风光储需求主要来源：电气化、氢能及电动车的发展。不同于发展中国家常见的缺电驱动风光储需求提升，澳大利亚新能源需求主要来自出于产业结构调整目的的清洁能源转型。我们预测2024-2050年用电量增速CAGR约为1.93%，基础住宅及工商业用电需求将有所下降，新增需求主要来自电气化、氢能及电动车发展，其用电量增速分别为13%/18%/27%。

调节性资源欠缺，能源转型节奏或快于政府预期。早期较高的装机补贴及上网电价推动户用光伏快速上量，但由于：1）地广人稀+非环网使得澳大利亚电网规模效应+稳定性较差，对调节性资源要求较高；2）AEMO对电网调节性资源的规划不做冗余预备，政策未及时进行前瞻性补贴，导致实际建设滞后；3）缺乏容量市场建设使得煤电机组快速退役；4）特斯拉主导的储能市场价格昂贵使得经济性拐点拖迟。以上原因使得调节性资源缺乏，批发电价波动持续拉大，叠加光储平价，我们认为后续能源转型节奏将快于AEMO预期。

可再生能源发展不及预期，贸易政策风险，汇率变化风险，技术变革风险。 

预计总用电需求略有增长，电动车、氢能及电气化贡献主要增量。根据EMBER，2023年，澳大利亚电力总需求为273TWh，近五年复合年均增长率为0.54%。在AEMO（Australian Energy Market Operator）针对NEM（National Electricity Market）的用电预测中，将屋顶光伏、小型光伏等叠加得到各部门净用电量，而我们基于AEMO的预测，将屋顶光伏及小型光伏发电纳入总住宅用电，预测在澳大利亚经济与人口均保持温和上涨及其2050年前达到净零排放目标的基础上，2030年整体澳大利亚电力总需求将达到304TWh，2024-2030年增速CAGR约为1.81%，2024-2050年增速CAGR约为1.93%，在2024版ESOO的基础拆分分类中预测如下： 

从发电成本角度看：2024年光储已达到平价拐点。根据CSIRO最新的数据，澳大利亚煤炭及天然气的度电成本为0.102-0.164/0.128-0.192澳元/kWh，相对风电和光伏的度电成本较高，而如果考虑到环保成本及电力平衡成本，我们分别计算：1）光伏LCOE+储能LCOS平滑（8小时配置50%储能）；2）煤炭+CCS（碳捕集）及天然气+CCS。以不考虑环保成本但考虑电力平衡成本的情况为例，光伏+储能平滑的度电成本约为0.056-0.086澳元/kWh，仍低于煤炭及天然气成本。总的来说，我们认为澳大利亚光储已达到平价拐点。

发电能源方面：风光比例提升，煤炭加快退役

历年ISP给出多种情景假设，转型情景逐步清晰收敛。AEMO于2018年首次发布ISP报告，并随后分别于2020, 2022, 2024发布了更新版本的ISP 报告。每份ISP报告中都将未来能源转型的路线分为几种情景假设，以2018年为例，AEMO共设置了缓慢变革、快速变革等四种情景假设，而随着澳大利亚气候目标以及相应的能源转型目标逐渐明晰，情景假设的数量有所减少。在2024年的ISP报告中，共设置了三种不同的情景假设：渐进式变革（能源转型将面临更高的技术成本和供应链挑战），阶梯式变革（大规模电气化，氢能等低排放方案支持澳大利亚完成2050年实现净零排放的目标），绿色能源出口（能够快速进行能源转型，并发展绿色能源出口经济），分别对应慢，中，快三种能源转型的速度，其中阶梯式变革被认为是未来最有可能出现的情况。

可再生能源发电占比预测逐步上调。从可再生能源发电的整体比例来看，我们发现ISP报告中对于可再生能源发电比例的预测逐年上升。以阶梯式变革情景为例，2024年预测2030年澳大利亚在可再生能源的发电比例将达到82%，并将在2033年后超过90%，均为历年ISP报告预测的最高值。此外，我国商务部发表的文章 中指出，目前的ISP文件是基于“最有可能”实现的情景，这导致电网规模仅达到澳实际需求的一半。而澳大利亚政府希望的规划是基于为实现国家气候目标，即成为“可再生能源超级大国”，所能且应该采取的措施，同时要确保电力的可靠性和可负担性，因此其可再生能源的规划未来很有可能会超预期。

煤电机组退役速度加快。一方面，2024年煤炭机组官方宣布的退役时间已整体提前。另一方面，历年ISP报告中在相同情境下预测的退役速度也在加快。以阶梯式变革情景为例，2024年的预测显示所有煤炭机组将在2037年关闭，较2022年的预测提早5年。更重要的是，运营、维护成本的提高、燃料安全的降低以及来自可再生能源的更大竞争让煤炭机组所有权的吸引力不断下降。因此，尽管ISP预测剩余的煤炭发电厂将以比宣布的退役速度快2-3倍的速度关闭，但它们实际的退役速度可能比ISP预测的更快。

风电比例提升，公用事业光伏重要性增加。在可再生能源发电的内部结构中，我们发现在相同的情景假设下，风能及公用事业光伏发电占比逐步提升。风能方面，以“阶梯式变革”情景为例，风能发电量占总发电量的比例将从2020年版本预测的40.3%提升至2024年版本预测的43.8%，其中在2024年预测的风能发电中，海上风电首次被纳入考虑范围，这与澳政府近来支持的海上风电计划相吻合，或将成为未来澳大利亚风电发展的新方向。光伏方面，我们发现公用事业光伏发电的重要性在增加，例如，在阶梯式变革情景下，2024年ISP对2030年公用事业光伏装机容量的预测较2020年的预测上升超过10GW。

可调节性资源方面：储能、调节性气体装机容量增加

用户侧调配资源方面：对电力调配灵活性的要求有所上升。在2024年的ISP报告中，CER储能分为两类：协调式CER储能（能够动态协调储能单元充放电，属于VPP的一部分）和被动式CER储能（一般依赖于预设的条件充放电，不包含在VPP内）。我们发现，ISP对于协调式储能装机容量的预测有所波动，但在最有可能的阶梯式变革情景下，其预计的2050年装机容量从2022 ISP预测的30.7GW上升至38.2GW，指向用户侧对于日内电力调配灵活性的需求将不断增加。

公用电网侧电力调配资源方面：中层储能及可调节性气体的比例有较明显的增加趋势。公用电网储能方面，ISP将其分为浅层/中层/深层三大类，分别对应不同时长的电力供应，小于4h/4-12h/大于12h。从公用电网储能的总体来看，我们发现其装机容量及占比均随ISP预测的更新不断提升。深入拆分日间电力调配和季度间电力调配的资源，我们发现能够日内调配电力供应的中层储能的预测容量有较大提高，以阶梯式变革为例，2024版ISP对2030年中型储能的累计装机容量的预测较2022年的预测提高了25.8GWh。在季度间电力调节方面，我们发现尽管深层储能的预测随ISP的更新有所波动，但大型抽水蓄能项目、可调节性气体（包含天然气、氢气等）的增加能够有效加强未来澳大利亚应对电力供应季节性变化的能力。例如，在阶梯式变革的情景假设下，2024的ISP报告对2050年的可调节性气体发电量预测较2022年的版本增加56.5TWh，指向其未来将作为可再生能源发电重要的调节性资源。

氢能可能将成为澳大利亚解决天然气问题的首选替代燃料。一方面，据AER预计，到 2025 年，澳大利亚南部各州仍将出现 28 PJ的供应缺口，主因光伏发电渗透率持续提升，煤电加速退役，加大对气电的需求，叠加吉普斯兰盆地的遗留气田已接近开采寿命尾声，供给量将下降。另一方面，2024年ISP报告中提到，未来天然气供应将受到管道基础设施的限制，影响其调度能力，因此二次燃料（氢能）的存在将变得关键。由于氢气仍旧昂贵，ISP预测氢能未来或将仅能带来很小的贡献，但新南威尔士州、南澳大利亚州和昆士兰州已出台支持氢能涡轮机投资的政策。我们认为，未来如有较快的技术更迭以降低氢气生产成本，氢能将有机会成为澳大利亚重要的能源供应选择，甚至进一步出口以发展其绿色能源出口经济。

由于缺乏容量市场及批发市场价格上限设置，导致电力系统各类问题出现。在强制性电力库模式下，发电主体报价可以远高于可变成本，从而反映电力稀缺的机会成本，其起落可以很大。发电主体报价采用边际出清，在可再生能源渗透率持续提升背景下，负电价频发，由于澳大利亚缺乏容量电价机制，叠加报价上限限制，导致煤电机组较难收回投资，退役速度加快，或进一步造成发电容量不足、电网稳定性变差等问题。

系统最低发电需求创下历史新低，批发市场电价波动性越来越大。随着家庭安装量的不断增加，屋顶太阳能发电量继续增加，进一步降低了整个NEM地区中午的电网需求。2023年，除昆士兰州外，所有地区的最低需求均创下历史新低。另外，极端电价出现情况持续增多，批发市场价格上限上调幅度加大。2023年7月到2024年6月的价格上限为每兆瓦时 (MWh) 16,600美元。价格下限为每兆瓦时  1,000 美元。市场上限每年都随着消费者价格指数 (CPI) 而增加，但为了更好地支持新进入者的投资和长期可靠性，根据AER，价格上限将在2025年7月1日增加到18,600 美元，2026年7月1日增加到20,700美元，2027年 7 月1日增加到22,800 美元，市场底价目前保持不变，但将在下一次可靠性标准和设置审查中予以考虑。

我们对六大投资方向未来的发展空间进行了测算，到2030年，绝对市场规模及增量最大的是集中式储能领域，增速最快的是充电桩及集中式储能领域；而2030年-2050年，氢能将加速发展，成为市场规模最大的领域。

►屋顶光伏：我们预计2025/2030年当年屋顶光伏的增量分别为2.55/5.47GWh，如果按照0.8澳元/w测算整体安装成本，2025/2030市场规模分别为20.38/43.78亿澳元，CAGR为16.5%。

►分布式储能：我们预计2025/2030年当年CER的增量分别为0.82/3.66GWh，如果按照0.65澳元/w测算整体安装成本，2025/2030市场规模分别为5.33/23.79亿澳元，CAGR为34.9%。

►VPP虚拟电厂：我们预计澳大利亚2025/2030年的总发电量分别为278/304TWh，按照成熟电力市场经验，电力辅助服务市场约占电力市场总规模的20%，因此2025/2030年电力辅助服务市场的规模分别约为58.2/63.6亿澳元，CAGR为1.8%。

► 集中式储能：我们预计2025/2030年当年浅层+中层储能的增量分别为2.91/17.35GWh，如果按照0.4澳元/Wh测算整体开发成本，2025/2030市场规模分别为11.6/69.4亿澳元，CAGR为42.9%。

► 氢能：我们预计2025/2030年澳大利亚氢能产量约为18/50万吨，按照7.8澳元/公斤测算，2025/2030市场规模分别为14.3/39.0亿澳元，CAGR为22.2%。

► 充电桩：我们预计2025/2030年澳大利亚新增电动汽车渗透率为12%/50%，按照7：1及5：1的车桩比及2万澳元单价测算，2025/2030市场规模分别为3.1/20.0亿澳元，CAGR为44.8%。

可再生能源发展不及预期。澳大利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，这将影响整体需求，进而影响企业的盈利。

贸易政策风险。澳大利亚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。

技术变革风险。如果未来可再生能源及调节性资源主流技术发生重大变革，可能对现存企业市场需求及盈利产生较大影响。

本文摘自：2025年2月26日已经发布的《新能源观察系列（3）：澳大利亚—新型电力系统发展前沿，风光储需求加速》

李茂正  分析员 SAC 执证编号：S0080524100003

张若熙  联系人 SAC 执证编号：S0080123090010

曲昊源 分析员SAC 执证编号：S0080523060004 SFC CE Ref：BSW232

季枫  分析员 SAC 执证编号：S0080523060017

风光储需求主要来源：电气化、氢能及电动车的发展。不同于发展中国家常见的缺电驱动风光储需求提升，澳大利亚新能源需求主要来自出于产业结构调整目的的清洁能源转型。我们预测2024-2050年用电量增速CAGR约为1.93%，基础住宅及工商业用电需求将有所下降，新增需求主要来自电气化、氢能及电动车发展，其用电量增速分别为13%/18%/27%。

调节性资源欠缺，能源转型节奏或快于政府预期。早期较高的装机补贴及上网电价推动户用光伏快速上量，但由于：1）地广人稀+非环网使得澳大利亚电网规模效应+稳定性较差，对调节性资源要求较高；2）AEMO对电网调节性资源的规划不做冗余预备，政策未及时进行前瞻性补贴，导致实际建设滞后；3）缺乏容量市场建设使得煤电机组快速退役；4）特斯拉主导的储能市场价格昂贵使得经济性拐点拖迟。以上原因使得调节性资源缺乏，批发电价波动持续拉大，叠加光储平价，我们认为后续能源转型节奏将快于AEMO预期。

可再生能源发展不及预期，贸易政策风险，汇率变化风险，技术变革风险。 

预计总用电需求略有增长，电动车、氢能及电气化贡献主要增量。根据EMBER，2023年，澳大利亚电力总需求为273TWh，近五年复合年均增长率为0.54%。在AEMO（Australian Energy Market Operator）针对NEM（National Electricity Market）的用电预测中，将屋顶光伏、小型光伏等叠加得到各部门净用电量，而我们基于AEMO的预测，将屋顶光伏及小型光伏发电纳入总住宅用电，预测在澳大利亚经济与人口均保持温和上涨及其2050年前达到净零排放目标的基础上，2030年整体澳大利亚电力总需求将达到304TWh，2024-2030年增速CAGR约为1.81%，2024-2050年增速CAGR约为1.93%，在2024版ESOO的基础拆分分类中预测如下： 

从发电成本角度看：2024年光储已达到平价拐点。根据CSIRO最新的数据，澳大利亚煤炭及天然气的度电成本为0.102-0.164/0.128-0.192澳元/kWh，相对风电和光伏的度电成本较高，而如果考虑到环保成本及电力平衡成本，我们分别计算：1）光伏LCOE+储能LCOS平滑（8小时配置50%储能）；2）煤炭+CCS（碳捕集）及天然气+CCS。以不考虑环保成本但考虑电力平衡成本的情况为例，光伏+储能平滑的度电成本约为0.056-0.086澳元/kWh，仍低于煤炭及天然气成本。总的来说，我们认为澳大利亚光储已达到平价拐点。

发电能源方面：风光比例提升，煤炭加快退役

历年ISP给出多种情景假设，转型情景逐步清晰收敛。AEMO于2018年首次发布ISP报告，并随后分别于2020, 2022, 2024发布了更新版本的ISP 报告。每份ISP报告中都将未来能源转型的路线分为几种情景假设，以2018年为例，AEMO共设置了缓慢变革、快速变革等四种情景假设，而随着澳大利亚气候目标以及相应的能源转型目标逐渐明晰，情景假设的数量有所减少。在2024年的ISP报告中，共设置了三种不同的情景假设：渐进式变革（能源转型将面临更高的技术成本和供应链挑战），阶梯式变革（大规模电气化，氢能等低排放方案支持澳大利亚完成2050年实现净零排放的目标），绿色能源出口（能够快速进行能源转型，并发展绿色能源出口经济），分别对应慢，中，快三种能源转型的速度，其中阶梯式变革被认为是未来最有可能出现的情况。

可再生能源发电占比预测逐步上调。从可再生能源发电的整体比例来看，我们发现ISP报告中对于可再生能源发电比例的预测逐年上升。以阶梯式变革情景为例，2024年预测2030年澳大利亚在可再生能源的发电比例将达到82%，并将在2033年后超过90%，均为历年ISP报告预测的最高值。此外，我国商务部发表的文章 中指出，目前的ISP文件是基于“最有可能”实现的情景，这导致电网规模仅达到澳实际需求的一半。而澳大利亚政府希望的规划是基于为实现国家气候目标，即成为“可再生能源超级大国”，所能且应该采取的措施，同时要确保电力的可靠性和可负担性，因此其可再生能源的规划未来很有可能会超预期。

煤电机组退役速度加快。一方面，2024年煤炭机组官方宣布的退役时间已整体提前。另一方面，历年ISP报告中在相同情境下预测的退役速度也在加快。以阶梯式变革情景为例，2024年的预测显示所有煤炭机组将在2037年关闭，较2022年的预测提早5年。更重要的是，运营、维护成本的提高、燃料安全的降低以及来自可再生能源的更大竞争让煤炭机组所有权的吸引力不断下降。因此，尽管ISP预测剩余的煤炭发电厂将以比宣布的退役速度快2-3倍的速度关闭，但它们实际的退役速度可能比ISP预测的更快。

风电比例提升，公用事业光伏重要性增加。在可再生能源发电的内部结构中，我们发现在相同的情景假设下，风能及公用事业光伏发电占比逐步提升。风能方面，以“阶梯式变革”情景为例，风能发电量占总发电量的比例将从2020年版本预测的40.3%提升至2024年版本预测的43.8%，其中在2024年预测的风能发电中，海上风电首次被纳入考虑范围，这与澳政府近来支持的海上风电计划相吻合，或将成为未来澳大利亚风电发展的新方向。光伏方面，我们发现公用事业光伏发电的重要性在增加，例如，在阶梯式变革情景下，2024年ISP对2030年公用事业光伏装机容量的预测较2020年的预测上升超过10GW。

可调节性资源方面：储能、调节性气体装机容量增加

用户侧调配资源方面：对电力调配灵活性的要求有所上升。在2024年的ISP报告中，CER储能分为两类：协调式CER储能（能够动态协调储能单元充放电，属于VPP的一部分）和被动式CER储能（一般依赖于预设的条件充放电，不包含在VPP内）。我们发现，ISP对于协调式储能装机容量的预测有所波动，但在最有可能的阶梯式变革情景下，其预计的2050年装机容量从2022 ISP预测的30.7GW上升至38.2GW，指向用户侧对于日内电力调配灵活性的需求将不断增加。

公用电网侧电力调配资源方面：中层储能及可调节性气体的比例有较明显的增加趋势。公用电网储能方面，ISP将其分为浅层/中层/深层三大类，分别对应不同时长的电力供应，小于4h/4-12h/大于12h。从公用电网储能的总体来看，我们发现其装机容量及占比均随ISP预测的更新不断提升。深入拆分日间电力调配和季度间电力调配的资源，我们发现能够日内调配电力供应的中层储能的预测容量有较大提高，以阶梯式变革为例，2024版ISP对2030年中型储能的累计装机容量的预测较2022年的预测提高了25.8GWh。在季度间电力调节方面，我们发现尽管深层储能的预测随ISP的更新有所波动，但大型抽水蓄能项目、可调节性气体（包含天然气、氢气等）的增加能够有效加强未来澳大利亚应对电力供应季节性变化的能力。例如，在阶梯式变革的情景假设下，2024的ISP报告对2050年的可调节性气体发电量预测较2022年的版本增加56.5TWh，指向其未来将作为可再生能源发电重要的调节性资源。

氢能可能将成为澳大利亚解决天然气问题的首选替代燃料。一方面，据AER预计，到 2025 年，澳大利亚南部各州仍将出现 28 PJ的供应缺口，主因光伏发电渗透率持续提升，煤电加速退役，加大对气电的需求，叠加吉普斯兰盆地的遗留气田已接近开采寿命尾声，供给量将下降。另一方面，2024年ISP报告中提到，未来天然气供应将受到管道基础设施的限制，影响其调度能力，因此二次燃料（氢能）的存在将变得关键。由于氢气仍旧昂贵，ISP预测氢能未来或将仅能带来很小的贡献，但新南威尔士州、南澳大利亚州和昆士兰州已出台支持氢能涡轮机投资的政策。我们认为，未来如有较快的技术更迭以降低氢气生产成本，氢能将有机会成为澳大利亚重要的能源供应选择，甚至进一步出口以发展其绿色能源出口经济。

由于缺乏容量市场及批发市场价格上限设置，导致电力系统各类问题出现。在强制性电力库模式下，发电主体报价可以远高于可变成本，从而反映电力稀缺的机会成本，其起落可以很大。发电主体报价采用边际出清，在可再生能源渗透率持续提升背景下，负电价频发，由于澳大利亚缺乏容量电价机制，叠加报价上限限制，导致煤电机组较难收回投资，退役速度加快，或进一步造成发电容量不足、电网稳定性变差等问题。

系统最低发电需求创下历史新低，批发市场电价波动性越来越大。随着家庭安装量的不断增加，屋顶太阳能发电量继续增加，进一步降低了整个NEM地区中午的电网需求。2023年，除昆士兰州外，所有地区的最低需求均创下历史新低。另外，极端电价出现情况持续增多，批发市场价格上限上调幅度加大。2023年7月到2024年6月的价格上限为每兆瓦时 (MWh) 16,600美元。价格下限为每兆瓦时  1,000 美元。市场上限每年都随着消费者价格指数 (CPI) 而增加，但为了更好地支持新进入者的投资和长期可靠性，根据AER，价格上限将在2025年7月1日增加到18,600 美元，2026年7月1日增加到20,700美元，2027年 7 月1日增加到22,800 美元，市场底价目前保持不变，但将在下一次可靠性标准和设置审查中予以考虑。

我们对六大投资方向未来的发展空间进行了测算，到2030年，绝对市场规模及增量最大的是集中式储能领域，增速最快的是充电桩及集中式储能领域；而2030年-2050年，氢能将加速发展，成为市场规模最大的领域。

►屋顶光伏：我们预计2025/2030年当年屋顶光伏的增量分别为2.55/5.47GWh，如果按照0.8澳元/w测算整体安装成本，2025/2030市场规模分别为20.38/43.78亿澳元，CAGR为16.5%。

►分布式储能：我们预计2025/2030年当年CER的增量分别为0.82/3.66GWh，如果按照0.65澳元/w测算整体安装成本，2025/2030市场规模分别为5.33/23.79亿澳元，CAGR为34.9%。

►VPP虚拟电厂：我们预计澳大利亚2025/2030年的总发电量分别为278/304TWh，按照成熟电力市场经验，电力辅助服务市场约占电力市场总规模的20%，因此2025/2030年电力辅助服务市场的规模分别约为58.2/63.6亿澳元，CAGR为1.8%。

► 集中式储能：我们预计2025/2030年当年浅层+中层储能的增量分别为2.91/17.35GWh，如果按照0.4澳元/Wh测算整体开发成本，2025/2030市场规模分别为11.6/69.4亿澳元，CAGR为42.9%。

► 氢能：我们预计2025/2030年澳大利亚氢能产量约为18/50万吨，按照7.8澳元/公斤测算，2025/2030市场规模分别为14.3/39.0亿澳元，CAGR为22.2%。

► 充电桩：我们预计2025/2030年澳大利亚新增电动汽车渗透率为12%/50%，按照7：1及5：1的车桩比及2万澳元单价测算，2025/2030市场规模分别为3.1/20.0亿澳元，CAGR为44.8%。

可再生能源发展不及预期。澳大利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，这将影响整体需求，进而影响企业的盈利。

贸易政策风险。澳大利亚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。

技术变革风险。如果未来可再生能源及调节性资源主流技术发生重大变革，可能对现存企业市场需求及盈利产生较大影响。

本文摘自：2025年2月26日已经发布的《新能源观察系列（3）：澳大利亚—新型电力系统发展前沿，风光储需求加速》

李茂正  分析员 SAC 执证编号：S0080524100003

张若熙  联系人 SAC 执证编号：S0080123090010

曲昊源 分析员SAC 执证编号：S0080523060004 SFC CE Ref：BSW232

季枫  分析员 SAC 执证编号：S0080523060017