中金发布研报称，澳大利亚风光发电占比较高，2023年合计达到28.14%，另外电网属于非环网不与其他国家互联，使得电网承受风光发电占比提升带来的挑战更大。澳大利亚电力市场改革进程、发展各阶段的调节性资源特征及参与者的核心竞争要素都具备参考性。预计澳大利亚2025-2030年合计新增风光装机66GW，新增储能装机116GWh。投资方向包括屋顶光伏、分布式光伏配储、VPP虚拟电厂、集中式储能、氢能和电动车充电设施，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，看好熟悉并网规则及具备较强解决方案能力的厂商。

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。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，后续能源转型节奏将快于AEMO预期。

风险因素

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。