电力设备与新能源-24年国内储能有望维持高速增长

免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1电力设备与新能源电力设备与新能源电力设备与新能源增持(维持)华泰研究华泰研究研究员SACNo.S0570522020002研究员SACNo.S0570518110004SFCNo.BSJ399联系人SACNo.S0570122070170shenjianguo@+(86)75582492388bianwenjiao@+(86)75582776411qitengyuan@+(86)2128972228行业走势图电力设备与新能源(%)沪深3002(9)(20)(30)(41)Apr-23Aug-23Dec-23Apr-2424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。资料来源：Wind，华泰研究光伏配储成本下行，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。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。2高采招量支撑装机，工商储备案数据强劲 3装机/招标数据强劲，各省规划目标推动 3政策与需求双驱动，工商储备案市场繁荣 5光伏配储成本下行，经济性与需求提升 7消纳红线若放开，配储规模有望进一步提升 9市场化并网项目增多，配储系数提升 政策密集出台，拓宽储能盈利路径 1324年国内储能装机可达65~80GWh，中性增速56% 16风险提示 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。324年1-2月储能装机数据持续高增。根据CNESA，23年储能装机规模21.5GW/46.6GWh，同比+192.6%/193.1%；截至2023年底，我国新型储能累计装机34.5GW/74.5GWh。根据储能网数据，2024年1-2月并网规模为2.91GW/7.74GWh，与CNESA口径的2023年1-2月数据相比，同比+116%/181%。其中，2024年1月并网2.5GW/6.6GWh，并网量较高主要系2023年底有并网项目未完成，延至24年初确认所致。运行项目规模(GW)运行项目规模运行项目规模(GW)87.086.664.64.54.42.72.42.72.42.52.00.70.620.70.620.50.7023年1月23年2月23年3月23年4月23年5月23年6月23年7月23年8月23年9月23年10月23年11月23年12月24年1月24年2月资料来源：CNESA、储能网、华泰研究“十四五”期间全国储能装机规划已超80GW全国“十四五”储能装机目标规模已经超80GW。分省份来看，青海、内蒙古、甘肃、山西、宁夏、山东、河南分别以9、9、6、6、5、5、5GW的规模领跑其他省份。资料来源：寻熵研究院、华泰研究多地仍在持续提高储能装机规划目标。内蒙古、河南、广东、湖北、广西五省陆续提高了“十四五”期间新型储能装机目标，总提升规模达到10.8GW。内蒙古装机规划从5GW提免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。4内蒙古原政策现政策2022年3月《内蒙古自治区“十四五”电力发展规划》：大规模储能、柔性输电等重大关键技术加速应用，全区新型储能规模达到内蒙古自治区人民政府办公厅2023年12月发布《关于促进新能源消纳若干举措的通知》：到2025年底，电网侧储能规模达到300万千瓦以上，电源侧储能规模达到600万千瓦以河南500万千瓦以上，智慧电厂、虚拟电厂等新业态新模式示范应用。2022年8月《河南省“十四五”新型储能实施方案》：2025年实现新型储能装机220万千瓦，2030实现新型储能全面市场化发展。河南人民政府在2023年6月印发了《关于加快新型储能发展的实施意见》：到2025年，河南省新能源项目配套储能规模达到470万千瓦以上，用户侧储能规模达到30万千瓦以广东广东省人民政府印发《广东省碳达峰实施方案的通知》：到广东省人民政府印发《广东省碳达峰实施方案的通知》：到2025年，新型储能装机容量达到200万千瓦以上。上;新型储能规模达到500万千瓦以上，力争达到600万千瓦。2023年3月《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》：到2025年，全省新型储能产业营业收入达到6000亿元，年均增长50%以上，装机规模达到300万千瓦。湖北2022年5月《湖北省能源发展“十四五”规划》：推进煤电机组“三改联动”，建成储能电站200万千瓦，开工建设抽水蓄能电2023年7月湖北省能源局《关于加快推动新型储能产业高质量发展的指导意见(征求意见稿)的函》：到2025年，新型储能电站装机规模达到300万千瓦，全省新型储能产业营业广西站750万千瓦以上收入达到4000亿元以上。2023年1月《广西壮族自治区碳达峰实施方案》：到2025年，新型储能装机容量达到200万千瓦左右2023年5月，广西壮族自治区发展和改革委员会《广西新型储能发展规划(2023—2030年)》：到2025年，全区新型储能装机规模力争达到300万千瓦左右，其中集中式新型储能并网装机规模不低于200万千瓦。资料来源：高工储能、各地政府官网、华泰研究储能采招需求旺盛，支撑24年储能装机。根据储能与电力市场，22年完成招标的储能项目共44GWh，而根据CNESA公布的23年实际并网规模为21.5GW/46.6GWh，22年的招标数据非常接近于23年的并网数据。我们认为招中标数据可作为装机的一个前瞻指标。根据储能与电力市场，23年储能采购需求共计48.2GW/118.5GWh，是22年的近3倍，24年Q1招标规模达到10.22GW/25.75GWh，同比+212%/160%，采招市场维持强劲增长态势。23Q4至24Q1整体招标规模已达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。合计（GW）合计（GWh）25205023年1月23年2月23年3月23年4月23年5月23年6月23年7月23年8月23年9月23年10月23年11月23年12月24年1月24年2月24年3月资料来源：储能与电力市场、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。52023年是工商业储能放量的元年，全年装机规模达到4.77GWh。随着国内工商储政策不断催化，各地分时电价政策落地、峰谷价差拉大，储能投资成本下降，工商业储能的经济性逐步显现，行业开始快速发展，2023年成为工商业储能的发展元年。根据EESA的统计，2023年中国用户侧储能新增装机规模1.89GW/4.77GWh，同比增长626.9%/412.9%。而根据GGII的统计，2023全年工商业储能出货量达7GWh。6543210装机量（GW）装机量（GWh）YoY（GW）YoY（GWh）4.771.890.934.771.890.930.470.190.330.380.190.260.17700%600%500%400%300%200%100%0%-100%20192020202120222023资料来源：EESA、华泰研究23年下半年至24年2月的工商储备案规模已达12.81GWh，高备案量有望支撑未来装机规模。工商储仍处于快速起步放量阶段，从前瞻指标备案量上看，根据能源电力说数据，2023下半年用户侧备案规模达4.18GW/10.00GWh，24年1-2月备案规模1.12GW/2.81GWh，高备案量有力支撑2024年装机规模。根据EESA的估计，2024和2025年国内工商储装机规模将分别达4.8GW/9.5GWh、6.15GW/14.3GWh，容量口径同比增速分别达到99.2%/50.5%。备案（GW）备案（GWh）3.02.52.512.52.00.50.02.161.932.00.50.02.161.931.971.381.210.980.820.650.420.300.510.450.790.621.4023年7月23年8月23年9月23年10月23年11月23年12月24年1月24年2月资料来源：能源电力说、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。6地域分布上，浙江、广东、江苏备案量领跑全国。根据EESA，2023年中国工商业储能项目备案数共4666个，其中浙江省以1188的备案数领跑全国，广东、江苏以755和705的备案数分列第二和第三。该三省项目备案数量占全国约60%，为2023年工商业储能发展的主要地区。其余省份中，山东、河南、湖北、安徽、福建的备案数量也在100个以上。资料来源：EESA、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。7光伏产业链价格下降，刺激光伏装机经济性与需求提升。2022年下半年开始，由于业内前期建设产能逐步释放，光伏组件价格持续下行，从2022年8月3日的1.97元/W稳步下降至2024年3月27日的0.93元/W，下降幅度达到52.8%。在光伏供给逐步走向过剩，产业链整体价格持续下行的背景下，诸多地区光伏项目的经济性显著提升，23年我国光伏并网容量达216.30GW，同比增速达到147.5%。2.00.5——平均价(RMB):光伏组件:主流品种（元/W）2022-01-052022-04-062022-07-062022-09-282022-12-212023-03-222023-06-212022-01-052022-04-062022-07-062022-09-282022-12-212023-03-222023-06-212023-09-132023-12-132024-03-13资料来源：同花顺iFind、华泰研究电芯价格下降，带动储能系统成本下降。锂价带动下，磷酸铁锂储能电池价格从2022年11月的0.995/Wh降至2024年3月的0.425元/Wh，降幅达57.3%。储能系统与储能EPC中标价格均呈现下行趋势，储能EPC从2022年11月的1.976元/Wh下降至2024年3月的1.33元/Wh，降幅达32.7%。储能系统从2022年11月的1.553元/Wh下降至2024年3月的0.69元/Wh，降幅达55.6%。60504030200202211202301202303202305202307202309202311202401中国:平均价:碳酸锂(电池级,99.5%,国产)方形磷酸铁锂储能电池价格-右轴202211202301202303202305202307202309202311202400.20.0资料来源：Wind、鑫椤锂电、华泰研究EPC（2h）储能系统（2h）2.52.022年11月22年12月23年1月23年2月22年11月22年12月23年1月23年2月23年3月23年4月23年5月23年6月23年7月23年8月23年9月23年10月23年11月23年12月24年1月24年2月24年3月资料来源：储能与电力市场、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。8光伏配储经济性测算：我们以100MW的光伏电站为例，假设上网电价0.35元/kWh，配储10%/2h，暂不考虑储能项目带来的收益，其他假设如下表所示。假设光储产业链降价前：光伏组件价格为2元/W（初始全投资成本为4元/W储能系统EPC1.6元/Wh。我们测算项目IRR为4.58%，资本金IRR为5.15%。假设光伏产业链降价后：光伏组件价格为0.85元/W（初始全投资成本为2.8元/W储能系统EPC1.2元/Wh。我们测算项目IRR为8.19%，资本金IRR为11.84%。结论：光储产业链成本显著下行，光伏配储项目的经济性与需求随之显著提升。资料来源：华泰研究预测我们选取影响较大的三个因素：光伏电站投资成本、上网电价、配储比例&时长，对光伏配储项目的经济性进行了敏感性分析。基础场景假设为储能EPC价格1.2元/Wh，光伏电站单位投资成本2.8元/W，配储10%/2h，上网电价0.35元/kWh。在测算后，我们得出结论：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。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。9资料来源：华泰研究预测我们认为电网若放开消纳红线，配储规模有望随新能源装机进一步增长。2018年10月30日，国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，首次提出把弃电率限制在5%以内。消纳并非物理上有限制，更多的问题在于机制，之前看消纳是主要制约因素，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。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。注：2023年光伏实际利用率98%为参考全国新能源消纳监测预警中心数据资料来源：华泰研究预测免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1023年集中式与分布式光伏装机两旺，我们预计24Q1装机仍将保持同比高速增长。2023年我国光伏装机216.30GW，同比增速达到147.5%；其中集中式/分布式光伏分别装机120.0/96.3GW，同比增速达到230.6%/88.5%。集中式装机增长主要来自于国央企主导下的第二、三批风光大基地的建设；分布式装机方面，22年国家发改委、国家能源局发布确保户用光伏“应并尽并”的政策后，户用光伏市场带动分布式光伏装机量快速攀升。叠加产业链价格快速下降，新技术持续突破，带动需求持续向好。据能源局统计，24年1-2月国内光伏新增装机36.72GW，同增80.3%；同时PVinfolink统计三月组件排产超50GW、环增50%，我们预计24Q1装机仍将保持同比高速增长。250200150100500集中式光伏并网容量（GW）分布式光伏并网容量（GW）96.396.351.1120.029.336.317.915.532.725.612.220192020202120222023资料来源：国家能源局、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。11市场化项目配储要求更高，相较风光装机更为敏感。电网每年参考自身调节能力，设置保障性并网项目规模，超出保障性并网规模的项目进入市场化并网项目，需要自建更多的储能项目。市场化并网项目针对保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后并网，与保障性并网只是在并网条件上有差异。据发改委、能源局《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。资料来源：寻熵研究院、华泰研究多地风光竞配将储能配置情况纳入重要考核标准。此前，项目主要是采取“满足配储要求即可拿全分，否则不满足竞配条件”的方式参与竞配，暂不存在配储比例越高分越高的评分要求。而23年下半年以来，河北、湖北、甘肃等多地区将储能配置情况纳入竞配的重要考核标准。比如，河北24年3月发布的竞配规模达30GW，市场化配储最高达到20%*4h；湖北2GW的风光项目中，提高配储比例成为新的竞争条件；甘肃天水的风光竞配项目中，新增储能不低于项目规模的10储能实施连续储能时长均不低于4小时。发布时间2024年3月12日风光项目规模30GW（保障性项目15.97GW、市场化项目14.03GW）并网时间安排保障性并网项目于2026年前全容量建成并网，市场化并网项目于2027年前全容量建成并网配储比例保障性并网项目：冀北和南网地区分别按照20%/2h和15%/2h配置储能市场化并网项目：按照多能互补、源网荷储、或20%/4h配置储能三类进行申报资料来源：河北省发改委、华泰研究发布时间2023年10月22日风光项目规模风光项目2GW，单个项目不超过0.1GW，同一企业申报不超过0.4GW配储情况以储能配置比例为竞配条件，包括基础储能容量和竞配储能容量。1.基础储能容量：根据项目的不同类型，按照20%/2小时(2.5小时)配置储能容量，作为基础条件。折合配储约0.8-1.0GWh左右2.竞配储能容量，新能源项目在基础配储容量之外自愿提高配储比例，作为竞争条件。新能源项目在保证合理收益的前提下，以自愿提高配储比例方式参加竞配。省能源局依据项目竞配比例从高到低安排新建项目资料来源：湖北省能源局、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。12发布时间2024年3月25日风光项目规模2.73GW（风电2.5GW、光伏230MW）项目种类均为市场化并网项目，经营期及上网电价按国家适用政策执行。配储要求新增储能不低于项目规模的10％，储能实施连续储能时长均不低于4小时，19个项目配置储能需求至少为273MW/1092MWh，鼓励选择效率更高的集中式电网侧储能方式时间安排须在2024年8月30日前开工建设，在2025年8月30日前具备全容量并网条件。项目开工建设之后未按规定时间并网的，超出期限3个月内，项目单位自查自纠，整改落实；超出期限3个月以上6个月以内，项目单位将纳入属地企业失信名单；超出期限1年以上，相关单位收回项目竞配指标资料来源：天水市发改委、国际能源网、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。13政策密集出台，助力储能拓宽盈利路径。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，包括电力中长期交易政策、现货市场政策、“两个细则”辅助服务政策、调峰/调频辅助服务专项政策、第三方主体参与电力市场相关政策、需求响应相关政策以及储能试点示范/储能发展专项政策，为储能参与各类电力市场奠定了基础。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，2023年各地储能政策密集出台，市场化进程提速。资料来源：EESA、华泰研究根据EESA统计，根据各地政策推进速度的差异，其盈利模式有所区别。在政策驱动下，我国表前储能逐渐形成了“容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务”等多元化的盈资料来源：EESA、华泰研究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。参与电力市场是储能盈利的重要途径。目前，电力中长期市场普遍为储能开辟了双边协商、挂牌和集中竞争交易多种交易类型。同时，随着电力现货市场建设的推进，2023年，储能也在山东、安徽、山西、广东、青海、宁夏等区域现货市场的应用中取得突破。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。14资料来源：储能与电力市场、华泰研究地区山东具体应用独立储能电站参与电力现货市场，已经接近2年。截至2023年11月8日，已有25家独立储能和3家配建储能市场主体进入现货市场，独立储能总容量为2.375GW/4.840GWh，配建储能总容量为30MW/60MWh安徽2023年9月、10月开展的两次电力现货市场结算试运行工作中，分别有8座、9座储能电站以“报量报价”或“自调度”的方式参与，在电力现货市场未中标时，具备AGC控制功能的储能电站还可申请参加调频市场调电试运行山西2023年10月独立储能电站首次参与电力市场现货交易-大同合荣储能电站以“报量报价”方式参与电力市场现货交易广东2023年10月1日，梅州宝湖储能电站以“报量报价”的方式参与电力现货市场优化出清青海2023年12月6日，电力现货市场首次调电试运行，2家独立储能电站参与宁夏2023年12月13日至15日，现货市场第一次结算试运行，10MW/2h以上的独立储能电站可“报量不报价”参与现货市场资料来源：储能与电力市场、华泰研究独立储能参与调峰辅助服务的市场化程度仍较低。独立储能目前在调峰的经济性核算上主要依靠政策制定的补偿价格。此外，电力现货市场将与调峰辅助服务市场逐渐融合。2024年2月8日，国家发改委、国家能源局发布的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》指出，电力现货市场连续运行的地区，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。未来储能调峰功能的实现将通过电价变化引导的充放电操作实现。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。15调峰类型及价格储能调用时长广西深度调峰补偿价格:0.396元/kWh300-330次福建深度调峰市场平均出清价格浙江削峰辅助服务报价上限:1000元/MWh或650元/MWh江苏可调负荷削峰辅助服务报价上限:3000元/MWh湖北深度调峰报价上限:200元/MWh湖南深度调峰报价上限:500元/MWh补偿价格上限:400元/MWh紧急短时调峰报价/补偿价格上限:600元/MWh深度调峰报价上限:300元/MWh四川深度调峰补偿标准：0.35元/kWh负荷侧资源参与调峰响应价格上限：3.5元/kWh≥250次(独立储能参与电力市场调用次数)河南深度调峰报价上限：300元/MWh≥350次陕西深度调峰报价上限:550元/MWh顶峰调峰报价上限:1500元/MWh≥260次新疆深度调峰补偿上限:550元/MWh保供等原因调用调峰补偿:350元/MWh另放电量还可获补偿:250元/MWh(不再获得容量补偿)南疆≥100次河北≥330次(独立储能参与电力市场调用次数)天津≥300次(独立储能参与电力市场调用次数)吉林深度调峰(第一批示范项目)补偿:500元/MWh资料来源：储能与电力市场、华泰研究湖南/甘肃为储能开启容量市场。伴随燃煤容量电价出台，部分区域也已经开始有关于建立储能容量市场的相关尝试。例如，山东、新疆、河北、内蒙古出台有容量补偿电价政策，甘肃、湖南为储能开辟特定的容量市场。其中，2023年3月14日至3月21日，湖南省5家储能企业完成了首次容量市场化交易。各地容量电价/容量补偿价容量电价/补偿价新疆逐年退坡的容量电价2023/2024/2025年:0.2/0.16/0.128元/kWh河北逐年退坡的容量电价2024年5月30日前并网:100元/kW·年2024年6月1日至9月30日并网发电的，容量电价逐月退坡:90/80/70元/kW年内蒙古≤0.35元/kWh山东约43元/kW.年(近似计算)容量市场甘肃调峰容量市场与火电同场竞价补偿标准上限：300元/MW·日湖南发电企业与储能企业通过双边协商、挂牌、集中竞价等交易方式，在交易中心交易平台上达成交易资料来源：储能与电力市场、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。16我们中性预计24年国内整体装机规模有望达到72.6GWh，增速达到56%。我们假设24年集中式光伏装机规模为138GW，YOY+15%；风电装机规模80GW，YOY+5.4%，工商储装机规模为9GWh,YOY+88.7%。考虑到24年1月并网数据高增系23年底部分未完工项目延期所致，所以23年实际装机数与大储实际配储系数（大储功率规模/集中式光伏与风电整体装机规模）更高。假设24年大储配储系数在23年实际配储系数（11.2%）的基础33.7GW/72.6GWh，同比+56.6%/55.8%。807060504030200规模-规模-GW规模-GWhYOY-GWYOY-GWh2021202220232024E300%250%200%150%100%50%0%资料来源：国家能源局、CNESA、储能网、华泰研究预测乐观场景预测：我们假设24年集中式光伏装机规模为144GW，YOY+20%；风电装机规模85GW，YOY+12.0%，工商储装机规模为10GWh,YOY+109.6%。假设24年大储配储系数在23年实际配储系数的基础上有15%的提升，达到12.9%。我们乐观预计24年国内储能装机规模可达36.8GW/79.9GWh，同比+71.1%/71.5%。悲观场景预测：我们假设24年集中式光伏装机规模为126GW，YOY+5%；风电装机规模75GW，YOY-1.2%，工商储装机规模为8GWh,YOY+67.7%。假设24年大储配储系数在23年实际配储系数的基础上有7%的提升，达到12.0%。我们乐观预计24年国内储能装机规模可达30.4GW/65.1GWh，同比+41.5%/39.6%。90807060504030200规模-GW规模-GWhYOY-GWYOY-GWh2021202220232024E300%250%200%150%100%50%0%资料来源：华泰研究预测7060504030200规模-GW规模-GWhYOY-GWYOY-GWh2021202220232024E300%250%200%150%100%50%0%资料来源：华泰研究预测免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。17市场竞争加剧新进入行业参与竞争企业众多，未来或存在行业竞争加剧、竞争格局变化导致企业营收不及预期，毛利率下降，净利润减少风险。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，价格大幅上涨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，挤压行业利润配套政策落地力度不及预期免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。18分析师声明本人，申建国、边文姣，兹证明本报告所表达的观点准确地反映了分析师对标的证券或发行人的个人意见；彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露本报告由华泰证券股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时期，华泰可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。以往表现并不能指引未来，未来回报并不能得到保证，并存在损失本金的可能。华泰不保证本报告所含信息保持在最新状态。华泰对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司不是FINRA的注册会员，其研究分析师亦没有注册为FINRA的研究分析师/不具有FINRA分析师的注册资华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。华泰及作者在自身所知情的范围内，与本报告所指的证券或投资标的不存在法律禁止的利害关系。在法律许可的情况下，华泰可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，为该公司提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务或向该公司招揽业务。华泰的销售人员、交易人员或其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。华泰没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。华泰的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。投资者应当考虑到华泰及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。有关该方面的具体披露请参照本报告尾部。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布的机构或人员，也并非意图发送、发布给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并需在使用前获取独立的法律意见，以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求，同时注明出处为“华泰证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。中国香港本报告由华泰证券股份有限公司制作,在香港由华泰金融控股（香港）有限公司向符合《证券及期货条例》及其附属法律规定的机构投资者和专业投资者的客户进行分发。华泰金融控股（香港）有限公司受香港证券及期货事务监察委员会监管，是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。在香港获得本报告的人员若有任何有关本报告的问题,请与华泰金融控股（香港）有限公司联系。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。19香港-重要监管披露•华泰金融控股（香港）有限公司的雇员或其关联人士没有担任本报告中提及的公司或发行人的高级人员。•有关重要的披露信息，请参华泰金融控股（香港）有限公司的网页.hk/stock_disclosure其他信息请参见下方“美国-重要监管披露”。在美国本报告由华泰证券（美国）有限公