储能全球观察-中东篇：能源转型带动大储需求

来源：华泰睿思

报告亮点

中东能源转型趋势确定，大储需求有待释放。中东降碳及经济转型诉求强烈，能源转型如火如荼，各国积极发展可再生能源，在当地电网基建薄弱的条件下，大储配套建设需求迫切。我们测算当地光储项目达6.6%，已初步具备经济性，测算沙特及阿联酋的储能空间需求达57.4GWh。随着未来可再生能源部署、储能持续降本、政策及盈利模式完善，中东储能需求有望加速涌现。

竞争格局高度集中，看好国内厂商出海。中东储能呈现大项目+大客户的特点，对厂商的技术实力、渠道布局、综合实力要求较高，市场格局高度集中，我们认为国内储能集成商具备显著优势，集中式逆变器厂商或更加契合当地需求。我们看好中东储能市场给国内储能龙头带来新增长极。

与市场观点的不同之处

市场缺乏对当地储能市场空间的定量测算。中东储能市场大型项目频频落地，市场关注度高，但市场缺乏对中东地区储能空间的定量测算。我们结合各国的新能源装机规划，横向对比中美储能市场，假设中东当地的配储系数与配储时长，定量测算得到在配储30%/3h条件下，沙特及阿联酋的储能空间需求达57.4GWh。

市场对于中东地区产业链及竞争格局认识不足。中东储能市场呈现大客户+大项目的特点，客户对厂商的技术实力、渠道布局、综合实力要求较高，短名单制度进一步加深壁垒，市场格局高度集中。国内储能集成商具备明显优势，我们收集市场上的公开订单数据，定量测算阳光电源在中东地区系统集成环节市占率超70%。

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核心观点

中东大储市场广阔，国内企业加速出海

中东降碳及经济转型诉求强烈，各国积极发展可再生能源，当地电网基建薄弱，大储配套建设需求迫切。我们测算当地光储项目达6.6%，已初步具备经济性，测算沙特及阿联酋的储能空间需求达57.4GWh。中东储能呈现大项目+大客户的特点，对厂商的技术实力、渠道布局、综合实力要求较高，市场格局高度集中，我们认为国内储能集成商具备显著优势，集中式逆变器厂商或更加契合当地需求，有望受益于中东市场需求的放量。

能源转型诉求强烈，新能源发展箭在弦上

中东平均度电碳排放高达658g/kWh，各国降碳与经济结构转型的诉求强烈，大多数国家承诺在2060年及以前实现碳中和，并提出积极的新能源装机规划，目前中东风光装机量占比仅8.8%，仍有较大提升空间。同时，中东年均太阳辐射量普遍超过2000kWh/m2，许多地区风速在8m/s以上，发电成本具备显著优势。根据我们的梳理，中东地区规划在建的储能项目规模已高达35.56GW，“强资源禀赋+高装机规划+低渗透率”或将有力支撑储能装机。

能源转型催生大储需求，大储步入快速发展期

在能源转型提速的背景下，储能作为提高新能源消纳、平衡电网负荷的应用，需求有望快速释放。中东电网互联程度较低，输配电投资仅占电力投资的8%~12%，储能需求更显迫切。我们中性测算中东光储项目IRR达6.6%，已初步具备经济性。配储30%/3h的中性假设下，2030年沙特和阿联酋的大储需求将达57.4GWh。随着未来可再生能源部署、储能持续降本、政策及盈利模式完善，中东储能需求有望加速涌现。

中东大储壁垒高筑，龙头企业加速出海

中东储能市场呈现大客户+大项目的特点，客户对厂商的技术实力、渠道布局、综合实力要求较高，短名单制度进一步加深壁垒，市场格局高度集中。系统集成方面，国内储能集成商具备明显优势，我们测算阳光电源在中东地区市占率超70%，具备较强阿尔法。逆变器方面，中东地区明显偏好集中式路径，以上能电气为代表的大功率市场龙头或更具优势。

风险提示：地缘政治风险、政策落地不及预期、市场竞争加剧、上游原材料价格大幅上涨。

正文

能源转型诉求强烈，新能源发展箭在弦上

经济结构转型和降低碳排放诉求推动中东地区能源转型

中东能源需求和经济发展高度依赖化石燃料。根据Ember统计，中东地区用电量稳步增长，2019-2023年发电量复合增长率达2.5%，根据IEA及Rystad Energy，2024-2026年中东电力需求增长率将达3%，2050年需求达2000TWh。由于化石能源供应充足且价格便宜，能源结构中以化石能源为主，清洁能源发展仍处于起步阶段，2023年清洁能源的发电量占比仅为5.0%。高度依赖化石能源的结果是碳排放远高于全球平均水平。根据Ember统计，2023年中东地区平均度电碳排放为658克/kWh，远超全球480g/kWh的水平。同时，由于中东各国均为石油天然气强国，经济结构也偏单一，经济情况受到油价影响大。以沙特为例，根据GASTAT Saudi Arabia和世界银行的统计，沙特石油产业发展与沙特全国GDP增速、政府财政情况均高度相关。

降低碳排放和经济结构转型诉求推动中东地区能源转型，各国均制定长期目标和投资规划。为了摆脱对石油天然气的依赖，减少碳排放，增强能源安全和经济稳定性，中东各国陆续制定了多个碳中和与可再生能源中长期装机目标。沙特、阿联酋等地区偏政府意志驱动，埃及、摩洛哥则是由于跟西欧国家的可再生能源发电的电力互联项目的经济性驱动。碳中和目标方面，阿联酋、阿曼、埃及、伊朗、以色列均承诺在2050年前实现碳中和，土耳其与沙特分别承诺在2053年和2060年前实现碳中和。可再生能源装机方面，沙特政府于2016年提出“2030愿景”并多次提高目标，其最新规划为从24年起每年招标20GW可再生新能源项目，到2030年实现可再生能源能源装机130GW，2030年可再生能源结构占比达50%以上；阿联酋目标2030年清洁能源装机达19.8GW，阿曼规划25GW风光制氢项目，规划27年光伏装机达3.4GW。

能源补贴逐步退坡，扫除能源转型路障

高昂的能源补贴成为能源转型进程的重要阻碍。中东地区大多数国家的经济发展主要依赖油气收入，并在此基础上建立了包括石油、天然气和电力补贴在内的福利制度，以消费环节补贴、生产环节补贴、现金补贴等方式发放能源补贴，根据IEA统计，中东大部分国家的能源补贴程度均为非常高或高。能源产品以低价的产品向社会提供，以支持经济发展、提高社会福利和维护社会稳定，因此中东地区汽油、柴油、电力价格低廉。然而可再生能源发电项目则难以直接获得政府燃料补贴，且当地电力价格较低也对可再生能源签署的PPA电价起到了压制作用，限制了可再生能源项目的经济性。

能源补贴逐步退坡，可再生能源经济性逐步显现。能源补贴虽然在短期内对社会起到了积极作用，但长远来看显现出不少弊端。首先，能源低价鼓励了能源的过度使用，导致能源消费的急剧增长和资源浪费。其次，补贴扭曲了市场价格，阻碍了节能投资和节能行为，降低了下游产业的竞争力。此外，能源补贴还给政府财政带来了沉重的负担。以伊朗为例，根据IEA统计，伊朗在2022年的传统能源补贴总额高达1269.6亿美元，占其国内生产总值的36%。因此，各国政府均在逐步对能源补贴进行退坡，随着能源价格的上升以及能源定价机制的市场化，中东地区可再生能源投资的经济性将逐步显现。

风光资源优渥，发电成本具备优势

中东太阳能资源优渥，成本优势显著。中东地区年均太阳辐射量普遍超过2000kWh/m2，整个中东地区接收的太阳能占地球太阳能资源的22%-26%。根据国际可再生能源署，由于项目规模大、劳动力成本低、日照资源丰富等，中东地区的光伏发电成本是全球平均水平的五分之一。以阿联酋、埃及、沙特为代表的中东国家坐落在发电潜力图的右下角，其平均阳光照射强度远高于其他国家，而光伏发电量占比不足5%，未来发展潜力较大。

中东地区在风力发电领域具有显著的地理和政策优势。与世界其他地区相比，中东许多地区风速较高，例如埃及的苏伊士湾、摩洛哥的大西洋沿岸、沙特阿拉伯的西北部沙漠以及阿曼的南部地区。沙特年均风速 6-8m/s，埃及许多地区风速均在8m/s以上，阿曼某些近海区域平均风速接近10m/s，资源优势尽显。此外与美国和欧洲相比，中东的风力发电项目审批流程更为高效，较少受到社区反对的阻碍，这为风电发展奠定了良好的流程环境。

渗透率低+风光项目储备多，未来装机有望高增

中东北非地区23年光伏装机接近8GW，BNEF预计24年将近12GW。根据BNEF统计，2023年中东北非光伏新增装机接近8GW，其预测24年/25年的新增光伏装机将达到近12GW/14GW，24年增速超50%。分国家来看，沙特/阿联酋/埃及23年新增装机分别为1.5/2.3/0.3GW，BNEF预计24年将增长至2.0/2.7/1.1GW。

中东风光累计发电装机占比仅8.8%，仍有较大提升空间。根据Ember统计，23年中东整体风光累计装机达48.55GW（部分国家为22年数据），风光装机占比仅8.8%，与大力发展新能源的欧洲（整体风光装机占比达30.9%）相比，中东各国仍有较大提升空间。分国家看，土耳其风光累计装机量达22.99GW，在其能源装机结构中占比21.4%，阿联酋风光累计装机6.02GW，占比11.3%，以色列风光累计装机4.55GW，占比21.4%。约旦、黎巴嫩、摩洛哥等小国家均大力发展新能源，风光装机占比在20%以上，其余国家风光装机占比均在10%以下。

招标及在建规模庞大，未来装机有望高增。我们对中东地区的近期规划及在建项目进行了统计，项目合计规模高达35.56GW。其中沙特国家可再生能源计划National Renewable Energy Program（NREP）前四轮光伏项目规模达4.5 GW，沙特于24年2月公布了NREP第5轮3.7 GW太阳能项目的资格厂商名单，埃及10GW全球最大光伏电站已于2023年12月开始建设，项目融资高达100亿美元。风光建设如火如荼，大规模的规划及在建项目或将有力支撑未来储能装机。

能源转型催生大储需求，大储步入快速发展期

新能源接入冲击电网，大储需求迫切

中东市场以表前储能为主，能量套利为主要应用。根据Apicorp在2021年的统计，中东并网运营的储能项目规模约为1.46GW，其中约1.3GW为表前储能，占比高达89%。为鼓励能源消费、控制经济发展，中东各国政府普遍实施大力度的能源补贴，导致中东各国地区电价远低于全球平均。以沙特为例，根据IMF的报告，2022年沙特用于能源补贴的金额高达2530亿美元，稳定的低电价影响表后储能的经济性，导致中东储能装机以表前储能为主。从应用场景上，中东地区储能盈利模式尚未成熟，能量套利为主要应用场景，占比64%，其余场景包括容量保障、调频服务等。

新能源结构占比提升，催生大储需求。中东积极响应全球碳排放及可持续发展目标，提高可再生能源结构占比，随着可再生能源并网量的增加，可再生能源的间歇性与不稳定性对电网的消纳能力、整合能力提出了较高的要求。电网消纳能力将受挑战，电网加固需求涌现。储能作为提升新能源消纳、提高电网整合能力、平衡电网负荷、提高电网稳定性的技术应用，其需求有望快速释放。

电网基建偏弱，储能需求越发迫切

中东电网以500kV及以下电压等级为主，跨国输电线路较为稀疏。沙特阿拉伯的东部、阿联酋、卡塔尔、科威特和伊朗南部等沿海地区是中东的主要石油和天然气产区，也是工业和居民区的重要聚集地，电力传输线路相对密集；沙特阿拉伯的中部和南部、约旦、伊拉克西部和伊朗中部等内陆地区，线路较为稀疏。部分地区例如伊拉克、叙利亚、伊朗和土耳其等，由于政治、经济或地理因素，电力联络较少；同时中东国家与非洲或亚洲的非中东国家的电力连接也相对较少。

中东分为三个次区域电网，互联互通水平较低。阿拉伯地区现存三个相互独立的次区域电网。1）马格里布电网连接北非三国，采用欧洲ENTSO-E的技术标准，与欧洲国家存在互联线路；2）八国电网由埃及、伊拉克、约旦、叙利亚和土耳其于1988年发起创立，后扩大到利比亚、黎巴嫩和巴勒斯坦，1996年八国就区域电力贸易达成了基本的操作规范；3）海湾互联电网连接海合会六个成员国，其一体化水平在区域内最高——2001年六国成立海合会互联互通管理局，专门负责区域电力一体化，2009年六国实现全面的电网互联，设置互联控制中心，并达成《区域电网总协定》、《电力交易协定》，2018年启动建设海合会电力市场系统，探索建设电力实时交易市场。总体而言，海湾互联电网互联程度相对较高，但马格里布电网与八国电网的电力互联主要用于双边临时性的、一次性的电力互助，互联程度很低。

跨国互联发展受到制约，储能有望成为灵活性资源的重要来源。不稳定的政治安全局势构成了中东地区电力一体化的首要障碍，两国之前关系的不和、信任的缺乏必然制约电网一体化发展。例如，摩洛哥与阿尔及利亚之间现有四条互联线路，但两国仅将它们用作电力事故时的紧急支援。许多国家基于现实情况，均优先发展本国电力系统，在缺乏跨国互联的灵活性资源的环境下，储能有望成为灵活性资源的重要来源。

电网投资力度偏弱，储能需求愈发迫切。中东地区电网基建偏弱，且电力投资呈现“重电源轻电网”特点。根据Apicorp统计，中东国家的可再生能源电力投资结构中，绝大部分用于投资发电，而仅有8%~12%用于输配电，远低于全球20%的平均水平，不平衡的投资结构限制了电网的升级改造。此外，中东电力市场高度国有化也限制了私营部门及外部的投资。在电网基建薄弱的情形下，储能的需求变得愈发迫切。

仍处发展初期，已初步具备经济性

中东大储仍处发展初期，偏提前部署，未来发展潜力大。我们以能源结构、电网情况、电力市场化程度来对比中国、美国、中东的储能需求定位和驱动因素。

1）中国可再生能源占比相对较高，但是发电端和用电端存在地域不匹配问题，可再生能源的消纳依靠高压输电线路实现西电东输或者配套储能就地消纳，电网为强大的统一大电网，电力市场化程度偏低，储能以解决消纳为主，盈利模式不成熟，因此各省网给的政策支持为主要驱动因素。

2）美国整体可再生能源占比不高，但是部分地区如加州占比高，电力高度市场化+区域电网+区域消纳的特点，使得德州和加州大储项目丰富，且盈利模式丰富，大储项目的投资回报率可观。

3）中东地区整体可再生能源处于起步阶段，但是未来目标激进，电力市场整体受管制，未来储能盈利模式暂不清晰，目前规划项目偏提前部署，以匹配可再生能源发展目标为主。

资源禀赋佳+光储系统成本低，中东光储系统或初步具备经济性。我们以沙特为例，对中东的光储项目的IRR进行了测算。假设光伏每年有效利用小时数为2500h，光伏投资成本为2.8元/W，其中光伏组件成本为0.8元/W，储能系统成本为0.85元/Wh，配储比例为20%/3h，项目使用年限为25年，光伏PPA电价为0.15元/kWh，储能在第12年以原成本的60%进行设备更新，无相关补贴，我们计算得到光储项目的IRR为6.6%，已初步具备经济性。随着未来光储成本的下降，光储项目有望进一步实现平价而实现放量。

我们认为，中东储能推进速度主要取决于以下五个因素：

1）可再生能源部署节奏

中东储能的核心需求点在于配套新能源建设。各国政府的可再生能源目标偏激进，目标时间节点多为2030年，近年间可再生能源的部署节奏将对储能的需求产生较大的直接驱动。

2）储能技术迭代及降本速度

技术进步和成本效益直接影响储能项目的经济性。技术迭代可降低生产成本，提高电池的能量转换效率、循环寿命、系统可靠性，为储能经济性带来边际改善。

3）各国政策支持力度

中东电力产业国有化程度较高，约60%的国家仅有一家垂直整合的电力公司，电力市场主体基本为政府所有或受到政府严格控制，因此中东储能项目以政府推动为主。中东电力项目多以65:35和85:15之间的杠杆比率进行贷款，部分国家通过提供财政补贴、税收优惠、低息贷款等激励措施来吸引储能项目的投资，有效推动储能的部署与落地。

4）电力市场改革进程

中东各国的电力市场整体受管制，电力市场化程度不高，储能盈利模式不清晰。随着未来电力市场化的逐步推进，储能有望实现调频、调峰、备用容量、套利、以及其他新兴盈利模式，多样化的盈利模式将有效提升投资收益，并降低投资风险。

5）相关法规的完善

中东国家的能源政策中，明确定义或管理储能系统的法规仍较少，空白的治理框架为投资带来了更大的风险。随着相关法规的完善，储能系统部署蓝图或将更加清晰。

近年来中东地区投运或者规划的大型储能项目大增，技术路线以锂电池储能为主。从应用场景看，离网光储、源侧配储、网侧储能均有涉及。离网光储的典型项目包括迪拜太阳能主题公园、沙特红海新城项目，项目诉求是实现能源独立供应，这些项目的电力来源均为可再生的太阳能或者风能，因此储能系统主要用于保证发电弱的时间比如晚间供电需求。源侧配储的典型为摩洛哥规划的5GW/20GWh储能项目，配套10GW光伏，计划通过海底电缆将新能源电力外送到英国。网侧储能包括阿布扎比水电局2019年投运的钠硫电池储能，以及沙特电力局（SEC）规划的2024-2025年合计24GWh的电池储能。

沙特阿联酋领衔，两国装机空间或达57.4GWh

我们预计24-25年锂电池储能项目投运量增长提速，主要系沙特贡献。我们推测23年中东地区的储能装机量约2-3GWh，主要系23年底并网的华为1.3GWh的红海新城项目，以及比亚迪供应的2GWh SEC一期项目部分释放。沙特能源部制定2024~2025年24GWh的储能项目计划，在2023年部分释放2GWh项目（前面的SEC一期），规划在2024年上半年释放6GWh项目，2024年下半年将再次招标总计10GWh的五个项目，2025年具体招标计划尚未宣布。我们预计沙特24年装机量或达到5-6GWh，25年将达到10-15GWh。摩洛哥规划的5GW/20GWh储能项目，配套10GW光伏，计划通过海底电缆将新能源电力外送到英国，该项目暂处规划中，后续投运将助力储能装机量增长。

中美的配储比例呈上升趋势，配储时长趋势不一。作为参考，我们统计了21-23年中美两国的装机数据，随着可再生能源比例的提高，中美两国的配储比例均呈现提升的趋势，中国配储时长走势向上，主要系各地政策对高配储时长的项目更为偏好，而美国配储时长从20年的1.94h提升至21年的2.98h后，22-23年呈下降趋势，主要系调频储能占比提升。

结合各国2030年的风光发电目标，参考中美两个市场的配储情况，我们对中东市场的大储需求做敏感性分析，考虑执行能力，仅考虑沙特和阿联酋，2030年合计需求中性预测达57.4GWh，乐观预测可达127.6GWh。

核心假设如下：

1） 沙特、阿联酋是目前风光可再生能源推进比较积极的国家，在日内调节的短时储能项目上偏好电化学储能，且背靠强大的国家主权基金/经济实力，执行落地性强，因此目前主要考虑这两个国家。

2） 虽然大储项目分为源侧和网侧项目，但是本质上都是可再生能源发电比例提升后，为提升新能源消纳比例，以及降低对电网波动的手段。结合中美两国的经验看，可再生能源发电占比越高，新增储能项目对应的配储比例和时长越长。

3） 储能远期需求应该是要综合考虑用电量、可再生能源发电比例、灵活性资源情况、电网消纳能力等来假设。其中，在灵活性资源方面，需要注意沙特和阿联酋均积极发展氢能（用可再生能源发电来电解水制绿氢），而氢能是长时储能的重要形式。因此我们在考虑锂电池储能的远期空间时，扣除用于制氢的风光装机量。我们假设可再生能源制氢均为光伏制氢，电解槽单位电耗为5.25 kWh/Nm3，沙特阿联酋的光伏有效年利用小时数均为2500h，我们测算出沙特/阿联酋制氢所需光伏装机达75.52GW/9.44GW。

4） 扣除掉制氢的风光装机后，我们对沙特和阿联酋基于配储比例（20%-50%）和配储时长（2h-4h）进行了锂电池储能装机的敏感性分析，中性配储30%/3h需求可达57.4GWh，乐观配储50%/4h需求可达127.6GWh。

中东大储壁垒高筑，龙头企业加速出海

产业链企业数量偏少，市场格局高度集中

中东储能产业链企业数量偏少，与光伏产业重合度较高，参与的企业主要包括：

1）业主/开发商：业主/开发商通常为当地的电力开发商，是储能项目的发起者和投资者，具备较强的资金实力与政府关系。中东区域的电力开发商包含三类：欧洲电力巨头（法资为主）、东亚电力巨头（日韩为主）、本土电力巨头（皇室资金背景），储能项目多以本土电力巨头为主导，典型代表包括沙特的ACWA power、阿联酋的EWEC等；

2）EPC厂商：EPC厂商在储能产业链中负责项目的设计、采购、施工和安装。在中东地区，EPC厂商主要为中国、印度和韩国的企业——中国的中国电建、中能建、上海电气等企业，印度的L&T，以及韩国的三星、现代等公司，都在中东地区的EPC市场中占有一席之地；

3）系统集成商：系统集成商通常与业主/开发商和EPC厂商紧密合作，他们根据项目需求和现场条件，选择合适的设备和技术方案。中东市场的系统集成商主要包括中国企业，如华为、阳光电源和比亚迪。系统集成商通常由EPC和业主共同决定，但决策权主要属于业主；

4）PCS厂商：PCS是连接储能系统与电网/负载的关键组件。中东地区的PCS以中国企业为主，如华为、阳光电源、上能电气、艾罗能源等。华为、阳光电源等系统集成厂商自研PCS，打包成为储能系统出售，这成为目前的主流出货方式。

中东储能市场高度集中，阳光电源稳居集成龙头地位。根据6W Research统计，沙特阿拉伯电池储能市场2023年的HHI指数达9136，远高于2017年2541的水平，市场规模快速集中。鉴于“大业主+大项目+资质要求高”的特性，我们认为中东储能市场的高集中度有望持续保持。我们根据公开订单信息梳理，测算得到中东储能市场的竞争格局，阳光电源以70.58%的市占率位居第一，比亚迪与华为分别位居第二第三，高集中度特性显著。

贸易环境友好，关税水平较低

中国与中东国家深化合作，贸易环境较为有利。23年11月，沙特与中国签署了为期三年、价值500亿人民币的互换协议，24年8月沙特公共投资基金PIF与中国工农中建等六家金融机构签署价值500亿美元的谅解备忘录。23年11月，阿联酋与中国签订了期限五年、价值350亿人民币的互换协议。24年5月，阿联酋总统访问中国期间，双方签署19条系列合作协议和谅解备忘录，并发布联合声明，强调将在清洁能源领域加强合作。国家层面的深化合作为我国企业出海中东创造了较好的贸易环境。

中东对中国进口光储产品关税普遍较低，给予中国企业友好的出口环境。根据商务部，沙特/阿联酋/埃及/伊朗/阿曼/科威特/土耳其对储能电芯以及储能系统的进口关税均在5%及以下，沙特/阿联酋/阿曼/科威特/土耳其/约旦对PCS的进口关税均为零，关税的贸易较低。

多因素加筑行业壁垒，对供应商要求较高

与其他地区相比，中东大储对供应商的要求较高，具体体现在：

1）看重全生命周期收益，对企业持续经营能力要求高。中东地区电价低，PPA签署协议时间较长，业主通常为本土的电力巨头，话语权较大，业主往往关注投资的长期性，需要厂商进行长期的运营与维护，质保期要求通常在10年以上，业主对厂商的持续经营能力要求高，包括项目经验、财务稳定性、技术能力等，综合实力强的厂商更容易获得订单。

2）极端天气环境多，对产品稳定性要求高。中东地区长期炎热、干旱、风沙天气，对储能系统抗恶劣自然条件的能力和品质稳定性要求高。在强风沙环境下，若设备防护等级不满足要求，细微沙尘进入设备内部，会导致电气绝缘性能下降、开关设备触头接触不良、二次设备故障等问题，对储能系统的安全运行带来威胁。因此，在产品稳定性上有更丰富的技术积累与项目经验的厂商更容易获得订单。

3）新能源投资回报率低，属于价格敏感型市场，对报价要求高。中东具有丰富的油气资源优势，传统能源价格较低，导致当地新能源上网电价也较低。中东地区光伏PPA电价多次创下全球最低记录，2021年4月，沙特600MW的Al Shuaibu光伏IP项目，以1.04美分/kWh的中标价创下全球最低记录。中东新能源投资回报率不高，业主对成本相对敏感，具备成本优势的企业将更容易获得订单。

4）大型项目偏多，偏好集中式逆变器方案。中东地区的项目规模通常较大，使得大功率的并网逆变器/PCS成为主流。此外，为了减少系统复杂性与提高效率，业主偏好将逆变器与升压变压器集成的设计，这也导致了集中式的逆变器成为市场主流。集中式逆变器技术路径的企业更容易获得订单。

5）实行短名单制度，仅少数企业有供货资格。“短名单”是中东新能源投资的特色制度，业主对EPC厂和主要设备厂都执行短名单制，定期进行考评，出现质量等问题的厂商将会被取消供货资格，厂商进入短名单往往需要1-2年。短名单制度在保证项目质量的同时，也意味着只有少数经过严格筛选的企业能够参与到市场竞争中，供应商形成相对封闭的圈子，进一步加深了行业的壁垒。具备先发优势、已进入大业主短名单的企业更容易获得订单。

多项优势汇聚，国内储能厂商大有可为

系统集成：国内储能厂商兼具多项优势

中国储能厂商已大举布局中东，阳光电源龙头地位显著。阳光电源从22年开始便在中东有多个大项目进行落地，相继与ACWA、L&T等巨头达成合作，24年7月与沙特AlGihaz签约全球最大7.8GWh储能项目，凸显阿尔法属性。此外，华为早在21年部署了1.3GWh的沙特NEOM离网项目，比亚迪也曾中标SEC一期2GWh订单，中国企业大举布局中东，先发优势显著。

横向比较中东市场系统集成商的几类参与者，我们认为国内专业的储能集成商具备相对优势明显，而其中阳光电源具备较强阿尔法。中东本土不具备储能产业链的生产能力，其储能集成环节参与者主要分为国内光伏厂商、国内电池厂商、海外储能厂商、国内储能集成商四类。我们结合当地储能系统集成商的各项竞争要素对各类参与者做横向比较，认为国内专业的储能系统集成商相对优势更明显，而其中阳光电源的阿尔法较强。

1）国内光伏厂商

由于大储的业主和EPC商跟光伏项目重叠度高，因此在大型地面电站有经验的企业更容易获得入场资格。部分国内光伏企业在中东具备大型电站落地的经验，有望借助渠道打入储能市场，例如在24年7月与沙特成立合资公司建设10GW电池及组件项目的晶科能源，其早在23年12月已获得中东515MWh储能大单。但总体而言，我们认为光伏企业切换到储能领域的跨度较大，中短期而言光伏企业不具备技术优势与成本优势，且财务稳定性表现较差，难以对储能厂商造成威胁。

2）国内电池厂商

电池在储能系统中成本占比过半，电池企业有望凭借技术优势向下游的储能系统延伸。但目前尚未有电池企业在中东落地大型项目，我们认为电池企业或不具备渠道优势，难以突破由短名单制度、当地项目经验等多因素筑成的高壁垒。

3）海外储能厂商

虽然特斯拉、Fluence等国际知名储能厂商在技术能力、品牌声誉上均较为突出，但其高昂的产品价格或难以打入成本敏感型的中东市场。根据24上半年营业成本及储能部署量进行测算，特斯拉储能的单位成本约为0.26美元/Wh，Fluence储能的单位成本约为0.33美元/Wh，远高于中东地区约1元/Wh的中标价格。我们认为海外储能厂商在成本上不具备优势，难以对国内储能厂商造成威胁。

4）国内储能集成商

阳光电源、华为等国内储能厂商兼具项目经验、财务稳定性、技术能力、成本优势、进入短名单等多项优势，在市场中的拿单能力显著优于其他类型的厂商。但是，专注于组串式方案的华为等厂商在技术路径与成本上呈现出一定的劣势，22年以后华为在中东的订单也有所下滑，阳光电源作为专注集中式路径的储能龙头，在中东市场表现出很强的阿尔法属性。

逆变器/PCS：集中式+成本优势大的企业有望突破

集中式技术路径占优，成本占优势的厂商表现更佳。如前所述，中东地区的项目规模通常较大，业主偏好集中式逆变器，专注于集中式逆变器路径的企业更容易获得订单。以上能电气为例，公司为大功率市场的龙头，21-23年在国内储能第三方大功率PCS215kW以上出货量排名中均为全国第一。此外，由于中东市场对价格较为敏感，具备成本优势的厂商表现将更佳。基于公司财报计算，上能电气23年光伏逆变器单位成本仅0.098元/W，历史上看其成本均低于其他厂商，有助于其在中东市场实现扩张。

中东市场放量，或为国内储能厂商带来业绩增量

总体而言，中东储能市场壁垒高，对供应商的项目经验、技术能力、综合实力均有较高要求，我们认为中东市场有望为国内储能龙头提供业绩增量。

风险提示

地缘政治风险

中东地区地缘政治复杂，区域冲突和政治不稳定可能影响项目的实施和运营。例如，战争、政治动荡或贸易摩擦可能导致项目延误、资金流动受限或完全中断。

政策落地不及预期

如果政府对于储能的支持政策未能如期实施，或者电价下降导致风光储项目的经济性下降，可能会削弱储能的市场需求，业主和投资者可能因此延迟或取消投资决策。

市场竞争加剧

随着市场的进一步扩大，新的企业可能进入市场，加剧竞争，可能导致市场份额被分割，竞争格局发生变化，影响现有企业的营收和利润。

上游原材料价格大幅上涨

行业产品成本受上游原材料价格影响较大，原材料成本在总成本中占比较高，价格大幅上升或将导致产品价格向下游传导不及时，影响产品毛利率和公司盈利能力，挤压行业利润空间。

本文源自：券商研报精选