中金|亚非拉新能源：东南亚及东亚，储能高速增长拐点或将到来

在本次亚非拉新能源观察系列中，我们针对东南亚及东亚的8个重要国家进行分析。首先，从总体层面对东南亚及东亚地区储能发展进程进行了推演；其次，分国别从自然资源、转型政策、电力市场、储能需求及发展类别等多个角度进行详细分析；最后，进行了储能总需求统计及国家比较。

摘要

东南亚及东亚储能市场即将进入高速发展阶段。我们认为储能基本需求将随VRE发电量占比提升而增长，目前东南亚及东亚大部分地区处于发展早期，因电网建设总体不足，传统能源的规模效应无法形成，系统灵活性较差，大部分国家会在10%左右进入起步期，高速增长拐点或将提前到来。

► 从自然资源侧看：除马来西亚和印尼以外，东南亚及东亚大多数国家化石能源依赖进口，且电力基础设施薄弱，导致以传统能源为主的电力类型的规模化效应难以发挥，而该地区风光资源禀赋较好，对基础设施依赖度较低，因此在风光发电成本逐渐达到拐点的时候，储能市场发展机遇较好。

► 从电力市场政策端看：虽然该地区电力市场化程度整体比较滞后（除日本、新加坡、菲律宾外），但近年电力市场化节奏加快，我们预计未来将给予储能更多的发展模式及机遇。

► 从产业技术侧看：中国产业技术推进进度快，带动全球风光储降本，另外该地区也在建设自己的产业，所以降本节奏预计较快，经济性拐点很快达到。

根据我们分国家的详细研究，我们预计该地区8国2023-2028年合计新增风光装机163GW，新增储能装机104GWh。

风险

可再生能源发展不及预期，贸易政策风险，汇率变化风险。

正文

储能分析框架及东南亚&东亚地区发展现状

中金看储三大模型

模型一：储能产业发展推演框架。储能产业发展涉及到自然资源、政策、技术知识、产业资本等多个要素。首先，在电力能源市场上，化石能源、风光资源及需求资源的分布影响底层电力需求及经济性，而碳证、补贴等政策及LCOE等技术影响整体的可再生能源推进节奏。其次在电力服务市场上，新型储能是灵活性资源中的一种，相对其他灵活性资源发展的速度及前景取决于储能自身的自然资源禀赋、政策、技术发展水平及产业资本的倾向。从自然资源侧看：除马来西亚和印尼以外，东南亚及东亚国家大多数化石能源依赖进口，且电力基础设施薄弱，导致以传统能源为主的电力类型的规模化效应难以发挥，而该地区风光资源禀赋较好，对基础设施依赖度较低，因此在风光发电成本逐渐达到拐点时候，储能市场发展机遇较好。从产业技术侧看：中国产业技术推进进度快，带动全球风光储降本，另外该地区也在建设自己的产业，所以降本节奏预计较快，经济性拐点很快达到。从电力市场政策端看：虽然该地区电力市场化程度整体比较滞后（除日本、新加坡、菲律宾外），但近年电力市场化节奏加快，我们预计未来将给予储能更多的发展模式及机遇。

图表1：储能产业发展推演框架（模型一）

资料来源：BNEF，中金公司研究部

模型二：储能企业竞争的本质是什么。六大关键指标的决定性因素仍可归结为：资源、技术、产业资本和政策。从生产角度看：上游原材料成本、储能电池产品一次性良率和产能利用率是竞争的关键指标。从需求角度看：储能LCOS、产品的易用性和可获得性是竞争的关键指标。储能作为生产工具时，LCOS的影响尤为重要，其主要由建设成本、系统效率和循环寿命决定。目前锂电池制造竞争已经较为激烈，储能供应逐渐成为买方市场。

图表2：储能企业竞争的本质是什么（模型二）

资料来源：RETHINK ENERGY，中金公司研究部

模型三：储能技术突破的分析模型。储能技术突破要考虑到技术成本曲线、商业模式创新、产业创新等多个因素，另外还有部分加速冲击的因素，这些结合决定了整体的市场趋势。储能的技术创新属于自上而下的形式创新（性能更佳，降本空间大）。我们认为新的产品将从根本上改变产品和服务的生产、管理、交付和销售模式。从电力市场化程度和技术潜力来看，我们认为未来储能经济性有较大优化空间，商业模式的活力将明显超过当前，形成以新能源为主导的定价方式。

图表3：储能技术突破的分析模型（模型三）

资料来源：RETHINK ENERGY，中金公司研究部

东南亚及东亚地区发展阶段基本处于萌芽期，具备较强的增长潜力

现状：当前储能市场总体处于发展萌芽期，高速增长拐点即将到来。我们认为储能基本需求将随VRE发电量占比提升而增长，将其大体分为4个阶段。如图所示，中国、美国的VRE发电量占比为15%时，高速增长拐点已经出现；欧洲的拐点出现在VRE发电量占比接近20%时，相对较晚，一方面由于欧洲的电力市场允许跨国交易，跨区互联更强，另一方面由于欧洲较早完成传统煤电改造，高灵活性的燃气机组在能源结构中的占比远超中国和东南亚等地。我们认为东南亚及东亚大部分地区目前处于发展萌芽期，大部分国家会在10%左右进入起步期，因电网建设总体不足，传统能源的规模效应无法形成，系统灵活性较差，故储能需求爆发提前于中欧美等国家和地区，高速增长拐点将提前到来。

► 萌芽期（VRE占比≤10%）：风光发电量对系统影响较小，系统存量灵活性资源充足，对新增储能需求较小。

► 起步期（10%≤VRE占比≤20%）：风光发电的波动性将对电网造成一定影响，系统调节能力开始不足，对灵活性资源需求开始增加，表前储能增速较快。

► 快速发展期（20%≤VRE占比≤80%）：传统火电的调节频率和深度大幅增加，日内部分时间段火力机组有可能全部关停转为备用，市场进入高速增长期。

► 平台期（80%≤VRE占比≤100%）：风光发电量占比较高，调节性需求从日内转向为周度、月度及季度的调节，电化学储能受调度次数约束整体增速放缓，氢能高速增长。

图表4：灵活性资源需求与VRE占比（截至2023年）

资料来源：BP Energy，中金公司研究部

东南亚及东亚大部分地区还有如下特点。

► 特点1：逆全球化推动经济加速增长，用电量持续上升。东南亚成为全球供应链重组的受益者，工业化进程将拉动用电需求。随着欧美等发达国家将制造业逐步转移到劳动力成本较低、市场潜力较大的东南亚地区，该地区的基础设施、物流、制造业等领域将加速发展。同时，逆全球化引发的区域化贸易加剧了东南亚国家之间的经济合作和区域内贸易的增长。随着经济的高速扩张，电力消费将进入长期增长周期。与中国超6000 kWh的年人均用电量相比，多数东南亚国家的人均用电量仍有较大增长空间。

图表5：各国年用电量和年人均用电量（截至2023年）

资料来源：World Bank，中金公司研究部

► 特点2：风光资源禀赋较好，光储平价拐点临近。

图表6：光储成本不断下降

资料来源：IRENA，中金公司研究部

图表7：各国光伏、风电可利用小时数

资料来源：Solar GIS，EMBER，BNEF，中金公司研究部

► 特点3：电力改革持续推动，储能需求随着电力市场化程度提高得到释放。各国在开放电力市场时通常会遵循一个普遍的模式：发电业最早脱离国家监管; 输电业因基础设施投资和电网安全考量，由国营企业持有并营运; 售电业最后开放，且通常是最难自由化的部分。最早开放竞争并增加产能的是发电业，主要由于低碳能源的投资需要私人企业参与。各国的能源市场在监管框架、市场自由化程度和是否允许独立发电厂进入等方面存在显著差异：发电方面，几乎所有国家的发电领域都有民营电厂（IPP）涉入；输电方面，除菲律宾和日本外，其余国家的电网皆由国家拥有和营运；售电方面，目前新加坡、日本和菲律宾已开放市场竞争。可以看出，大多数国家都处于推动电力市场自由化的进程中。随着市场化程度的提高，我们预计储能需求将得到进一步释放。

图表8：东盟各国电力市场结构

资料来源：RECCESSARY，中金公司研究部

图表9：东盟各国IPP发电比例（2023年）

资料来源：RECCESSARY，中金公司研究部

► 特点4：电网建设相对滞后，新能源汽车渗透率提升带来用电侧负荷波动。与可再生能源发电的发展程度相比，各国电网建设相对滞后。国际能源署发布的《2023年世界能源展望》报告显示，风电和光伏发电份额将于2030年升至20%，于2050年超过50%，而这一份额在2022年仅为5%。相比于快速发展的可再生能源发电，电网近年建设相对滞后，年投资额呈下降趋势，且建设规划时间长，复杂程度高。储能作为调节性资源，有替代电网扩容的效果。另一方面，由于东南亚岛屿众多、自然灾害频发，印尼、菲律宾等群岛国家的许多地区难以接入国家电网，这为自给自足的分布式屋顶光伏储能创造了较大的发展空间。以泰国为代表的东南亚国家近年来电动汽车渗透率大幅提升，这使得居民用电需求更加不稳定，尤其是在高峰时段，集中充电对电网的压力增加，我们认为发展储能可以有效平滑电动汽车发展带来的用电需求波动。

图表10：东南亚电网建设情况

资料来源：IEA，中金公司研究部

图表11：电动汽车渗透率

资料来源：IEA，中金公司研究部

► 特点5：电力互联加大，配储需求提升。东南亚各国之间相互毗邻，电力互联互通有着天然的地理区位优势，域内各国间资源禀赋、开发条件的差异化以及高度的互补性，为电力互联互通的实现提供了良好的外部环境。2015年，东盟首次提出了建设东盟电网的具体方案，在该地区内建立起密切的电力合作关系。对于零碳能源来说，进、出口端都需要配置储能系统保证用电安全性和输电量的稳定性，我们认为储能需求较为值得关注。

东南亚及东亚地区储能需求总览

东南亚及东亚地区发电量增速及能源发电占比总览

从总发电量情况看：我们预计东南亚及东亚地区（主要系以上8个国家）2023-2028年总发电量年均增速为2.43%；2028年总发电量达到3172TWh，其中日本、韩国、印度尼西亚占比较高。

从发电量增速看：我们预计2023-2028年均增速靠前的国家分别为越南（7%）、菲律宾（6%）、印尼&泰国（5%）。

从可再生能源发电占比情况看：我们预计2028年可再生能源发电占比从高到低排序为日本、韩国、越南、菲律宾、泰国、印尼、马来西亚、新加坡，其中2023-2028年提升较快的为日本、泰国、菲律宾、新加坡。

从风光发电占比情况看：我们预计2028年风光发电占比从高到低排序为菲律宾、泰国、日本、越南、韩国、新加坡、印尼、马来西亚。其中2023-2028年提升较快的为菲律宾、泰国、日本、韩国、印尼、新加坡、越南、马来西亚。

图表12：东南亚及东亚地区发电量构成情况

资料来源：各国政府网站，EMBER，中金公司研究部

图表13：东南亚及东亚部分国家发电量情况

资料来源：各国政府网站，EMBER，中金公司研究部

图表14：东南亚及东亚地区可再生能源发电（RE）占比

资料来源：各国政府网站，EMBER，中金公司研究部

图表15：东南亚及东亚地区风光发电（VRE）占比

资料来源：各国政府网站，EMBER，中金公司研究部

东南亚及东亚地区储能总需求及需求类型情况总览

2023-2028年合计新增风光装机163GW，储能装机104GWh。我们预计2023-2028年东南亚及东亚地区（主要系以上8个国家）新增风电装机为38GW，新增光伏装机为124GW，合计新增装机为163GW。预计2023-2028年东南亚及东亚地区（主要系以上8个国家）新增储能装机为104GWh，从高至低排序分别为：菲律宾、越南、日本、泰国、印尼、韩国、新加坡、马来西亚。

从需求类型情况看：我们认为大型储能的驱动力来自于能源转型及电力进出口需求；工商业储能的驱动力主要来自于高电价、弱电网及经济增长带来制造产业快速增长，如日本、印尼等；户用储能的驱动力主要来自高电价、强政策及离网需求，如印度尼西亚、菲律宾、日本等。

图表16：东南亚及东亚地区风光新增装机预测

资料来源：各国政府网站，EMBER，中金公司研究部

图表17：东南亚及东亚地区储能新增装机预测

资料来源：各国政府网站，EMBER，中金公司研究部

图表18：各国电价情况及主要储能需求类型

注：数据截至2024年9月资料来源：各国政府网站，中金公司研究部

风险提示

可再生能源发展不及预期。东南亚及东亚的可再生能源转型国家政策或发生变化，实际转型过程中或存在一定问题导致转型节奏不及预期，这将影响整体储能需求，进而影响企业的盈利。

贸易政策风险。东南亚及东亚的贸易政策存在变化的可能，对本地化生产、进口关税等有调整可能，或将影响企业盈利能力。

汇率变化风险。不同国家货币兑人民币汇率的波动可能会给企业带来预期外的外汇风险。

[1]https://www.efchina.org/Attachments/Report/report-cpp-20210207/%E4%B8%9C%E7%9B%9F%E5%9B%BD%E5%AE%B6%E5%8F%AF%E5%86%8D%E7%94%9F%E8%83%BD%E6%BA%90%E5%8F%91%E5%B1%95%E9%87%8D%E7%82%B9%E6%A1%88%E4%BE%8B%E5%9B%BD%E7%A0%94%E7%A9%B6.pdf

文章来源

本文摘自：2024年9月20日已经发布的《亚非拉新能源观察系列（2）：东南亚及东亚市场，储能高速增长拐点或将到来》

曾韬 分析员 SAC 执证编号：S0080518040001 SFC CE Ref：BRQ196

张若熙 联系人 SAC 执证编号：S0080123090010

季枫 分析员 SAC 执证编号：S0080523060017

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