可再生能源，有望带来较大规模储能需求。 NEOM项目：子项目中THE LINE及Oxagon为100%可再生能源项目，其中THE LINE项目计划建立一座长150公里的新型城市，容纳900万居民，原计划2030年建成，但从现状看延期概率较大；Oxagon计划建造一座浮动港口城市，并配备绿氢项目进行出口，我们判断2022年阳光电源签约储能项目为Oxagon项目配套。根据NEOM项目电池储能部门负责人Marek Kubik在2024年7月一场网络研讨会上的发言，NEOM项目计划在2030年实现100%的可再生能源，目前正在规划一个庞大的电池储能管道。考虑到THE LINE项目规划容纳900万人生活，我们认为项目电池储能需求量级或将在数十个GWh，随着项目持续推进，这部分需求有望在未来7-8年内持续释放。 Red Sea Global：旗下项目包括The Red Sea及AMAALA项目，其中，The Red Sea项目规划建造50个度假村，预计每年接待100万人次，一期16个度假村2023-2025陆续开业，剩余34个预计2030年建成，我们判断华为2021年签约项目或主要为The Red Sea的一期项目供能；AMAALA项目计划建造29个度假村，预计每年接待50万人次，其中一期8个度假村2025年开业，剩余21个预计2027年建成，2024年阳光电源中标项目为AMAALA项目的海水淡化厂和废水处理厂项目配储。随着Red Sea Global两个子项目持续推进，参考The Red Sea第一阶段配储规模，预计有望带来5-7GWh的配储需求。 能源转型力度超预期，有望带动储能加速发展。2023年12月沙特宣布将每年招标20GW的可再生能源项目，目标是到2030年实现可再生能源装机规模达100-130GW，远超此前设定的2030年58.7GW装机目标。2024年6月，能源部宣布将在沙特全国范围内除人口聚集地、沙丘及空域限制的所有地区开展超大范围的测风测光行动，从而确定可再生能源项目安装地点。此外，获取的数据也将大幅减少项目前期调研和分配土地的时间，并大幅降低项目实施的风险。2023年沙特光伏装机仅为2.3GW，若要实现2030年100-130GW的装机目标，预计未来7年沙特可再生能源装机有望保持10-25GW量级。 可再生能源高速增长预期带动储能需求爆发。受限于电网短时间内无法完成扩容建设，为保证每年20GW招标项目顺利落地的同时维持电网稳定，沙特电网侧储能需求迅速爆发。根据21世纪财经报道，在沙特能源部监管下，沙特制定了2024年到2025年招标24GWh电池储能项目计划。其中已招标在执行的四个项目总计8GWh（我们判断阳光电源中标7.8GWh属于这四个项目），2024年下半年将再次招标五个项目总计10GWh，预计短期内储能系统需求有望爆发式增长。考虑到近年来沙特与国内政经关系持续上行，叠加中国大储企业在价格上具备的绝对优势，我们认为后续16GWh招标国内企业也将会拿到较大比例份额。 我们判断2024-2025沙特储能装机分别为6GWh、12GWh。展望2026年以后，我们认为沙特每年储能需求将主要取决于每年20GW可再生能源招标落地程度及“千兆项目“中四个100%可再生能源项目进度，乐观估计2026-2030年平均储能需求规模将在10GWh左右。 以色列：能源孤岛，2030年30%可再生目标带动储能需求爆发 以色列为国家能源转型制定了到2030年可再生能源占电力需求30%的装机目标，但从近年来的装机速度来看仍有较大距离，2023年以色列可再生能源占比为12.5%，较2022年提升约2.1PCT。制约装机速度的主要原因来自于地缘政治因素，以色列与周边国家基本没有电网互联，可再生能源间歇性发电的特性导致高峰时间无法消纳，对电网稳定性造成影响。据以色列绿色能源协会创始人埃坦·帕纳斯判断，预计以色列需要10GWh的储能才能保障2030年30%可再生占比目标顺利实现。 为保障能源转型目标顺利达成，自2020年开始，以色列政府启动多轮储能相关招标项目：2020年，以色列政府发布两轮光伏+储能招标，项目规模分别为168MW光伏、672MWh储能以及609MW光伏、2.4GWh储能；2023年以色列政府宣布招标四个大型储能电站项目，每个项目装机规模均为200MW/800MWh，合计规模800MW/3200MWh。三轮招标合计储能系统需求6.3GWh，参考以色列绿色能源协会相关预测，预计以色列中期内仍有大储需求释放。 1.3 拉丁美洲：智利大储需求旺盛，关注巴西大储政策进展 智利：弃电高增迎来旺盛储能需求，储备+招标释放需求有望爆发 能源转型目标加速可再生能源装机，弃电量高增迎来旺盛储能需求。智利承诺到2030年可再生能源占能源消费总量的70%，2050年实现碳中和。2021年，智利国内新增可再生能源装机规模大幅提升，但之后逐年下降。根据智利可再生能源及储能协会ACERA,仅2021年新增可再生能源装机规模便达4GW，约等于2022-2023年之和。 制约智利新增可再生能源装机增长的原因主要在于弃电率的增加。在2021、2022大量装机之后，智利可再生能源发电占比来到30-40%，但受限于风电及光伏间歇性发电的特性，从2022年开始智利弃电量增速远超可再生能源装机增速，对应弃电率的大幅提升及项目收益率的降低。2024年智利可再生能源弃电量进一步高增，1-5月可再生能源发电弃电量达1911GWh,同比增长159.29%， 1-5月可再生能源弃电率达13.7%。 弃电量高增大幅提升储能吸引力，智利储能项目储备规模庞大。根据智利可再生能源及储能协会ACERA，截至2024年5月，智利在运储能项目共计389MW，调试项目310MW，在建项目1.16GW，储备项目（获批及审查中）约9.5GW。 政策上，智利政府主要通过建立清晰及明确的盈利模式和大规模的招标推动储能装机。 盈利模式确定且清晰，保障电站项目顺利运营。智利电力市场市场化程度较高，但储能系统的盈利机制建立较晚。2022年11月，智利政府推出21.505法案，宣布储能系统可以参与电力市场，但直到2024年5月智利正式出台DS 70法令，储能电站的盈利体系才完成建立。DS 70法令明确了储能的容量补偿机制及系数，并引入一套为配储的可再生能源电站收入确认的方法。此外, DS 70法令的试行有效期为10年，法案中长期的确定性有望保障中长期储能需求的稳定。 DS 70法案容量系数超预期，有望加速下游需求释放。电力企业在进行发电投资时，会基于平均负荷水平判断，而忽略峰谷差异带来的额外容量需求，这会导致高峰时段系统容量不足，而电量价格又无法弥补这部分成本缺口。发电容量补偿机制可以提供额外的容量收入，弥补发电企业提供备用容量的投资成本。由于在相同放电功率下，短时储能放电时长存在无法完全覆盖峰值时段的可能，因此在计算收益时往往需要乘上容量系数。目前看各个地区容量系数并不相同，以大储收益模式较为成熟的英国为例，2023年储能系统拍卖中4小时储能系统容量系数不到50%，而根据garrigues报道，DS 70确立的容量系数中2小时/4小时系数分别为65%/98%。与英国容量系数相比，DS 70在同等时长储能的容量系数更高，有望加速下游需求释放。 大规模招标计划落地，有望带来较大系统需求。2023年11月，智利政府提出一项公共土地分配计划，通过在特定地理区域内直接分配储能项目的土地加速项目落地，总计将在阿塔卡马和阿里卡以及帕里纳科塔地区之间的6个区域招标13GWh的储能项目。2024年7月，据Energía Estratégic报道，该招标计划收到了一百多份共计140.5GWh的项目提案，最终选定了6个项目共计11.6GWh作为最终中标结果。根据招标规定，所有项目的投运时间均不得超过2027年6月30日，考虑到环境审查和各项目系统招标的流程时间，预计这些项目有望在2025-2026年带来较大规模的储能系统需求。 巴西：风光装机持续高增， 8月储能系统有望纳入容量拍卖 巴西可再生能源发展较快，但储能装机规模较小且以表后为主。制约巴西储能发展的主要原因有二：第一，前期水电占比较高，储能需求不紧迫，但近年来风光装机持续提升，占比已有一定规模，据Absolar，截至2024年5月，巴西水电装机110GW，占比约47%，风光装机合计约74GW，占比约32%；第二，巴西针对锂电池税负较高，进口锂电池税后价格上涨约74%，导致巴西储能价格相对较高，配储经济性较低。 往后看，风光装机持续增长及政策层面的利好有望推动巴西储能装机需求释放。 从储备项目看，目前巴西风光储备规模均较大。据国家电力局Aneel的数据显示，截至7月11日，巴西集中式光伏项目在建规模约5.9GW，已批准未开工项目122.1GW，风电项目在建3.9GW，已批准未开工项目20.4GW。 从项目储备来看，大部分均为2022年输配电费用折扣补贴关闭前申请的项目。今年6月， 1963个可再生能源项目向ANEEL提出申请，希望纳入2024年4月10日的第1212号临时措施，该措施将这些项目享受输配电费用折扣补贴的最后投运期限延长了36个月。但申请人必须签署遵守声明并缴纳项目估计价值5%的履约保证金，且必须在临时措施发布之日起最多18个月内开始施工。这部分项目包括65.3GW光伏项目以及18.8GW风电项目，预计有望支撑中短期内巴西风光装机持续高增。 利率下降叠加补贴项目投运期锁定，巴西集中式光伏项目加速推进。巴西在2021年开始逐步加息，基准利率从2021年初的2%逐步上调至13.75%，2023年 8月以来，巴西央行开启降息周期并在9个月内连续7次下调政策利率至10.50%。随着利率下调，光伏电站融资成本降低、项目收益率提高，叠加4月临时措施带动项目陆续开工，预计集中式项目需求有望持续释放。 随着风光等间歇性能源在巴西发电占比越来越大，政府部门对储能的态度逐步转向支持，从巴西电力局官方网站新闻及相关发言可以发现，2022年之后ANEEL多次以研讨会、演讲的形式公开探讨巴西储能情况、监管以及挑战。2024年6月，据MEGAWHAT报道，ANEEL主管Ricardo Tili公开判断，电池等储能可以参加定于8月举行的储备容量拍卖，相关收入指导文件或将在12月之前推出，根据巴西光伏杂志报道，若8月容量拍卖中纳入储能或将吸引高达2GWh储能系统参与报价。 1.4 南非：弱电网形成高需求，多轮储能招标发布 电网建设迟缓拖累可再生能源项目装机进度，储能需求爆发。南非电网存在线缆老化、维护不足等重大问题，难以支撑可再生能源装机并网。据ESKOM的传输发展计划（TDP），南非东部、北部和西部开普地区的传输网络存在显著的容量限制，2013-2022年，南非投资建设4000多公里输电线路，但与2032年所需的14000公里相比仍有较大差距，输电基础设施建设不足影响ESKOM消纳，部分可再生能源项目甚至因电网负荷问题而无法达到满产，进而影响开发商的售电收入。在此背景下，加快储能项目建设，从而保障项目并网以及电网正常运行成为唯一办法。 南非政府主要通过独立储能招标来推动实现储能电站装机，中标项目将签约15年的购电协议，并通过多项辅助服务为Eskom提供容量、能源和频率控制。截至2024年7月，南非独立储能项目招标已经进行了三轮，共计将带来1.7GW/7.0GWh的项目装机。其中第一轮独立储能招标于2023年3月发布，并在2023年12月开始陆续开标，截至2024年6月，五个项目的中标人均已确定，其中最快的项目有望在2025年完成并网。第二轮及第三轮储能招标均在2024年发布，其中第二轮已于6月结束招标，参考第一轮开标时间间隔，第二轮储能招标开标时间或将在2024年年底或2025年年初。 1.5 印度：可再生能源占比提升迅速，储能需求爆发在即 印度可再生能源占比提升迅速。据Mercom India Research，截至2024年3月，可再生能源（主要是太阳能和风能）占印度电力容量的28.9%，且保持高速增长，一季度印度新增光伏装机约10GW，同比增长426%。随着光伏、风电等间歇性能源在国家电力结构中占比越来越高，对电网的稳定性带来重大的挑战。 国家电力计划大幅上调储能装机指引，印度大储空间广阔。此前印度中央电力局（CEA）曾在2022年的一份文件中预测，到2030年，印度储能需求（含抽水蓄能）规模有望达27GW/108GWh，但在2023年9月印度中央电力局发布的2022-2032年国家电力计划 （NEP）中这一数字被大幅上调。根据NEP，2026-2027年印度风光装机目标分别为186GW/73GW，为了支撑大规模的风光间歇性可再生能源装机，印度中央电力局预测到2026-2027年印度本土需要8.7GW/34.7GWh的电池储能；到2031-2032年，则需要配备47.2GW/236.2GW的电池储能。 尽管印度制定了较大的储能装机目标，但从现有印度储能装机规模来看，印度大储市场仍处于起步阶段。根据Mercom，截至2024年一季度，印度电池储能装机仅为219.1MWh，其中2024年一季度装机规模为40MW/120MWh。 从Mercom公布的印度现有储能项目pipeline来看，截至2024年3月，印度目前有1.6GWh（约1GW）的独立电池储能、9.7GW的新能源配储项目处于不同的项目推进阶段。 为了刺激国内电池储能产业发展，印度政府主要通过发布利好性指导文件、政府补贴及国有企业大规模招标这三条路径。 利好性指导文件：2023年8月，印度电力部发布《促进储能系统国家发展框架》（National Framework for Promoting Energy Storage Systems），提供了包括财务激励、资源充足计划、促进电网连通、新能源强制配储、简化流程、豁免税费等多项政策措施和激励措施。若后续发展框架措施实现落地，有望支撑中长期印度储能市场化健康发展。 国家补贴：2023年9月，印度政府批准了用于发展储能系统的可行性缺口资金计划，计划到2030-31年开发4GWh的电池储能项目，并提供高达40%的初始资本成本的财政支持以降低电池储能系统的成本从而提高其可行性。计划的初始支出为940亿卢比（约11.3亿美元），其中376亿卢比（约4.5亿美元）用于预算支持，旨在实现每千瓦时5.50-6.60卢比（约等于6.6-7.9美分）的平准存储成本。同时，为了确保该计划的利益惠及最终消费者，计划规定至少85%的储能系统项目容量将提供给配电公司。 随着印度政府对储能产业的逐步重视，印度国有企业如印度国家火力发电公司NTPC、印度太阳能公司SECI、印度公用事业企业GUVNL、印度国有石油和天然气公司ONGC相继发布大规模电池储能项目招标或签约。据不完全统计，四大印度国有企业近三年仅电池储能项目招标/签约规模达3.25GW/7.50GWh，有望在未来三年内形成旺盛的储能系统需求。 印度国有企业主要通过签订长期PPA的形式进行招标，从近期国有企业混合光储招标项目开标结果来看，印度光伏+储能项目已经具备大范围推广条件。根据energy storage news报道，7月16日，SECI宣布光储混合项目中标结果，最低中标均价为3.41卢比/kWh，相较近期印度峰值电力招标低约1卢比/kWh，已经具备较强价格竞争能力。此外，据劳伦斯伯克利实验室的科学家阿莫尔·法德克判断，这一中标价格意味着光伏+储能的的发电成本可能比部分新的燃煤设施更廉价，印度光伏+储能项目已经具备大范围推广条件，储能需求或将在中短期内迅速爆发。 本土产能建设缓慢，中短期内需求仍需海外满足。与光伏类似，印度政府同样大力支持本土电池产能发展，并在2022发布 24.2亿美元本土产能激励措施。此外，2023年《促进储能系统国家发展框架》也提出考虑发布针对储能系统的“批准型号和制造商名单（ALMM）”。但从目前印度的本土的储能产能来看，同时具备大储系统本土化生产能力和交付经验的企业数量较为稀缺，考虑到近三年印度国内较大规模的储能招标以及快速提升的新能源占比，预计中短期内大部分需求仍需依赖海外企业供应。 2、户储：持续降本推动光储下沉、多元因素助力新兴市场需求持续增长 2.1 组件、电池价格下跌带动系统成本下降，中等收入国家已具备购买能力 根据人均国民总收入这一标准，世界银行将各个国家及地区分为低收入、中低收入、中高收入及高收入四个类别，对应划线标准分别为2023年人均国民总收入1145、4515、14005美元。根据世界银行分类及2023年各国人口数据，剔除中国后2023年世界各国人口占比分别为：高收入国家人口占比21%，中高收入国家占比约21%，中低等收入国家占比46%，低收入国家占比11%。 尽管中等收入国家人口占海外人口的67%，但由于过去分布式光伏系统高昂的初始成本，其消费市场仍以高收入国家或地区为主。从逆变器出口金额数据来看，过去四年内国内出口逆变器金额中高收入国家占60-70%，中等收入国家占比仅约30-40%。尽管2024年1-6月的出口节奏有所调整，但是相较人口结构仍有较大差距。 组件价格及碳酸锂价格快速下降是本轮分布式光储系统能够下沉至中等收入国家的主要原因。2023年年初至今，国内PERC组件的单位均价从接近2元/W一路下降至0.9元/W以下，储能电池的主要成本碳酸锂也在2023年从30万元/吨快速下降至9-10万元/吨左右，带动储能电池价格大幅下降，显著提升配储的性价比，增强在下沉市场的渗透能力。 组件约占户用光伏系统成本的30%-40%，降价带动弹性效应显著。根据巴基斯坦光伏产品购买网站Bright solar给出的2024年5月报价单，5kW户用光伏系统的样例报价单约3121美元，其中组件价格占比约29%，参考国内PERC组件下降幅度，预计2023年1月系统成本约为4050美元，降幅大约为23%，考虑到2023年巴基斯坦的人均国民总收入仅为1500美元，组件下降带来的购买力提升预计相当显著。 从国民人均收入条件来看，我们判断当前小型光储系统价格已降至中等收入国家居民能承担的合理范围。预计中低收入国家主要居民或有能力购买小容量锂电池或使用铅酸电池进行平替，而中高收入国家或地区及中低收入国家的富裕阶层则已具备较大规模备用储能系统的购买能力。 2.2 持续性：短期看极端天气频发催化，长期看电网限制、经济性提升 短期看，极端天气导致电网崩溃事件频发，催化储能需求释放。在全球变暖的大背景下，极端天气事件在世界各地频繁发生。一方面，夏季的极端高温导致空调等电器的使用量激增，进而显著提高了电力需求，对各国的能源供应系统构成了严峻挑战。另一方面，极端高温等恶劣天气条件对发电站和电网的正常运作产生了不利影响。特别是对于那些水电占比较大的国家，高温引发的干旱导致发电量同比下降，这可能会引发大规模、长时间的电力中断，造成严重的社会和经济影响。 极端高温或成常态，有望支撑分布式光储需求持续释放。根据联合国世界气象组织（WMO）发布的最新报告，在未来5年中，有80%的可能性至少有一年的全球年平均温度将比工业化前水平暂时高出1.5°C，预计2024至2028年每年全球平均近地表温度将比1850-1900年基线高出1.1°C至1.9°C。报告指出，这些年份中可能（86%）至少有一年将创下新的温度纪录，超过2023年这一目前最热年份。 长期看，我们认为新兴市场小储需求主要来自于电网限制形成的配储需求以及度电成本已具备一定优势后市场渗透率的提升。 电网限制可分为两类，即容量限制与输送限制： 1）容量限制：越南市场是容量限制的典型性市场，2017-2020年越南光伏装机受高额上网电价刺激迅速爆发，2019-2020两年间新增装机规模超16.5GW。受电网容量限制，上网电价政策于2020年到期，此后越南光伏新增装机陷入停滞。随着光储系统价格下沉至中等收入国家居民消费范畴，在电网容量限制的背景下，随着光储系统经济性逐步提升，配储有望成为分布式光伏的主流做法。 2）输送限制：受电网建设成本较高及岛屿等地理因素造成的电网建设困难影响，截至2022年，全球仍有6.85亿人无法获得电力，且主要集中于南亚、非洲以及部分岛屿型国家。以东南亚为例，菲律宾及印尼等国家均包含多个小型岛屿，建立输电系统为这些地区输送电力存在一定困难，离网光储系统在这些地区存在旺盛的需求。 当前光储系统度电成本在部分光照环境较好的地区已能实现12-15美分的度电成本，相较菲律宾、南非等地区的居民电价已经具备竞争优势，但受限于前期投入成本较大、市场培育不完善导致消费者渗透率较低，随着国内企业持续出海开拓，有望引导地区需求健康释放。 2.3 典型市场分析 2.3.1 南非：严重缺电酝酿旺盛离网需求，电价高涨需求将迎复苏反转 为应对电力供不应求的情况，南非施行“限电”政策，即通过计划性的停电以保护电力系统陷入瘫痪。南非国有电力企业Eskom将限电分为了8个等级，根据电网负荷情况有计划的对不同地区进行分时限电。其中阶段一最不严重，每四天停电3次，每次持续2小时，而8级限电则每四天停电12次，每次持续4小时。2022年开始南非陷入严重的限电灾难，根据CRSES统计，2023年南非总限电时长达6838小时。 复盘南非过去两年月度屋顶光伏装机变化，历次装机高点均发生在限电程度有所加剧之后。2022年南非陷入严重用电荒，离网系统开始加速渗透；2023年2月，南非总统宣布全国进入灾难状态，叠加南半球5-6月南半球逐步进入冬季，进一步催化终端需求释放；8月后，由于冬季结束叠加全球组件持续下跌，终端消费热情有所降低，但随着11月eskom再次宣布进入6级减载状态，南非屋顶光伏装机在2023年四季度再次迎来小高峰。 限电问题暂时缓解叠加2023年库存尚在消化，南非户储需求下降。根据Eskom公告，截至7月12日，南非连续107天未发生减载事件，叠加2023年由于过量输入导致的累库问题，2024年南非户储进口需求有所放缓，据海关总署，2024年1-6月国内向南非出口逆变器0.86亿美元，同比-79.7%。 Eskom计划大幅调高居民电价，经济性有望刺激南非光储需求再次增长。为了弥补发电成本上升，2023年12月Eskom宣布2024年7月起居民电价上调12.74%，预计上调后南非月耗电量为200kWh的家庭用电价格将来到22美分/kWh左右。根据我们测算，即使考虑今年7月实施的10%新关税政策，目前南非5kW光储系统度电成本约在12-15美分/kWh左右，相较居民电价已有充分经济性优势优势。此外，据Codera报道，2010年以来南非居民电价保持每年15%的超高增速，预计2025年居民电价或仍将继续保持这一趋势，即使后续南非缺电状态大幅缓解，光储系统需求仍有望通过转向经济性需求逻辑进而保持增长。 2.3.2 巴基斯坦：电价快速上涨，推动离网光伏需求持续增长 巴基斯坦光储市场爆发的背景与南非市场比较相似，都与当地脆弱的电力市场环境密切相关。巴基斯坦电网长期拉闸限电，一方面是发电能力不足，另一方面是输电和配电网络陈旧老化、线损率高，特别是在夏季等用电高峰期，电网不堪重负，停电成为常态。2023年，为了获得IMF的国际援助，巴基斯坦政府被要求提升电力价格从而增加政府收入，导致居民电价大幅上涨，推动户用光伏需求高增。 目前巴基斯坦储能需求偏向能源保供居多，主要原因有二：第一，当前巴基斯坦光伏系统实施净计量政策，配储对经济性提升意义不大；第二，根据我们测算，3kW光伏+5kWh电池的光储系统度电成本在14-18美分/kWh左右，相较直接从电网购电优势并不算太明显。 受困于IMF债务，2024年巴基斯坦居民电价继续加速上涨，增长逻辑有望逐步向经济性过渡。据《黎明报》报道，6月巴基斯坦国家电力监管局（NEPRA）宣布将在7月宣布全国统一电费上调20%，上涨后的居民电价约为42卢比（约为15美分）/kWh，部分光照条件较好的地区或已具备竞争优势。 3 投资建议 全球新兴市场储能需求从1到10爆发，重点看好两条主线的投资机会： 1）大储：随着新兴市场可再生能源占比逐步提升，对储能系统需求逐步从跟网、撑网升级至更高层级的构网，对储能系统企业的技术提出更高要求；海外电网属性、认证流程非标且各市场间有较大差距，因此具备丰富项目经验以及相关认证的先发企业有望在竞标中具备较大优势；其次，由于储能项目投资规模较大，依赖三方金融机构融资，且往往需要10年以上的持续售后保障，因此招标业主对储能系统的品牌及可融资性也有一定要求；此外，海外储能项目需求高增背景下，部分项目需求紧迫，对企业交付能力提出较大挑战。重点推荐：阳光电源、阿特斯、宁德时代，建议关注：上能电气、禾望电气、盛弘股份。 2）户储：户储市场分散且高度依赖当地渠道，具备渠道优势及先发优势的企业有望充分受益；此外，大部分新兴市场收入较低且对产品需求存在一定差异，兼具性价比及满足当地需求特点的产品有望摆脱同质化竞争的泥淖实现更高的销量。建议关注：德业股份、锦浪科技、固德威、昱能科技、禾迈股份、艾罗能源。 4 风险提示 传统能源价格大幅（向下）波动风险：近年来全球各国的双碳目标诉求及地缘政治动荡等因素造成的传统能源价格大幅飙升，是新能源需求超预期高增的一大驱动因素，若传统能源价格及对应电价在未来出现趋势性、大幅下跌，将边际削弱光储系统的相对经济性，并可能对板块投资情绪产生负面影响。 原材料价格大幅波动：电化学储能系统中电芯成本占比较高，目前电芯主要原材料碳酸锂价格持续保持较低价格水平，若碳酸锂价格反弹或发生较大幅度波动，将边际削弱光储系统的相对经济性，并可能对板块投资情绪产生负面影响。 国际贸易环境恶化风险：随着光伏在各国能源结构中的比例持续提升，中国作为在光伏制造业领域一家独大的存在，仍然可能面临其他国家更严苛的贸易壁垒限制（尽管这种壁垒可能导致该国使用清洁能源的成本上升）。 全球经济复苏低于预期的风险：全球经济增长偏弱则不利于电力需求增长，即使光伏成本已大幅下降，并成为最低成本的新建电源形式，但电力需求增长较慢（甚至下滑）仍可能对光伏装机动力产生负面影响。 往期报告 +光储新兴市场深度系列 1. 新兴市场需求专题（一）：光伏经济性凸显，新兴市场多点开花 +往期新能源周报 1. 光伏6月内外需双强势，“储逆”望持续超预期，煤电低碳化改造推动氢电耦合开启 2. 光伏扩产政策从严，海缆出口大单意义重大，电力设备短期业绩波动不改高景气趋势 3. 逆变器超预期二连开启中报行情，电网设备再迎国际国内催化 4. 光储需求在质疑中坚定高增，电网投资“补课”高歌猛进 ＋ 报告信息 证券研究报告：《新兴市场需求专题（二）：全球绿色转型加速，新兴市场储能需求爆发》 对外发布时间：2024年07月23日 报告发布机构：国金证券股份有限公司 证券分析师：姚遥 SAC执业编号：S1130512080001 邮箱：yaoy＠gjzq.com.cn 证券分析师：宇文甸 SAC执业编号：S1130522010005 邮箱：yuwendian＠gjzq.com.cn 点击下方阅读原文，获取更多最新资讯
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