2024年储能行业新兴市场需求专题报告：全球绿色转型加速，新兴市场储能需求爆发

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

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。

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