谁说中小储能企业出海没机会了？

2024年下半年，自7月份阳光电源获得沙特7.8GWh储能超级大订单后，全球范围内迎来新一轮订单高峰。

亿纬锂能、瑞浦兰钧、比亚迪、兰钧新能源、海辰储能、国轩高科、华为数字能源、南都电源、楚能新能源、天合储能、阿特斯、晶科能源等企业，接连斩获多个来自海外的储能订单，显示出全球市场对储能产品的强劲需求，也表明全球储能市场正在发生深刻变革，行业进入深度调整期。

对此，有一些观点认为，海外市场这块大蛋糕正越来越向少数头部企业集中，很多中小储能企业已经没有出海求生的机会了，这番话说的有一定基础但失之偏颇。

从订单来源看，除了较为成熟的欧美市场外，中东、南美、日本、澳洲、东南亚等新兴市场也在逐步释放其市场潜力。当然，与中东土豪动辄数GWh的画风不同，东南亚等地的储能需求分散，单个订单规模小但数量大，恰好是中小储能企业出海的重要窗口，只要能深耕当地市场，机会总是有的。

过去20年，东南亚电力需求年增长率达6%

资料显示，东南亚地区主要包括越南、泰国、缅甸、柬埔寨、马来西亚、新加坡、文莱、印度尼西亚、菲律宾、东帝汶等11个国家。

近几年来，东南亚是全球经济增长最快速的区域之一。中国的经济转型和中美贸易战为东南亚带去了巨大的发展机遇，大量劳动密集型产业和新能源产业已经开始向东南亚地区转移。麦肯锡数据显示，2021-2024年，东南亚地区的印度尼西亚、马来西亚、菲律宾、越南等国家均保持了良好的经济增长态势。

同时，东南亚地区靠近赤道，太阳能资源丰富，发展太阳能发电条件充分。风能方面，东南亚地区多海岛国家，风能密度较高，具备发展风力发电条件。根据《东盟电网互联总体规划研究》，东盟太阳能和风能潜力巨大。

在过去的20年中，东南亚国家电力需求年增长率达到了惊人的6%，IEA预测东南亚地区的电力消费将以每年4%的平均增速持续直到2040年，届时电力消耗总量将达到2020年的两倍。

从地理环境看，东南亚地区拥有众多岛屿和山地，地形地貌复杂，部分地区还经常遭受台风、暴雨、洪水等自然灾害的侵袭，电网联通难度大、成本高，电网基础设施落后是东南亚国家的普遍国情，当地薄弱的电力基础设施和离网电力系统也为分布式光伏和工商业、户用储能创造了较大的发展空间。

面对化石能源储量不足和社会用电需求上升的两大难题，东盟国家对新能源发展设定了清晰的目标：到2025年在一次能源结构中可再生能源占比达到23%；在各国都充分实现其国家能源效率和可再生能源目标的情景下，到2040年可再生能源的装机总量将达到37%，其中光伏装机年均增长率将达到10.4%。

由此可见，东南亚各国对于光伏装机均制定相对清晰的发展目标，预期未来长周期内各国VRE（可变可再生能源发电量）占比将缓步上行，储能需求将逐步释放。

2020到2030年，东南亚储能市场累计新增规模将近15GWh

数据显示，2024年1-7月，中国出口东南亚地区的逆变器金额共计19.5亿元，同比增长17%。1-7月，中国逆变器出口东南亚的前五大市场分别为泰国、菲律宾、越南、马来西亚、缅甸，前五大市场出口金额占中国东南亚逆变器出口的89%。其中，菲、越、缅逆变器需求包括户用光伏、户用储能，泰国逆变器需求以光伏（工商业/集中式）为主，马来西亚逆变器需求以户用光伏为主。

虽然东南亚各大市场国情各异，但存在共性特征，如光伏资源优、电网薄弱、电力需求快速增长、发展中国家为主，因此户储产品需求以高性价比+离网型产品居多。以菲律宾为例，很多偏远的岛屿无法与电网相连，且自然灾害频发，储能成为其供电市场的刚需。数据显示，未来菲律宾将加快可再生能源建设，预计配置储能将达6GW。

政策方面，各个国家出台相关优惠政策，一定程度上促进了当地储能装机需求。例如2023年5月，越南发布了《第八个电力发展规划》，目标是到2030年停止开发煤电项目，到2050年停止使用燃煤发电。到2030年越南光伏电站将增加至12GW，储能增加至2.7GW。

菲律宾发布了可再生能源计划，并在2023年7月进行了第二次绿色能源竞价计划（GEAP），授予3.4GW风电及光伏项目，计划于2024年至2026年开发，将同步带动菲律宾储能装机。值得注意的是，菲律宾在政策中取消了对外资在本国可再生能源项目40%的持股上限，并将电动汽车、可再生能源、储能等绿色生态系统行业纳入了“外资优先投资行业”，并给予不同程度和期限的税收优惠。

马来西亚在2023年下半年发布了国家能源转型路线图（NETR），其中对屋顶太阳能、储能等项目的发展做出明确规划。其有官员表示“屋顶光伏是最容易关注的事情之一，可以加快我们的能源转型”，并在受访中表明，政府已拨款5000万林吉特，用于在政府建筑物的屋顶安装太阳能电池板。而印度尼西亚、泰国、新加坡、柬埔寨等国均在通过不同的形式，不断地推动可再生能源的发展。

同时，国内储能产品在2023年实现快速降本，这对于具备储能刚需且对价格比较敏感的东南亚地区极具吸引力，装机需求得到极大刺激。据不完全统计，2022年全球新增投运新型储能项目中，东南亚市场占比仅为2%，但2023年其市场需求快速增长，主力市场包括泰国、马来西亚、菲律宾、越南、印度尼西亚、新加坡等国家。有预计称，2020年到2030年，东南亚储能市场累计新增规模将接近15GWh。有业内人士判断：“未来3-5年，东南亚市场必定是全球发展最快的储能市场之一。”

东南亚独特的市场特性

相比欧美等发达国家，东南亚的储能市场有着一定的市场特性。在政府主导的大型项目方面，东南亚市场与其他市场的差异还不太大，阳光电源、瑞浦兰钧等国内储能企业近年来已相继获得来自马来西亚、泰国、印尼的大型储能项目订单。

在大型项目之外，东南亚旺盛的工商业和户用储能需求正在加速增长。由于东南亚大部分地区电力基础设施脆弱、居民长期遭遇停电，使用“大号充电宝”备电就成为了家庭的“刚性需求”——白天通过市电或者光伏充入电量，晚上“充电宝”放电用于停电时的日常生活。而且这些地区经济发展水平有限，当地居民对于户储价格极其敏感，并不注重追求品牌和品质，更加关注低价、实用。

随着近两年锂电池价格的骤降，户用锂电池储能价格已经逐渐触及了东南亚家庭的购买力水平，当地的户储产品也迎来了一次迭代升级，从低等级电芯换成了全新A级电芯。

据了解，当前一个10度电的户储产品，在东南亚的售价普遍在一万五到两万元人民币之间，即使是东南亚普通家庭也负担得起，甚至不少家庭都要购买多个才能满足备电需求。目前，中国户储企业在东南亚推广的户储产品，既有1度电、2度电的产品，也有5度、10度、15度的产品，涵盖了不同的容量和规格。

考虑到东南亚地区人口基数庞大（人口总数约为6.758亿），储能备电对于当地居民来说又是刚性需求，所以单从户储产品数量需求上来说，东南亚户储市场规模一点不比欧洲市场小，但由于东南亚地区整体消费水平偏低，户储生意很难获得和欧洲市场一样的高利润率。

随着越来越多的中国户储厂商进入东南亚，东南亚的户储生意也在变得拥挤，竞争强度在提高，具体的表现就是价格策略的频繁调整。在此背景下，即使是强势的户储品牌如德业也较难在东南亚占据主导，它们只能与诸多贸易商同台竞技，共同瓜分现有市场。

此外，东南亚还有一个尚未被开辟的市场——农村户储市场，这一市场才刚刚起步。目前大部分东南亚的农村居民只能负担得起一两度电的便携式储能产品，他们往往选择与光伏板相结合，搭配成微型光储系统，用于日常的照明等基础用电需求。

智利未来储能装机将大比例倾向大型光储项目

同样被中国企业广泛关注的还有以智利、巴西为代表的南美储能市场。有机构预计，南美洲陆上风力发电能力将在未来10年翻一番，达到79GW，对储能设施的需求必然随之大量增加。

以南美的主要储能市场之一巴西为例，近年来，巴西停电事件频繁发生，影响范围广泛，给居民和企业带来了巨大的不便和经济损失。由于该国还受到干旱的影响，导致水力发电减少，对家庭和企业储能系统的需求正在上升。

与东南亚地区非常相似，巴西的电网基础设施相对陈旧，长期缺乏现代化和维护投资，使得电网在面对突发事件时显得尤其脆弱。虽然城市电力需求在不断增长，但电网系统的更新速度却未能与之同步。再加上暴风雨、酷热天气和其他自然现象，进一步加剧了电力供应的中断。

随着持续的干旱继续减少巴西庞大的水力发电厂的产量，巴西的电网电力用户在2023年平均遭受了5.24次停电，平均持续时间为10.43小时。与2022年相比，这些数字分别下降了4.2%和6.9%。电网运营商在2023年向受影响的客户支付了超过10亿巴西雷亚尔（1.78亿美元）的赔偿金。

显然，与气候变化相关的电网中断威胁正在推动该国的电池储能需求，有分析师预计到2030年，巴西锂离子电池行业将以20%至30%的复合年增长率增长。

再以南美的主要储能市场之一智利为例，该国太阳能、风能资源丰富，智利政府承诺到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。

随着智利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。可以说，智利的政策激励旨在释放更多风光并网空间，减小输电压力，积极推动着储能需求的高增速。

其激励政策包括：

允许储能项目根据其提供容量的能力获得报酬，配储时长若在5小时及以上，可实现储能容量全额上网；

允许储能设备从电网充电；

新一轮能源招标将为4小时以上储能提供额外夜间馈电激励；

独立储能系统可直接在智利国家电力市场获取收益，无需依附可再生能源系统。

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，其盈利模式确定且清晰，保障电站项目顺利运营。智利《电力服务一般法》（提高储能收益）已于2024年正式出台，叠加针对可再生能源发电园区的强制配储政策有望在同年执行，推动储能需求在2024年保持高增速，并为储能需求长期高增奠下基石。

如今，智利因激励储能部署法案的通过，储能项目管道量激增，在建项目已在加速释放。资料显示，目前，智利在建与规划的大型光储项目60个，装机约4.7GW，其中51个项目预计将集中于2024-2026年并网，装机共计约3.9GW，对应的储能容量超15GWh。

2024年7月，智利国有资产部还授予了6个财政土地特许权项目，将用于开发、建设和运营储能系统，预计将释放超11GWh储能增长空间。按当前管道储备量来看，智利未来储能装机将大比例倾向大型光储项目。

2030年前，澳大利亚可再生能源装机量有望增加53GW

近日，澳大利亚联邦政府已批准在新南威尔士州建造一个600 MW/1,200 MWh的太阳能发电厂和电池储能系统。该项目将包括一个600 MW的太阳能发电厂和一个高达600 MW的电池储能系统，存储容量为2小时。估计耗资10亿澳元（6.668亿美元），预计将于2026年底或2027年初开始建设，预计将于2029年发电。

澳大利亚联邦环境部长Tanya Plibersek表示，Birriwa太阳能和电池项目的规划已获得批准，该项目由菲律宾能源公司Acen Corp.在新南威尔士州中西部奥拉纳地区的澳大利亚子公司开发。

事实上，澳大利亚正在成为全球最具吸引力的储能市场。据Rystad Energy最新研究显示，在全球39个电力市场中，澳大利亚国家电力市场（NEM）每日电价波动幅度最大，被称为世界上“最不稳定的电力市场”，迫切需要储能来平衡，预计2050年将需要46GW/640GWh的储能。澳大利亚能源市场运营商 (AEMO) 则认为实际市场需求还要更大，可能需要550-950GWh的储能容量。

另据国际能源署（IEA）的《2024年可再生能源》报告预测，澳大利亚将在2024年至2030年期间增加53GW的可再生能源装机容量，其中太阳能份额近65%，分为公用事业规模（55%）、分布式应用（40%）和专门用于制氢的系统（5%）。该报告称，澳大利亚不断扩大的州级和联邦级竞争性拍卖、不断增长的企业需求以及太阳能系统的高度竞争力推动了可再生能源的动态增长。数据显示，澳大利亚在2016-2023年的VRE份额翻了两番，预计到2030年将翻一番，使其成为管理高VRE能源系统的全球先驱之一。

此外，据澳大利亚政府公布的下一财年（2024年7月至2025年6月）政府预算案显示，将投资5.232亿澳元（1美元约合1.5澳元）用于“电池突破倡议”，促进电池制造业发展；投资2030万澳元激励尖端电池研究；投资17亿澳元于“未来澳大利亚制造”创新基金，支持电池等清洁能源制造业。

由于澳洲储能市场发展较早，相关监管框架较为完善，且燃煤发电厂退役在即，以及联邦政府及各州政府对储能发展高度重视，明显具备大规模部署储能项目的先决条件。目前，中国储能企业正在大力布局澳洲储能市场。