全球储能市场：扬帆出海正当时

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全球储能市场：扬帆出海正当时

来源：华尔街见闻 2022-12-28 11:51:46

摘要

(资料图片)
我们认为全球储能发展的核心驱动力在于波动性可再生能源发电量增长增加电力系统不稳定性，催生对储能等灵活性资源的需求。我们预期2023年全球风光装机迎来高增长。我们预期23年光伏全球需求有望同比增长40%-50%至近350GW、2023年中国风电装机量将达到70-80GW，同比增长约30%-40%，驱动全球储能配置需求。
中国在各省新能源强制配储政策下，风光装机规模高增直接驱动表前大储迎来放量。目前中国已有超20个省份提出新能源配储要求，风光装机量增长，且配储比例、配储时长提升，我们预期2023年国内表前大储需求量同比增长126%至27.9GWh。表后工商业储能则随各省峰谷价差拉大而有望获得更高经济性。
美国市场海关政策向好组件运量增加，光伏装机高增驱动表前大储放量。美国开始释放UFLPA扣押的组件，地面光伏电站有望迎来快速装机，美国表前储能项目盈利方式多样，且最新IRA法案将独立储能纳入ITC范畴，并且提高税收抵免额度（从26%提高至30%，甚至最高可达50%）。我们预期2023年美国表前大储需求量有望提升至70GWh，同比增长超50%。
欧洲高位居民侧电价驱动户用储能，表前大储项目增多保障装机规模。天然气价格攀升推动居民零售电价上涨，我们预期23年欧洲居民侧电价仍将维持高位，叠加各国户储补贴延续及FiT上网电价退坡，将持续刺激欧洲户储需求。表前侧欧洲储能项目数量增多，有望保障2023年大储装机规模。
其他发展中国家风光装机增长及电网基础设施薄弱驱动储能装机需求。2021年以来，巴西、印度、智利等国家均通过政策手段驱动表前及表后储能装机。此外，如南非等部分发展中国家电力基础设施相对薄弱、电网覆盖率低、停电次数多，将带来部分保障供电系统稳定性与离网式储能需求。
风险
全球储能需求不及预期，储能市场竞争加剧。

正文

2023年全球储能需求有望同增60%+

我们认为全球储能发展的核心驱动力在于波动性可再生能源发电量增长增加电力系统不稳定性，催生对储能等灵活性资源的需求。如我们在《储能，锂电的第二成长曲线已来临》报告总中所述，在波动性可再生能源发展初期，电力系统中可调火电及抽水蓄能足以应对VRE带来的扰动，VRE发电量可尽数并网。随着VRE装机量和发电量逐渐提升至10%-20%的临界值时，电力系统对储能等灵活资源的需求将快速增长。从全球范围内看，目前希腊、德国等欧洲国家VRE占比高达30%+，中国、澳洲、美国市场VRE占比位于10%-20%，我们预计全球主要国家对灵活性资源需求均将随可再生能源发展而迎来快速提升。

图表1：灵活性资源需求与VRE占比

资料来源：BP Energy，中金公司研究部

我们预期2023年全球风光装机迎来高增长。根据中金风光公用环保组预测，光伏方面，维持2022年全年国内装机100GW，海外装机130-140GW，全球230-240GW的判断不变。展望2023年，预期上游产业链降价刺激终端需求、美国海关政策逐步向好推动头部企业组件运量增加，全球需求有望同比增长40%-50%至近350GW；风电方面，在行业饱满招标量支撑下，预计2023年中国风电装机量将达到70-80GW，较2022年同比增长约30%-40%。

图表2：我们预计2023年光伏风电装机量迎来高增长

资料来源：BNEF，风电行业协会，能源局，中金公司研究部

在光伏风电装机量高增长的明确趋势下，我们认为全球各国储能需求也将在2023年迎来高增长，而各国驱动因素及装机场景或略有差异：

► 中国方面，在各省新能源强制配储政策下，风光装机规模高增直接驱动表前大储迎来放量。我们预期2023年国内光伏装机规模有望同增50%达60GW，风电装机规模有望同增30-40%至70-80GW，而目前中国已有超20个省份提出新能源配储要求，风光装机量增长，且配储比例、配储时长提升，我们预期2023年国内表前大储需求量同比增长126%至27.9GWh。另一方面，共享独立储能正逐步兴起，提升对产品品质要求，龙头企业有望获得合理盈利能力。表后工商业储能则随各省峰谷价差拉大而有望获得更高经济性。

► 美国方面，海关政策向好组件运量增加，光伏装机高增驱动表前大储放量。美国开始释放UFLPA扣押的组件，美国地面光伏电站有望迎来快速装机，美国表前储能项目盈利方式多样，且最新IRA法案将独立储能纳入ITC范畴，并且提高税收抵免额度（从26%提高至30%，甚至最高可达50%）[1]。我们预期2023年美国表前大储需求量有望提升至70GWh，同比增长超50%。

► 欧洲方面，高位居民侧电价驱动户用储能，表前大储项目增多保障装机规模。天然气价格攀升推动居民侧零售电价上涨，如德国户用储能回本周期仅约4-5年。由于欧洲各国家庭普遍采用一年期的固定电价合约，且天然气价格传导至终端居民侧电价存在一定的滞后，我们预期2023年欧洲居民侧电价仍将维持高位，叠加各国户储补贴延续及FiT上网电价退坡，将持续刺激欧洲户储需求。表前侧我们观察到欧洲储能项目数量增多，2022年以来公开项目储能储备规模已超20GWh，保障2023年表前大储装机规模。

► 其他发展中国家，风光装机增长及电网基础设施薄弱驱动储能装机需求。一方面，巴西、菲律宾、泰国等发展中国家通过目标规划、补贴政策等方式驱动风光装机，部分国家风光发电量占比已超10%，对电力系统产生一定扰动，2021年以来，巴西、印度、菲律宾、智利等国家均通过政策手段驱动表前及表后储能装机。另一方面，如南非等部分发展中国家电力基础设施相对薄弱、电网覆盖率低、停电次数多，将带来部分保障供电系统稳定性与离网式储能需求。

图表3：我们预期2023年全球储能需求有望达189GWh，同比增长超60%

资料来源：BNEF，中金公司研究部

中国：风光装机高增驱动表前大储，工商业经济性凸现

2021年中国储能装机量约4.6GWh，其中新能源配储装机量占比达96%。2021年我国储能装机容量约2.5GW，装机规模约4.6GWh，按应用场景划分，新能源配储占比达80%，大储能合计占比91%，工商业等表后侧储能装机占比约9%。

1、风光装机高增驱动表前储能需求

新能源强制配储政策有望驱动表前储能快速发展。2020年以来，因风光装机过高对电网产生较大冲击，部分省份开始探索并推进新能源发电的储能配套政策。截至目前，已有超20个省份提出新能源配储要求，其中14个省份为强制配置要求，多数地区要求配置储能比例在10%-20%，配置时长在2小时以上。

图表4：中国各省新能源配储政策（截至2022年11月）

资料来源：各省政府官网，中金公司研究部

2023年风光装机有望维持高增长。2022年上半年受疫情反复、上游原材料价格高企提升装机成本等影响，国内集中式光伏/风电仅分别实现装机量约11.2GW/12.9GW。而四季度光伏硅料产能批量投放价格回落有望驱动终端装机；风电项目2022年招标量创新高，我们预计装机量也有望于2023年逐步兑现。

► 光伏：硅料产能释放价格回落，经济性驱动终端装机，2023年国内光伏装机规模有望同增50%达60GW。

► 风电：行业招标创历史新高，预计中国2023年行业装机量将达到70-80GW，同比增长约30%-40%。

图表5：中国风光装机均有望在2023年迎来高增

资料来源：中电联，国家能源局，金风科技公告，中金公司研究部

表前储能的核心发展逻辑在于风光等波动性可再生能源装机占比提升。如我们在《储能，锂电的第二成长曲线已来临》所述，风光等波动性可再生能源装机占比提升将带来电力系统的不稳定性，需要储能等灵活性资源满足电网调节需求。因而表前储能装机的核心逻辑在于风电光伏装机量及发电量的提升，而政策端通过强制政策、价格疏导等手段可最终决定储能的应用场景与建设主体，如新能源场站的发电侧、电网侧，亦或是独立储能的新模式。

我们预计2023年中国表前储能装机近30GWh，同增126%。2023年风电光伏新增装机规模有望达135GW，同比增长47%。我们预计2023年新能源发电配套储能比例进一步提升至50%，储能功率配比提升至18%，配套小时数约2.3h，我们测算得2023年表前侧储能装机容量达27.9GWh，同比增长126%。

图表6：中国储能装机量预测

资料来源：BNEF，中金公司研究部

2、独立储能获利机制逐步理顺，表前大储经济性有望修复

政策明确独立储能市场地位，独立储能商业模式迎来发展机遇。目前新能源配储项目的盈利模式尚未清晰，储能利用小时数低，而独立共享储能一方面具备多种获利模式并提升储能利用率，同时可为新能源场站节省配储成本，在2022年以来迎来快速发展。

根据储能与电力市场数据统计，2022年1-10月已启动独立储能项目数量达231个，总规模34GW/70GWh，已进入EPC/设备招标、项目建设和投运等阶段的项目达110个，规模约10.9GW/21.7GWh。

图表7：独立储能项目进展统计（2022年1-10月，MWh）资料来源：储能与电力市场，中金公司研究部

图表8：进入实质开发建设阶段的独立储能项目分布（2022年1-10月）

资料来源：储能与电力市场，中金公司研究部

目前独立共享储能主要盈利模式包括：1）容量租赁：多数省份对新能源项目配储具有强制要求，独立储能向新能源项目出租容量并收取租赁费。2）现货市场峰谷套利：在开展电力现货市场的省份，独立储能可参与电力现货市场进行峰谷套利。3）辅助服务：独立储能可参与调频等辅助服务，在未开展电力现货市场的省份也可参与调峰辅助服务获取调峰补偿。4）容量补偿：目前山东对参与电力现货市场的独立储能给予容量补偿。

现货市场基本规则出台，电力现货市场加速推进。2022年11月，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，对现货市场组成、与辅助服务市场衔接、新能源及新兴主体参与市场、市场限价、容量补偿机制等内容进行了框架性约定。目前我国已有两批省份/地区推进电力现货试点，我们认为《基本规则》为各省电力现货市场规则制定了范本，有利于电力现货市场在全国范围内进一步推广，现货市场的分时电价机制将有利于储能获利模式逐步完善。

图表9：省级电力现货试点进展梳理（截至2022/11）

资料来源：各省发改委、能源局、能监办官网，中金公司研究部

在容量租赁、峰谷套利等多样化收益来源下，部分省份独立储能理论收益率尚可。我们选取山东作为典型代表市场测算100MW/200MWh独立储能理论经济性，投资成本约4亿元+，而收入端：1）容量租赁：目前山东容量租赁费约300元/KW/年，若可实现100%租赁则一年租赁费可达3000万元；2）现货市场峰谷套利：按平均峰谷价差0.6元/kWh计算，100MW/200MWh储能电站一年可获得约1600万峰谷套利收入；3）容量补偿：目前山东容量补偿约60元/kW/年，一年容量补偿约600万元。山东市场独立储能合计可获得超5000万元/年的收入，在贷款利率5%情况下，IRR可达近7%。

当新能源强制配储并未产生较好的盈利模式，储能多仅用于减少弃风弃光限电，甚至部分储能长时间闲置。盈利模式的限制与较低的调用需求导致新能源强制配置的储能均以绝对成本为导向，甚至出现“劣币驱逐良币”情况，相关电芯及逆变器供应商盈利能力较差。而在独立储能模式下，储能具备参与市场获利的多种方式，对储能电池循环寿命、产品安全稳定性等方面提出较高要求，将改变原先以价格为绝对导向的采购方式，转而强化对质量的要求。我们认为在新能源强制配储逐步转向独立储能模式趋势下，终端客户原以绝对价格为绝对导向将逐步转化为价格和质量并重，进而推动上游供应链企业盈利能力恢复。

图表10：新能源配储项目储能利用率低（2022年1-8月）

资料来源：中电联，中金公司研究部

3、工商业储能：峰谷价差持续拉大驱动经济性

工商业储能主要通过峰谷套利实现获利。我们假设工商业储能电池每天两充两放、使用寿命15年，则我们测算在峰谷价差0.8元/kWh、峰平价差0.5元/kWh时，工商业储能项目IRR可达8.5%，具备较好经济性。

图表11：我国工商业储能项目IRR测算

资料来源：中金公司研究部

各省政策拉大工商业峰谷价差，提升工商业储能经济性。2021年以来，广东、河北、江西等各地方政府均推出政策拉大工商业峰谷价差，2022年11月，有20余省峰谷价差超0.7元/kWh，浙江、上海、广西等地峰谷价差已达1.2元/kWh。

图表12：我国各省峰谷价差最高可超1元/kWh

资料来源：国际能源网，中金公司研究部

此外，我们认为随着电力市场改革推进及VPP的商业模式成熟，工商业储能可通过VPP进行聚合，参与电力现货市场或辅助服务市场，进一步丰富盈利模式。

4、抽水蓄能及火电灵活性改造

除电化学储能等新型储能外，抽水蓄能及火电灵活性改造亦可成为电网灵活性资源。目前抽水蓄能及火电灵活性调节度电成本均低于电化学储能，但抽蓄建设周期长达6-8年，大规模贡献调节性资源尚需时日；火电灵活性改造目前成本最低，但面临改造成本与发电利用小时数下降等经济性制约，政策端需给予合理补偿以提升火电厂灵活性改造积极性。

图表13：抽水蓄能 vs. 火电灵活性改造 vs. 电化学储能（2021年）

注：火电灵活性改造单位投资成本以单位调峰容量为准；电化学储能按照2小时计算，循环次数按5000次就算

资料来源：中电联，中关村储能产业联盟，中金公司研究部

抽水蓄能建设周期长，远期有望贡献大量调峰资源。截至2021年年底，中国抽水蓄能装机容量达36.39GW，在建总规模达61.53GW。但抽水蓄能项目建设周期普遍在6-8年，短期装机规模释放有限，我们预计抽水蓄能在2025年后有望释放较大增量调峰资源。根据《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)》提出的目标，至2025年抽水蓄能总投产规模达62GW以上，至2030年总投产规模达120GW。

火电灵活性改造成本最优，补偿机制理顺后可满足部分灵活性调节需求。火电灵活性核心目标是降低最小出力、快速启停、快速升降负荷，充分相应电力系统的波动性变化，是目前各类调节资源中成本最低的选择，调峰度电成本仅约0.15元/kWh，低于抽水蓄能与电化学储能。2021年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，促进清洁能源消纳。而另一方面，火点灵活性改造面临一定改造成本，且灵活性调节将降低火电厂发电利用小时数影响发电收益，政策端需给予火电灵活性调节合理的市场化补偿，以提升火电厂灵活性改造的积极性。

欧洲：大型项目储备丰富、放量在即，户储受高电价持续驱动

欧洲表前市场需求放量在即、未来2-3年大储储备项目丰富，建议关注出口英国、西班牙等市场的机会，表后市场在高电价和政策补贴激励下经济性可观，建议关注德国、西班牙、意大利等核心市场的政策持续性。

1、表前市场：短期关注储备项目，中长期灵活性资源缺乏、电化学储能有望成为优解

欧洲大储市场或将达到放量起点。欧洲市场因可再生能源中风电占比高（2021年发电贡献14.4%）、火电灵活性较高、抽蓄储备较多（2021年底装机达51.2GW）等因素，表前储能需求放量推后。但近期我们观察到欧洲市场储备表前储能项目增多，2022年以来公开项目储备规模达9.9GW/22.5GWh，我们认为短期看欧洲电力市场灵活性资源匮乏初现端倪，表前储能达到起量前夜。

电化学储能储备项目可观，保障未来2-3年装机并网。我们统计2022年欧洲各国公开储能项目，发现电化学储能项目累计规划8.6GW/20.3GWh，而抽水蓄能规划合计仅为1.07GW。其中，英国规划项目规模最大、达4.1GW/10.5GWh，西班牙次之、达1.2GW/2.4GWh，爱尔兰、意大利、德国和希腊规划项目容量均超过1GWh，上述规划电化学储能项目有望在未来2-3年内装机并网、驱动欧洲表前大储装机增长。

图表14：2022年欧洲各国公开电化学储能项目累计功率及容量

资料来源：Energy Storage News，中金公司研究部

2、表后市场：高电价持续驱动自发电，政府补贴激励装机

► 短期：高电价持续、政策补贴有力，自发电经济性可观、驱动储能装机。欧洲能源危机以来，天然气价格攀升、拉高批发市场电价，高批发电价逐步传导零售电价。根据欧盟Eurostat统计1H22各国家庭平均电价，我们考虑各国针对家用光储的补贴和针对光伏余电上网的价格机制，测算得意大利家用光储IRR达16.8%，德国/西班牙分别达13.1%/11.3%。由于居民电价数据静态、未考虑后续天然气涨价的持续传导，我们认为实际投资经济性会高于上述测算结果，短期看考虑政策补贴、家用光伏配储具备较好的经济性。

图表15：10M21和10M22欧盟部分国家和欧盟平均居民电价报价及变化

资料来源：HEPI，中金公司研究部

图表16：欧洲主要市场家用光储IRR测算（基于1H22居民电价）

资料来源：Eurostat，SPE，中金公司研究部

► 中长期：关注各国补贴政策和能量时移价差。我们认为，能量时移价差取决于各国光伏发电上网价格机制和居民电价，其中德国、奥地利余电上网采用固定电价FIT且价格不断退坡、利于价差扩大，此外英国纯市场机制同样降低余电上网价格、利于价差扩大，我们测算能量时移价差大于0.27欧元/kWh时，增配储能系统的IRR可超过15%。

3、市场空间测算

短期看，我们预计2023年欧洲电力系统中新增电化学储能装机达34GWh，其中表前/表后市场分别为18/16GWh。展望未来，我们认为欧洲市场在表前灵活性资源缺乏和表后高电价驱动下，储能装机有望维持较高的同比增速，预计2026年欧洲新增电化学储能装机72GWh，其中表前/表后分别为35/37GWh。

图表17：2021-2026年欧洲电化学储能装机预测

资料来源：BNEF，GWEC，中金公司研究部

美国：表前局部地区放量启动，表后关注余电上网价格

我们认为IRA法案将独立储能纳入ITC范畴，并且提高税收抵免额度（从26%提高到30%，甚至最高可达50%）[2]，将会改善储能投资经济性、激励光伏配储及独立储能装机。短期看，表前市场加州、德州等局部地区风光发电比例较高、储能放量趋势明显、储备项目较多，表后夏威夷高电价驱动自发电、净计量机制废除后储能崛起，加州受益于分时电价和补贴政策激励、储能经济较好。

图表18：IRA法案针对储能的政策内容

资料来源：白宫官网，中金公司研究部

1、表前市场：局部放量趋势明显，中长期灵活性资源缺乏、电化学储能主力贡献

美国大储市场局部放量趋势明显。根据我们统计，2022年以来美国市场公开电化学储能项目储备规模达13.2GW/43.0GWh，其中加州占比超过一半，德州风电占比较高、需求相对较少；我们认为短期看美国加州、德州等局部地区放量趋势明显、储备项目较多。

图表19：2022年美国公开储能项目累计功率和容量（按区域，截至2022年11月）

资料来源：Energy Storage News，中金公司研究部

组件供给增强，刺激光伏装机、驱动储能配套。2022年6月6日美国总统令给予东南亚进口组件两年零关税政策，10月美国正式暂停对东南亚四国光伏电池和组件征收双反关税的调查，12月2日晶科能源被暂扣的光伏组件获美国海关首批放行，我们认为这些意味着美国市场组件供给能力逐步增加，有望刺激下游需求、驱动美国光伏装机，根据中金风光公用环保组预测，2023年美国光伏装机反弹，集中式/分布式装机规模达20/14GW，光伏配套有望带动储能增长。

抽蓄建设放缓，中长期电化学储能有望成为主要增量。考虑到抽蓄项目建设的长周期以及获得FERC许可证的难度，我们认为电化学储能或将成为美国灵活性资源的重要增量，其中综合性价比最高的锂电池有望成为主流路线。

图表20：美国2021年发电结构及EIA预计的2030年发电结构资料来源：EIA，中金公司研究部

2、表后市场：夏威夷、加州等地区经济性尚可，中长期关注补贴和能量时移价差

整体平均电价不贵，局部地区分时电价+补贴激励表后储能发展。

► 夏威夷：高电价激励自发电，净计量机制废除后储能崛起。夏威夷高电价激励表后用户自发电，净计量的废除提升储能经济性，进而鼓励光伏配储。考虑到ITC提升至30%，我们测算夏威夷家庭光伏配储IRR达12.1%、经济性尚可。

► 加州：分时电价及政策补贴激励表后装机。考虑到ITC和SGIP，我们测算加州家庭光伏配储IRR达18.5%、经济性较好。

图表21：2022年美国加州家用光储IRR测算

资料来源：Lazard，PG&E官网，中金公司研究部

中长期持续关注各州补贴政策及能量时移价差。能量时移价差主要由各州零售电价和光伏余电上网电价决定，我们统计美国各州情况，发现当前约75%州的光伏余电上网价格接近零售电价，剩余各州（除夏威夷以外）虽光伏余电上网补偿较少，但其零售电价水平较低、拉低能量时移价差，表后储能经济性仍较差。但值得注意的是，加州公用事业委员会于2022年11月10日发布NEM 3.0提案[3]，该提案计划从净计量转向净计费制度、降低光伏余电上网受益，我们认为这或将在补贴退坡后、成为加州表后储能装机的又一支撑。

图表22：美国各州光伏余电上网价格统计（截至2022年11月）资料来源：SolarReviews，中金公司研究部

图表23：采用NEM 3.0后光伏余电上网价格示意图

资料来源：CPUC官网，中金公司研究部；注：Export Price为光伏余电上网价格

3、市场空间测算

短期看，我们预计2023年美国电力系统中新增电化学储能装机达81GWh，其中表前/表后市场分别为70/11GWh。展望未来，我们认为美国加州、德州等表前市场对灵活性资源需求较高，表前大储装机有望维持较大规模，表后储能有望随光伏余电上网电价政策的改变而翻倍增长，预计2026年美国新增电化学储能装机117GWh，其中表前/表后分别为87/30GWh。

图表24：2021-2026年美国电化学储能装机预测

资料来源：BNEF，GWEC，中金公司研究部

澳大利亚：东南部电网或将成为表前储能装机主力，表后受益于分布式光伏

我们认为短期看，澳大利亚市场东南部电网灵活性资源需求提升、表前储能或将起量，表后市场南澳、新南威尔士光储系统经济性较好；中长期看，澳大利亚可再生能源发电目标明确，电化学储能有望成为表前装机主力，表后市场分布式光伏发展赋能配储空间，主要关注FiT退坡和各地部分补贴政策的变化。

1、表前市场：东南部电网风光发电超20%，储能需求旺盛、规划项目众多

表前大储或将起量，东南部电网有望成为装机主力。根据我们统计，2022年以来澳大利亚市场公开电化学储能项目储备规模达10.7GW/25.4GWh，其中东南部电网规划装机容量超过96%，主要分布在新南威尔士州、昆士兰州、维多利亚州。

图表25：2022年澳大利亚公开储能项目容量分布（按区域，截至2022年11月）

资料来源：Energy Storage News，中金公司研究部

中长期看，高VRE发电目标驱动电化学储能装机。澳大利亚虽可再生能源发电目标已在2020年实现，但在其2050年零碳排放目标的指引之下，各州逐步确定更高的可再生能源发电目标，例如维多利亚州、昆士兰州和北领地的目标均为2030年可再生能源发电占比超过50%，驱动电化学储能装机。

图表26：澳大利亚全国及各州可再生能源发电及碳排放目标（2022年12月10日统计）

资料来源：澳大利亚政府官网，各州政府官网，IEA，中金公司研究部

2、表后市场：分布式光伏赋予潜力，政策补贴、分时电价、虚拟电厂等助推发展

补贴政策及FiT退坡驱动表后储能发展。

图表27：澳大利亚联邦和部分州地区对光伏和储能的补贴政策（2022年12月10日统计）

资料来源：Instyle Solar，中金公司研究部

分时电价、虚拟电厂等赋能配储更高收益。

► 分时电价：以新南威尔士州为例，如采取分时电价的模式来计算电费，电力供应商AGL的报价分别为峰平谷0.56/0.25/0.17澳元/kWh。假设家庭安装10kW光伏并配置6kW/25kWh储能，经过我们的测算该项目IRR可达20.5%，具有较好的经济性。

► 虚拟电厂：南澳大利亚的虚拟电厂模式几乎全部减免光储投资成本、激励储能装机。目前，南澳虚拟电厂已有约6,000个安装光储能系统的家庭加入特斯拉VPP项目，特斯拉预计在未来将总数拓展到50,000个家庭。

图表28：2022年澳洲新南威尔士家用光储IRR测算

资料来源：Lazard，州政府网站，中金公司研究部

局部地区小电网激励自发电需求。除经济性外，离网的电力需求亦会驱动用户配置光伏和储能系统。澳大利亚光照资源充足，未来随着光伏和储能系统成本逐年降低，我们认为离网式光伏+储能的方式有望替换油气发电机，以更低的成本提满足能源需求。

3、市场空间测算

短期看，我们预计2023年澳大利亚电力系统中新增电化学储能装机达7GWh，其中表前/表后市场分别为3/4GWh。展望未来，我们认为澳大利亚市场分布式光伏装机规模较大、FiT退坡后持续驱动表后储能装机，表前市场主要受益于东南部电网灵活性资源缺乏，预计2026年澳大利亚新增电化学储能装机15GWh，其中表前/表后分别为5/10GWh。

图表29：2021-2026年澳大利亚电化学储能装机预测

资料来源：BNEF，GWEC，中金公司研究部

其他国家储能市场展望

目前全球储能装机集中于美中欧澳等国家，其他国家随风电光伏装机量提升有望迎来快速发展。2021年美中欧澳日韩等国储能全球装机量占比达97%，其他国家装机占比仅约3%，从装机结构来看，发电侧储能装机占比43%、工商业/家储等表后储能装机占比约32%。我们认为其他国家用电需求基数高、风光等波动性可再生能源装机量占比持续提升，有望驱动储能需求；同时部分国家电力系统基础建设，有望驱动微网等分布式供能的储能需求，保障居民供电可靠性。

1、风光装机占比提升驱动储能需求

巴西、菲律宾、泰国等发展中国家通过目标规划、补贴政策等方式驱动风光装机。预期众多发展中国家风光装机及发电量占比快速提升。2021年巴西、土耳其、墨西哥和印度风光发电量分别占总发电量的10.91%、11.78%、9.62%和8.04%，BNEF预期在2030年，其风光发电量占比将分别提升至29.05%、39.02%、18.33%和24.36%。

图表30：部分国家2012-2030年风光发电占比及预期

资料来源：BNEF，中金公司研究部

以巴西为例，过去十年间政策驱动分布式光伏装机高增，电网基础设施薄弱逐步成制约因素。在持续的“净计量”政策刺激之下，巴西分布式光伏项目数量持续高增，2021年新增项目数量已突破42万个。而另一方面，持续增长的风光装机对巴西原本并不发达的电力系统带来巨大挑战，政府需通过改善电网基础设施或增强灵活性资源等方式适应波动性可再生能源的大规模接入问题。

净计量上网电价逐步退坡，同时鼓励分布式储能装机。2022年1月，巴西颁布14,300号联邦法律，2023年起将针对分布式发电项目执行新的“净计量”政策，主要变化点包括：1）分布式光伏上网电价需支付配电系统使用费与能源关税，支付比例将从2023年起逐步增加（原先无需支付，分布式发电对电力系统产生的额外成本由全电网消费者承担，即存在交叉补贴）；2）要求3-5MW的分布式光伏必须配备一定储能方可享受净计量政策。

图表31：巴西分布式发电项目数量持续高增

资料来源：ANEEL，中金公司研究部

除巴西之外，我们看到2021年以来，印度、菲律宾、智利等发展中国家均通过政策手段驱动表前及表后储能装机。

► 印度：2022年7月，印度政府规定2023年风光发电输送电量的1%需来自储能，并计划在2030年将目标要求提升至4%，我们根据其风光装机预期测算隐含储能总装机量超70GWh。

► 菲律宾：2021年，政府在能源计划中明确，将按照10%-20%的光伏装机来配置包括储能、水力、LNG等非波动电力来源以保障电网稳定；同时政府规定光伏FiT上网电价以每年6%的速度退坡，驱动表后侧储能经济性。

► 智利：2022年11月，智利政府在2022年通过了一项允许向储能电站支付容量电费的法案，以协助达成2030年关闭所有煤炭发电厂的目标，并计划在10年间增加2GW的储能系统。

► 泰国：2022年9月政府新能源装机规划2022-2030年国家配电公司通过PPA采购5.2GW新能源装机的电力，其中包括光伏配储1.0GW。

2022年以来，我们统计发展中国家陆续落地众多大型表前光储项目。

图表32：发展中国家部分大型储能项目规划

资料来源：Energy Storage.News，北极星储能网，中金公司研究部

2、电网薄弱带来保障电力系统稳定的储能需求

我们认为部分发展中国家电力基础设施相对薄弱、电网覆盖率低、停电次数多，将带来部分保障供电系统稳定性与离网式储能需求。