电力设备与新能源行业专题研究：24年国内储能有望维持高速增长

　　24 年国内储能装机可达65~80GWh，中性增速56%24 年初储能装机持续高增，前瞻指标招标市场表现强劲，我们认为能够对24 年装机形成有力支撑。“十四五”期间全国储能装机规划已超80GW。24年光储产业链价格已经大幅下降，光伏配储项目的经济性与需求随之显著提升。配储要求更高的市场化项目不断涌现，多地风光竞配亦将储能配置情况纳入重要考核标准，配储规模有望随风光配储系数进一步提升。同时，政策也在密集出台，助推储能盈利模式走向完善，加快市场化进程。在多方催化下，我们预计24 年国内储能市场装机规模可达65.1~79.9GWh，同比增速达到39.6%~71.5%；中性预计规模可达72.6GWh，同比+55.8%。
　　高采招量支撑装机，工商储备案数据强劲
　　24 年初储能装机与招标数据持续高增。根据储能网，24 年1-2 月国内储能并网规模为2.91GW/7.74GWh，同比CNESA 口径数据+116%/181%。招标规模作为装机数据的前瞻指标，23Q4 至24Q1 已达24.17GW/75.11GWh，我们认为能够对24 年国内的储能装机量形成有力支撑。根据EESA，23 年中国用户侧储能装机规模1.89GW/4.77GWh，同比增长626.9%/412.9%。
　　而从前瞻指标备案量上看，根据能源电力说， 23H2 至24M2 用户侧备案规模已达12.81GWh。“十四五”期间全国储能装机规划已超80GW，且多地仍在持续提高储能装机规划目标，推动国内储能市场持续增长。
　　光伏配储成本下行，经济性与需求提升
　　2022 年下半年开始，光储产业链价格大幅下行，光伏配储项目的经济性与需求随之显著提升。我们经测算发现，光储产业链价格下降后，可以允许更多地区（上网电价低）+更多项目（配储比例与时长要求更高的项目）接入市场，带来光伏配储量显著提升。此外，如果消纳红线放开，将助推新能源新增装机量增长，带动配储规模提升。我们对装机规模进行了静态的敏感性测算，每1%消纳率的下调对应约5GW 的新增装机空间；若利用率从98%下调至90%，则对应约40GW 的装机空间。
　　市场化并网项目增多，配储系数提升
　　电网每年参考自身调节能力，设置保障性并网项目规模，超出的项目进入市场化并网项目，配储要求更高，相较风光装机更为敏感。当前，越来越多的市场化新能源项目配储要求朝着高比例（15%~30%）、高时长（4h）方向发展。同时，23 年下半年以来，河北、湖北、甘肃等多地风光竞配将储能配置情况纳入重要考核标准。随着储能市场化并网项目增多，配储规模有望随风光配储系数进一步提升，带来新的配储增量。
　　政策密集出台，拓宽储能盈利路径
　　根据储能与电力市场，2023 年近30 个区域发布了100 余条与储能相关的电力市场政策。具体来说：多地为储能开放电力中长期市场，超10 个区域在电力现货市场中纳入了储能；多地出台储能参与辅助服务市场的政策细则；湖南与甘肃为储能开启容量市场。在储能盈利尚未理顺的发展初期，政策是助推储能盈利模式走向完善的重要手段，各地政策密集出台，储能市场化进程提速。
　　风险提示：市场竞争加剧、上游原材料价格大幅上涨、配套政策落地力度不及预期。
【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。

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