中金：全球大型光储装机景气度延续，看好大型PCS厂商量利双收

美国、英国、印度、中东有望成为25年储能重点增长市场，且装机可持续增长。我们预期24/25年全球储能装机72/92GW，同比增长63%/31%；美国、澳洲、英国储能装机增长较快，24年分别新增装机10.43GW、1.7GW和1.3GW；24/25年海外储能新增装机为36.4/51.5GW，同比增长61%/42%。我们认为25年美国、中东、印度区域有望成为储能装机重点增长区域，原因是美国电价持续上涨，套利模式可持续；而中东、印度存在能源转型诉求，储能系统会帮助其完善能源体系构架。同时，我们认为这种发展趋势可以持续，通过发电结构、电网情况、政策指引及实际装机、行业衍生四个阶段进行评估。1）发电结构：我们认为中东、印度以保障供电安全为目的调整发电结构的需求相对更加刚性，持续性或将更强；2）电网情况：英美印风电和光伏合计供电占比超过10%，由于风光发电具有波动性和间歇性，对电网冲击较大，为缓解电力拥堵配储是重要措施；3）政策指引及实际装机：英美保持稳定装机增速，中东、印度政策端支持新能源装机力度加大；4）行业衍生：英美已有成熟电力金融衍生品，印度有望在电力现货市场基础上发展金融衍生，提升电力市场交易活跃性。此外，大型光储项目盈利性随电价上升、光储设备CAPEX降低而提升，我们测算美国大型光储项目IRR为12%，中东、印度光储项目收益率6%-8%，初具经济性。

巴西、土耳其满足储能装机高增条件，有望成为潜在高增市场。我们认为触发储能装机高增的条件主要有三个，分别是：1）目前装机水平和实现碳中和目标装机水平相比差距较大；2）集中式项目装机占比较高或装机量较大；3）风光发电占比超过10%，为缓解电网压力或将提升配储比例。基于以上触发储能装机条件，我们判断巴西、土耳其有望成为储能新增装机大幅提升的潜在市场。

光储装机不及预期，行业竞争加剧风险，海外贸易政策及汇率波动风险。

我们认为研究大型光储市场需求可通过以下框架分析，即：1）分析当前储能高增市场发展情况，探究当前储能市场装机是否可持续。主要通过分析当前装机情况背后的装机基础条件、发展驱动因素，叠加是否有衍生产品，发展影响因素等判断装机是否可持续；2）推断储能装机高增触发条件；3）找到符合条件的新兴市场。基于以上行业判断，我们得出当前储能高增市场装机可持续增长，且存在储能装机高增潜在市场，因此行业β属性明显，进一步寻找行业内龙头厂商，有望受益于行业需求增长而量利双收，具备α属性。

在全球范围内，电力系统正处于发展的关键阶段。在过去十年中，可再生能源装置的指数级增长使电网基础设施面临着可再生能源，特别是太阳能和风能的可变特性所带来的越来越大的风险。这种可变性强调了对可再生能源配储解决方案的迫切需求，可再生能源配储解决方案可以帮助平衡供需，增强电网稳定性，并确保在我们向更可持续的能源格局过渡时提供可靠的能源供应。我们预期24/25全球储能装机72/92GW，同比增长63%/31%；美国、澳洲、英国储能装机增长较快，分别贡献了10.43GW、1.7GW和1.3GW装机；24/25年海外储能装机为36.4/51.5GW，同比增长61%/42%。我们预期25年光伏装机增速约为10-15%，储能装机增速预期高于光伏装机增速，主要是光伏系统补配储能和独立储能两类项目装机增长较快所致。

基于当前发展方向，我们认为2025年美国、中东、印度区域有望成为储能装机重点增长区域，主要原因是美国电价持续上涨，套利模式可持续；而中东、印度存在能源转型诉求，储能系统会帮助其完善能源体系构架。对于这种发展势头是否可以持续，我们认为可以通过发电结构、电网情况、政策指引及实际装机、行业衍生四个板块来进行评估，若各个环节发展区域稳定，并且最终的衍生环节已经实现市场化，则我们认为发展长期可持续。

发电结构是各国决定是否要发展新能源发电及储能的基础，保障发电主体的多样化和电力供应稳定性是进行发电结构调整的核心目标。从目前光储及储能发展速度较快的国家来看，我们可以将调整发电结构的机分为两类，一类是供电结构相对多样化，基于碳中和目标进行调整；另一类则是由于供电结构相对单一，存在稳定供应风险，以保障供电安全为目的进行调整。我们认为以保障供电安全为目的调整发电结构的需求相对更加刚性，持续性更强。

1）美国

美国依托于资源禀赋，发电结构中天然气占比最高，达到了42.41%。2020-2023年，受到碳中和目标叠加发电设备成本变动影响，煤炭、生物质、氢气等发电占比逐年降低，正在被天然气、风能和光伏发电所替代。光伏发电占比已从2020年的3.23%提升至2023年的5.6%，按照当前增速我们预期2024年有望突破6.5%。我们认为，美国自身能源禀赋较为多样化，建设光伏电站主要是基于碳中和目标以及维持发电多样性。2023年美国风电和光伏的发电占比已经超过15%，电力系统需要不断提高适应性以保持长期运行稳定，因此储能系统作为平滑电力系统的重要组成部分，在2023年驶入发展快车道。

2）英国

在英国发电结构中，传统化石能源以天然气为主，天然气占比34%，煤炭占比1.38%，可再生能源中，风电占比较高为38.1%，光伏为4.6%，生物质为11.5%，核电为14%。我们认为英国电力结构较为均衡，化石能源依赖度持续减弱，且清洁能源占比高，2023年光伏+风电占比已达到42.7%，由于风电光伏发电具备波动性，英国新能源配储是解决波动性较佳方式。

3）印度

在印度发电结构中，燃煤发电仍然是当前电力供应的主体，2023年末发电占比达到75%。我们认为近两年东南亚地区化石能源价格上涨，印度这类主要依赖进口化石能源来支持发电的国家，电力成本上升较多，高电价已经影响到工业发展速度，因此印度政府大规模工业发展的态度坚定，寻找替代能源供电势在必行。我们认为根据目前发展态势，到2026年可再生能源发电份额有望达从当前的21%提升至25%。根据2020-2023年的发电结构变动方向，光伏、风电发电占比逐年加速上升，我们预期2024年光伏发电占比有望突破6%，风电和光伏合计发电占比超过11%。

4）中东

中东的发电严重依赖化石燃料，到2023年底占总发电量的93%，可再生能源占3%，核能和水电各占2%。其中，天然气发电几乎占该地区发电量的四分之三，占天然气总需求的40%。IEA数据显示，到2026年化石燃料在发电中的份额预计将下降至90%，该部分将有可再生能源替代。到2030年，IEA预计该地区约30%的装机容量将来自可再生能源。我们认为中东发电主体相对单一，需要进行结构性调整。光伏、核能、天然气发电占比提升较快，我们认为2024年末光伏发电占比在中东区域有望超过2%。

总结来看，上述四个区域均存在天然气和煤炭供电占比较高，均选择提升光伏发电占比，整体方向较为明朗，光伏发电占比每年增加0.4-1.45个百分点，普遍高于其他能源发电占比涨幅。

上述四个区域中风电和光伏合计供电占比有三个区域超过10%，由于风光发电具有波动性和间歇性，对电网冲击较大，我们认为电力拥堵是稳定发展风力光伏发电都需要解决的问题。核心诱因包括：

► 供需异地：风电与光伏电站大多建设在非人口密集区，意味着电力供给大于本地需求，大多数电力需要通过长距离外送解决消纳问题。

► 电源与输配线路建设进度不匹配：风电与光伏电站建设进度普遍快于电网建设进度，因此不少电站建设完毕时，配套电网仍处于在建状态，只能通过附近已有电网进行输配。然而电网负荷存在上限，风电和光伏大规模并网加剧了电力拥堵情况。

我们认为，电力阻塞一方面导致弃电率上升，另一方面加剧了节点电价波动。我们以美国德克萨斯州ERCOT、PJM和加州CAISO这三个电力地区为例，对电力拥堵程度及电价波动情况进行观察。通过地图我们可以发现，当没有发生电网堵塞时，整个地区的电价是统一的，节点之间无边界线；当拥塞程度低，传输能力充足时，节点价格之间变化不大，节点边界线较细；当电网堵塞严重时，节点价格波动较大，节点边界线表现得更粗。因此为了暂时缓解电网拥堵，当地电站只能暂时停止输电，则导致弃电。

近期美国弃电现象愈发严重，在2024年11月9日至15日的一周内，美国7家独立系统运营商/区域输电运营商中有4家的平均小时需求下降。每周变化最大的是德克萨斯州电力可靠性委员会（Ercot），其平均小时需求在一周内下降了7%，从50,259MWh降至46,744MWh。我们以加州独立系统运营商（Caiso）为例，2024年太阳能发电量急剧削减。24年4月，58%的太阳能电站发电小时数出现了缩减，总计缩减了798MWh。虽然储能提供了一些缓解，但当前的配储量无法跟上日益增长的发电量，因此我们认为一方面要解决输配电问题，另一方面要增加配储量。

我们认为电价是光储装机IRR核心影响因素，高电价能够有力提升光储装机经济性，进而推动光储装机增长，欧美市场电价普遍较高，因此项目投资回报率较高，而新兴市场中东、印度电价较低，因此光储装机投资回报率较低。但是若地区电力需求大、输配电网络不健全，则电价有望保持增长趋势，进而提升光储装机项目投资回报率。

1）  美国

美国PPA电价保持增长趋势叠加峰谷价差较高，成为储能装机增长的有力驱动因素。2024年Q2 ERCOT，CAISO，MISO，PJM，SPP电价已经达到44.9、52.96、62.95、72.29、52.1美元/兆瓦时，同比-8%、+24%、+10%、+12%、+28%，环比Q1分别+1%、+24%、+8 %、-4%、6%。此外，美国电网波峰波谷价差较大，配储可通过峰谷电差套利。

3）  中东

中东PPA电价处于全球低位。我们认为光伏PPA电价低一方面原因为当地化石燃料资源丰富，传统能源价格较低，以化石能源作为标杆电价，导致可再生能源电价偏低；另一方面是中东光照资源丰富，光伏利用小时数较高，度电成本较低。2021年4月，沙特600MW的Al Shuaibu光伏项目中标价为1.04美分/KWh，折合人民币大约7分/度，创下全球最低中标价记录，2024年签署项目PPA电价约为1.5-1.7美分/KWh，较2021有所上涨。

4）  印度

印度PPA电价呈上涨趋势。我们认为电价上涨的原因是电力需求持续增长，印度GDP、用电量、人口均为增长态势，2023年GDP增速为6.52%，用电量增速为5.35%，人口增速为0.81%，我们认为受益于人口增长和经济动能，印度电力需求持续增长。我们认为印度PPA电价相对欧美较低，但是近年保持增长趋势，根据IEEFA数据，2020年至2022年间，大型地面光伏招标的最低中标电价上涨了22%，Mercom指出，2022年的最低电价记录为2.29印度卢比（0.028美元）/kWh，比上一年增长了近7%[1]。近日印度阿达尼绿色能源有限公司签署的5GW光伏项目中PPA电价为2.70印度卢比/KWh（约合人民币0.23元），高于2022年水平[2]。

1）美国

美国储能装机快速增长，且以大储为主。根据BNEF，2023年美国储能新增装机量为7.37GW，其中大储为6.6GW，占比达到90%，工商储为0.25GW，户储为0.5GW。BNEF预期2024年美国储能新增装机12.9GW，同比+76%，其中大储为11.5GW，户储为1GW，工商储为0.4GW。由于2025年是最后一年储能系统征收25%关税，考虑到抢装情况，我们预期2025年美国新增储能装机有望达到20GW以上。

2）英国

英国储能装机快速增长，根据BNEF，2023年英国储能新增装机1.37GW，同比+109%，储能高增主要由大储带动，2023年大储新增装机1.2GW，同比+111%，工商储新增装机0.025MW，同比持平，户储新增装机0.16GW，同比+129%。BNEF预期2024年英国大储新增装机1.48GW，同比+8%，我们认为该预期增速较低，我们预期2025年大储仍有望保持较高增速，目前大储装机主要作用为辅助服务、调峰，预期未来会有输电功能。

3）印度

印度储能装机处于初期阶段，2023年储能装机达到97.4MW，同比+307%，增速较高主要原因是2022年基数较低。2023年大储装机50MW，BNEF预期2024年大储装机有望达到720MW，25年达到1805MW，主要作用为调峰。此外，印度工商储也保持较高增速，2023年工商储为43.6MW，BNEF预期24年达到72.7MW，同比+67%，25年达到116.8MW，同比+61%。2024年，印度加速了调峰类储能项目申报，投资力度较大，光伏配储项目量较2023年显著上升。根据目前我们统计的项目情况，最新释放的印度光伏项目配储比为50%，2h时长；独立储能项目配储时长4h。

政策端支持力度加大。印度政府承诺到2030年安装500GW（AC）非化石能源装机，到2023年底，约有188GW的清洁能源并网发电，其中包括72GW的太阳能和45GW的风能[3]。根据BNEF净零场景测算，印度需要在2030年完成491GW非化石能源装机（AC），其中光伏装机为225GW，风电为102GW，储能为62GW。由于目前印度储能装机数可以忽略不计，这意味着每年需要建设至少10GW的储能。对比后我们发现目前印度光伏、风电及储能装机和目标差距较大，因此印度有望加速新能源装机进度。投资方面，与2023年同期相比，2024年上半年太阳能投资保持稳定，约为40亿美元，印度政府预计到2032年投入1090亿美元改造印度电网和配储[4]，资金端支持力度较大。

4）中东及北非

中东储能装机2023年快速增长，2023年储能装机达到83MW，同比+260%，BNEF预期2024年储能装机达114.8MW，2030年达到813.7MW。中东装机结构以大型集中式为主，大储作用主要为调峰，BNEF预期2024年具备输电功能大储占比有望提升。根据我们对中东光储项目统计结果来看，配储时长平均为2小时，独立储能项目配储时长达到4小时及以上。

国家层面引导中东加速可再生能源装机。装机目标方面，中东多区域公布新能源装机规划，1）沙特：“2030年愿景[5]”于2016年启动，初始目标是到2023年可再生能源发电装机规模达到9.5GW，2019年该目标上调至58.7GW，2023年沙特宣布每年新增20GW可再生能源项目，到2030年达成130GW可再生能源的目标。2）阿联酋：2023年7月，阿联酋批准《国家能源战略2050更新》[6]，计划到2030年将可再生能源装机容量增加两倍以上，达到14.2GW，清洁能源在总能源结构中的份额提高到30%。3）阿曼：目标到2030年的可再生能源发电量占比达到30%[7]。政府补贴方面，土耳其、以色列、伊朗等低实行FIT电价补贴，约旦对本土制造和进口可再生能源设备免税。投资方面，我们统计沙特在新能源投资综合超过1880亿美元，土耳其规划到2050年投资约1630亿美元。我们认为中东从装机规划、补贴、投资方面均出台相关政策支撑新能源装机，政策支持力度较大，新能源装机可持续较强。

电力市场的金融衍生品是指基于电力市场中的电量、电价等标的物而衍生出来的金融产品。这些产品包括：差价合约、期权、期货等多种类型。我们认为电力发展阶段可分为：1）电力交易非市场化，政府相关电力机构为单一购电方，如中东；2）初期电力交易市场化，交易商品为电量、容量、辅助服务、物理合同等，以现货市场为主，如中国、印度；3）后期电力交易市场化，交易商品发展至金融衍生品，如欧美市场。我们认为有电力金融衍生品交易的区域，市场发展成熟度较高，新能源装机可持续发展，主要原因为随着新能源装机占比提升，受新能源出力不可控影响电力结构不稳定性或将上升，为保障电力系统平衡，新能源进入市场化交易是必然趋势，而已经有成熟电力市场化交易的市场引入新能源较为简单，为新能源装机持续增长托底。

欧美国家电力市场较为成熟，因此电力金融衍生品发展时间较早，国外典型的电力期货交易所包括欧洲能源交易所（EEX）、纳斯达克交易所（NASDAQ）、纽约商业交易所（NYMEX）、悉尼期货交易所（SFE）等。其中，EEX和NASDAQ主要针对欧洲电力市场开设电力金融衍生品，NYMEX主要针对美国电力市场，而SFE主要针对澳大利亚电力市场。新兴区域有些国家有电力市场化交易，但是交易标的以基础电量为主，尚未延伸至金融衍生品，同时也有部分国家尚未开展电力市场化交易。

我们认为经济性是推动光储装机的重要因素，2024年以来伴随组件、电芯价格下降，安装光储设备CAPEX大幅下降，且全球多个区域电价呈上升趋势，因此安装光储经济性凸显，欧美光储项目盈利性较佳，印度、中东区域光伏配储初具经济性。

1）美国

美国传统大储基本为光伏配储，配储比例和时长高于其他国家。我们假设安装100MW光伏电站，配储比例50%，时长为4h，则光储IRR为11.83%。独立储能方面，美国德州独立储能发展较快，德州独立储能可参与辅助服务、批发市场交易和运行储备需求曲线三种市值机制，独立储能一般收益率约35%，我们预期独立储能收益率合理区间为10%-15%。

2）印度

目前印度电化学储能处于起步阶段，项目以光伏配储为主。虽然目前独立储能项目申报开始显著增加，但是成熟且在运营独立储能项目还未出现。我们假设安装100MW光伏电站，配储比例为15%，2h，则光储IRR为7.4%。若电价上升，则印度光储收益率有望提升，我们测算电价提升5%，则IRR提升0.6个点。

3）中东

目前中东储能项目基本为配合光伏安装，减少光伏弃光率，且主要为大型项目，独立储能、工商储、户储均较少。收益方面，我们认为中东电力市场交易机制尚不完善，因此储能尚未实现峰谷套利等多元收益。基于此我们假设安装100MW光伏电站，配储比例为15%，2h，其他假设如右图，则光储IRR为6.5%，我们认为目前光储收益率初具经济性，未来伴随设备CAPEX降低、电价提升，投资回报率有望上升。我们根据电价和设备CAPEX变化进行敏感性测算，当电价上涨5%，投资回报率上涨0.55ppt；当设备CAPEX下降5%，投资回报率上涨0.5ppt。

我们认为触发储能装机高增的条件主要有三个，分别是：1）目前装机水平和实现碳中和目标装机水平相比差距较大，主要为亚洲国家，需要加速可再生能源装机；2）集中式项目装机占比较高或装机量较大；3）风光发电占比超过10%，因此为缓解电网压力或将提升配储比例。根据以上触发储能装机条件，我们判断巴西、土耳其有望成为储能装机新兴市场。

► 触发条件1：目前装机水平和实现碳中和目标装机水平相比差距较大

BNEF数据显示，美国及欧洲按照目前每年的可再生能源装机趋势，到2050年或将非常接近碳中和目标。我们认为多数欧美国家维持当前装机趋势，在目前年度装机上略有增加即可，实现碳中和目标的压力相对较小。然而，亚洲区域从目前年度可再生能源装机情况来看，与实现碳中和目标的年度装机测算量相比差距甚大。我们认为，主要原因是亚洲是全球主要的工业区，部分发展中国家还在加大工业发展力度，碳排放量大且还在攀升。这意味着为了实现碳中和目标，亚洲国家必须加速装机。

我们以印度为例，若印度在2025年实现碳中和，则需要在两年内实现碳达峰。从减排手段来看，47%来自于使用清洁能源。从2024年出台的政策和补贴，以及努力实现光伏产业链本土生产角度来看，我们认为印度在未来可再生能源装机将会大幅提升，可再生能源装机有望带动储能增长，储能按照目前50%装机配比，2小时容量计算，储能将有机会迎来大幅增长。

► 触发条件2：集中式项目装机占比较高或装机量较大

我们认为由于亚洲等国实现碳中和目标压力较大，各国会将开发重点放在建设集中式电站上，如中东、印度等地。由于时间紧任务重，电站建设及并网速度较快，集中式和较大规模的分布式装机并网会对电网带来较大压力，在亚洲区域电网条件相对较差的情况下，短期内就会达到电网承受极限。为了尽量避免由电网崩溃导致的装机放缓，政府一方面需要加大电网建设力度，另一方面需要同步给电站配储能，进而缓解电网压力。

► 触发条件3：风光发电占比超过10%

当风电及光伏发电占比上升，电站并网后对电网的冲击开始变得愈发显著。根据我们观察，目前储能发展较快的市场，如美国、英国，都是在风光发电占比达到10%后开始启动调峰储能装机。美国调峰储能装机增速较快，主要是因为相较于电网侧，他们更依赖于发电侧储能。而英国最初发展储能是以提升响应速度目的为主，受益于2021-2022年电价大幅波动，巅峰价差达到300英镑/KW，存在较高套利收益，英国集中力度发展了辅助服务类储能装机；随着天然气价格及天气恢复正常，套利收益开始下滑，英国在2023年才重新将发展重点转回到调峰类储能。2023年全球风光发电占比约为13.3%，根据BNEF数据进行分析，我们发现有40个国家风电光伏发电占比超过10%，4个国家非常接近10%。

巴西是拉丁美洲光伏装机量最大，并以分布式光伏装机为主的国家。2023年光伏新增装机17GW，其中70%是分布式光伏项目；2024年1-5月巴西新增光伏装机超过6GW，累计容量43GW（分布式29.2GW+集中式13.8GW），我们预期2024年有望维持17GW新增装机。

巴西能源结构以水电为主，占比达43%。2023年，巴西新增发电装机238GW，其中包括水电在内的清洁能源占比达到了87%，其中光伏占比21%，风电占比12%，我们预期这一比例在未来有望持续增加。从装机偏好来看，早期巴西注重商业、户用项目发展，随着目前供电能力下降，集中式项目开始加速发展。因此，我们预期巴西配储需求逐步释放。

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较大不便和经济损失。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。此外，巴西可再生能源发电占比较高，集中式光伏项目上量对电网冲击的不断加大，需要同步配储减轻电网压力。从2024年开始，巴西已将电池和储能解决方案纳入能源拍卖，旨在保证巴西未来六到七年的能源安全，拍卖的目标是在巴西推广电池储能系统，并吸引来自中国和其他国家等地的大型电池储能制造商。

主力供电能源存在供应风险，土耳其是欧洲第二大煤电发电国，煤炭依赖进口。2023年土耳其煤炭发电118TWh，同比+4%，超过波兰（97TWh），成为欧洲第二大煤电发电国。土耳其煤电依赖进口，2015年开始进口煤在煤炭发电中占据主导地位，2023年进口煤发电量为72TWh，在煤电中占比达到61%。从进口国家来看，2022年开始土耳其从俄罗斯进口煤炭占比超过哥伦比亚，2023年从俄罗斯进口煤炭占比达到73%，我们认为主要从俄罗斯进口原因为2022年8月开始，欧盟禁止从俄罗斯进口煤炭，导致煤炭价格大幅下跌，跌幅超过天然气，叠加从俄罗斯黑海港口运出的煤炭还享有额外价格折扣，因此土耳其加大煤炭从俄罗斯进口比例，提升煤炭发电占比。

实现碳中和目标压力较大，要实现2030年光伏装机目标，需要加速光伏装机进程。2023年土耳其光伏累计装机13.7GW，其中工商业光伏累计装机4GW，户用0.1GW，地面9.4GW；新增光伏装机2.2GW，其中工商业光伏新增装机1.2GW，户用0.01GW，地面1GW。我们认为若实现国家能源计划目标，每年需要新增光伏装机3.3GW，和现在装机规模相比仍有距离。

为了解决临本土煤炭供应不足、对外进口依赖度较高，电价上涨等问题，政府近年推动能源转型。装机目标方面，土耳其国家能源计划明确指出，到2035年，土耳其可再生能源在一次能源消费中的比例将大幅提高。根据最新发布的《2035年能源转型可再生能源战略》[8]，至2035年该国太阳能和风能的装机容量将增至120GW，较目前的30GW实现四倍增长，这意味着每年至少需要新增7.5-8GW的可再生能源装机。这一目标为储能行业的发展提供了广阔的市场空间，为了减小风电、光伏电站加速并网给电网带来的冲击，土耳其在储能领域的需求将更加迫切。配储指引方面，根据许可规定，储能系统开发商可以在风力发电场或太阳能发电场以装机容量的 1:1 比例配套部署电池储能系统。这一规定为可再生能源的稳定输出和高效利用提供有力支持。补贴政策方面，政府在2023年推出FIT上网补贴电价政策[9]，对于2021-2030年安装的光伏系统提供1.06土耳其里拉（0.0545美元）/KWh补贴，若使用本土组件可额外获得5年0.2880土耳其里拉（0.015美元）/KWh补贴。对于包含储能的光伏、风电系统，提供10年1.25/KWh补贴，若使用本土制造产品，可额外获得0.3845里拉/KWh补贴。项目储备方面，截至目前已有492个储能项目（25.6GW）获得预许可，展现土耳其在储能领域的发展潜力较大。

[1]https://www.sohu.com/a/759542014_121124363

[2]http://www.viensolar.com/Article?article_id=5431

[3] https://mnre.gov.in/development-of-solar-parks-and-ultra-mega-solar-power-projects/

[4] https://www.cls.cn/detail/1909837

[5] https://www.vision2030.gov.sa/en

[6] https://www.wam.ae/en/details/1395303173983

[7] https://www.trade.gov/country-commercial-guides/oman-renewable-energy

[8] https://enerji.gov.tr//Media/Dizin/EIGM/tr/Raporlar/TUEP/T%C3%BCrkiye_Ulusal_Enerji_Plan%C4%B1.pdf

[9] https://www.pv-magazine.com/2023/05/02/turkey-introduces-10-year-fit-for-solar-other-renewables/

本文摘自：2025年1月14日已经发布的《全球大型光储装机景气度延续，看好大型PCS厂商量利双收》

马   妍  分析员 SAC 执证编号：S0080521070002 SFC CE Ref：BST413

石玉琦  分析员 SAC 执证编号：S0080524080005 SFC CE Ref：BVB573

刘佳妮  分析员 SAC 执证编号：S0080520070002 SFC CE Ref：BNJ556