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1、 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 证券研究报告 电力设备与新能源电力设备与新能源 24 年国内储能有望维持高速增长年国内储能有望维持高速增长 华泰研究华泰研究 电力设备与新能源电力设备与新能源 增持增持 (维持维持)研究员 申建国申建国 SAC No.S0570522020002 +(86)755 8249 2388 研究员 边文姣边文姣 SAC No.S0570518110004 SFC No.BSJ399 +(86)755 8277 6411 联系人 戚腾元戚腾元 SAC No.S0570122070170 +(86)21 2897 2228 行业走势图行业

2、走势图 资料来源：Wind，华泰研究 2024 年 4 月 12 日中国内地 专题研究专题研究 24 年国内储能装机可达年国内储能装机可达 6580GWh，中性增速，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

3、计 24 年国内储能市场装机规模可达 65.179.9GWh，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.

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

5、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

6、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。(41)(30)(20)(9)2Apr-23Aug-23Dec-23Ap

7、r-24(%)电力设备与新能源沪深300 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 电力设备与新能源电力设备与新能源 正文目录正文目录 高采招量支撑装机，工商储备案数据强劲高采招量支撑装机，工商储备案数据强劲.3 装机装机/招标数据强劲，各省规划目标推动招标数据强劲，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，配储系数提升市场化并网项目增多，配

8、储系数提升.11 政策密集出台，拓宽储能盈利路径政策密集出台，拓宽储能盈利路径.13 24 年国内储能装机可达年国内储能装机可达 6580GWh，中性增速，中性增速 56%.16 风险提示风险提示.17 LZiXMBdYlXaZJVkYbWlW7NaO9PtRqQoMnRfQpPrNlOmNoQaQnMrRwMnMtMxNmNrQ 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。3 电力设备与新能源电力设备与新能源 高采招量支撑装机，工商储备案数据强劲高采招量支撑装机，工商储备案数据强劲 装机装机/招标数据强劲，各省规划目标推动招标数据强劲，各省规划目标推动 24年年 1-2月储能

9、装机数据持续高增。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。图表图表1：2023-2024M2 国内储能并网规模国内储能并网规模 资料来源：CNES

10、A、储能网、华泰研究 “十四五”期间全国储能装机规划已超“十四五”期间全国储能装机规划已超 80GW。根据寻熵研究院的统计，截至 24 年 1 月底，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。图表图表2：23 地发布“十四五”储能装机目标，估计规模超地发布“十四五”储能装机目标，估计规模超 80GW（截至（截至 2024 年年 1 月底）月底）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。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

11、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 提升至9GW；河南从2.2GW提升至6GW；广东、湖北、广西装机目标也从2GW 提升到3GW。0.70.61.21.00.84.62.10.71.31.03.14.42.5 0.5 1.51.22.82.41.59.84.51.62.72.07.09.56.6 1.2 02468101223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月运行项目规模(GW)运行项目规模(GWh)24年1-2月Yo

12、Y116%/181%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 电力设备与新能源电力设备与新能源 图表图表3：部分地区提高装机规划目标部分地区提高装机规划目标 原政策原政策 现政策现政策 内蒙古 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 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。内蒙古自治区人民政府办公厅 2023 年年 12 月月发布 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 万千瓦以上。河南

13、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 年年 6 月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 万千瓦以上;新型储能规模达到 500 万千瓦以上，力争达到 600 万千瓦。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 2025年，新型储能装机容量达到 200 万千瓦以上。2023 年年 3 月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

14、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站 750 万千瓦以上 2023 年年 7 月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收入达到 4000 亿元以上。广西 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 年年 5 月月，广西壮族自

15、治区发展和改革委员会广西新型储能发展规划(20232030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，支撑储能采招需求旺盛，支撑 24 年储能装机。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 48.2G

16、W/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。图表图表4：2023-2024Q1 国内储能中标规模国内储能中标规模 资料来源：储能与电力市场、华泰研究 051015202523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

17、合计（GW）合计（GWh）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。5 电力设备与新能源电力设备与新能源 政策与需求双驱动，工商储备案市场繁荣政策与需求双驱动，工商储备案市场繁荣 2023 年是工商业储能放量的元年，全年装机规模达到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

18、.9%。而根据 GGII 的统计，2023 全年工商业储能出货量达 7GWh。图表图表5：2019-2023 年国内工商储装机规模年国内工商储装机规模 资料来源：EESA、华泰研究 23 年下半年至年下半年至 24 年年 2 月的工商储备案规模已达月的工商储备案规模已达 12.81GWh，高备案量，高备案量有望有望支撑未来装机支撑未来装机规模规模。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 EES

19、A 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%。图表图表6：2023M7-2024M2 国内工商储备案规模国内工商储备案规模 资料来源：能源电力说、华泰研究 0.190.170.190.261.890.380.470.330.934.77-100%0%100%200%300%400%500%600%700%0020202120222023装机量（GW）装机量（GWh）YoY（GW）YoY（GWh）0.51 0.45 0.62 0.79 0.42 1.

20、38 0.82 0.30 1.93 1.21 1.40 1.97 0.98 2.51 2.16 0.65 0.00.51.01.52.02.53.023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月备案（GW）备案（GWh）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 电力设备与新能源电力设备与新能源 地域分布上，浙江、广东、江苏备案量领跑全国。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

21、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。图表图表7：2023 年国内工商储项目备案地图年国内工商储项目备案地图 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 电力设备与新能源电力设备与新能源 光伏配储成本下行，经济性与需求提升光伏配储成本下行，经济性与需求提升 光伏产业链价格光伏产业链价格下降，刺激光伏装机经济性与需求提升。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

22、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%。图表图表8：2022 年初至今主流光伏组件价格年初至今主流光伏组件价格 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。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

23、 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%。图表图表9：2022 年年 11 月至今碳酸锂价格与储能电池价格月至今碳酸锂价格与储能电池价格 图表图表10：2022 年年 11 月至今月至今 EPC 与储能系统中标价（单位：元与储能系统中标价（单位：元/Wh）资料来源：Wind

24、、鑫椤锂电、华泰研究 资料来源：储能与电力市场、华泰研究 0.51.01.52.02022-01-052022-04-062022-07-062022-09-282022-12-212023-03-222023-06-212023-09-132023-12-132024-03-13平均价(RMB):光伏组件:主流品种（元/W）0.00.20.40.60.81.01.2002022303202305202307202309202311202401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0.51.01.52.02.5

25、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EPC（2h）储能系统（2h）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 电力设备与新能源电力设备与新能源 光伏配储经济性测算：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

26、。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。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。图表图表11：光伏电站收益测算假设光伏电站收益测算假设 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

27、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）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。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 电力设备与新能源电力设备与新能源 图表图表12：光伏配储项目经济性敏感性分析光伏配储项目经济性敏感性分析 资料来源：华泰

28、研究预测 消纳红线若放开，配储规模有望进一步提升消纳红线若放开，配储规模有望进一步提升 我们认为我们认为电网电网若若放开消纳红线，配储规模有望随新能源装机进一步增长。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，

29、将助推新能源新增装机量增长，带动配储规模提升。图表图表13：消纳率下调对应新能源装机规模的弹性测算消纳率下调对应新能源装机规模的弹性测算 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。10 电力设备与新能源电力设备与新能源 23 年集中式与分布式光伏装机两旺，我们预计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。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

30、.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 PV infolink 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。图表图表14：2019-2023 集中集中式式/分布式光伏新增并网容量规模分布式光伏新增并网容

31、量规模 资料来源：国家能源局、华泰研究 17.9 32.7 25.6 36.3 120.0 12.2 15.5 29.3 51.1 96.3 0500200222023集中式光伏并网容量（GW）分布式光伏并网容量（GW）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 电力设备与新能源电力设备与新能源 市场化并网项目增多，配储系数提升市场化并网项目增多，配储系数提升 市场化项目配储要求更高，相较风光装机更为敏感。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

32、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。图表图表15：部分市场化新能源配储要求朝着高比例、高时长方向发展（截至部分市场化新能源配储要求朝着高比例、高时长方向发展（截至 24 年年 3

33、 月，以最高配储比例作图参考）月，以最高配储比例作图参考）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。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

34、续储能时长均不低于 4 小时。图表图表16：河北关于组织申报河北关于组织申报 2024 年风电、光伏发电年度开发方案项目的通知年风电、光伏发电年度开发方案项目的通知 发布时间发布时间 2024 年 3 月 12 日 风光项目规模风光项目规模 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

35、进行申报 资料来源：河北省发改委、华泰研究 图表图表17：湖北关于探索开展新能源项目竞争性配置的通知湖北关于探索开展新能源项目竞争性配置的通知 发布时间发布时间 2023 年 10 月 22 日 风光项目规模风光项目规模 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

36、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 电力设备与新能源电力设备与新能源 图表图表18：甘肃天水天水市“十四五”第三批新能源项目竞争性配置公告甘肃天水天水市“十四五”第三批新能源项目竞争性配置公告 发布时间发布时间 2024 年 3 月 25 日 风光项目规模风光项目规模 2.73GW（风电 2.5GW、光伏 230MW）项目种类项目种类 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。配储要求配储要求 新增储能不低于

37、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 电力

38、设备与新能源电力设备与新能源 政策密集出台，拓宽储能盈利路径政策密集出台，拓宽储能盈利路径 政策密集出台，助力储能拓宽盈利路径。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。图表图表

39、19：源网侧储能部分重要政策发布时间轴源网侧储能部分重要政策发布时间轴 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”等多元化的盈利模式。图表图表20：我国不同地区大储盈利模式我国不同地区大储盈利模式 资料来源：EESA、华泰研究 多地为储能开放电力中长期市场，超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。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

40、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 电力设备与新能源电力设备与新能源 图表图表21：我国各地电力现货市场进展情况我国各地电力现货市场进展情况 资料来源：储能与电力市场、华泰研究 图表图表22：储能在电力现货市场中的应用储能在电力现货市场中的应用 地区地区 具体应用具体应用 山东山东 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

41、，独立储能总容量为2.375GW/4.840GWh，配建储能总容量为 30MW/60MWh 安徽安徽 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 青海青海 2023 年 12 月 6 日，

42、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

43、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 电力设备与新能源电力设备与新能源 图表图表23：2023 各地调峰补偿及储能参与电力市场承诺调用次数各地调峰补偿及储能参与电力市场承诺调用次数 区域区域 调峰类型及价格调峰类型及价格 储能调用时长储能调用时长 广西 深度调峰 补偿价格:0.396 元/kWh 300-330 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/MW

44、h 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:3

45、50 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 湖南湖南/甘肃为储能开启容量市场。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

46、市场化交易。图表图表24：我国不同地区大储盈利模式我国不同地区大储盈利模式 各地容量电价各地容量电价/容量补偿价容量补偿价 区域区域 容量电价容量电价/补偿价补偿价 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 2024 年 10 月 1 日至 12 月 31 日并网发电:50 元/kW年 内蒙古 0.35 元/kWh 山东 约 43 元/kW.年

47、(近似计算)容量市场容量市场 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 电力设备与新能源电力设备与新能源 24 年国内储能装机可达年国内储能装机可达 6580GWh，中性增速，中性增速 56%我们中性预计我们中性预计 24 年国内整体装机规模有望达到年国内整体装机规模有望达到 72.6GWh，增速达到，增速达到 56%。我们假设 24年集中式光伏装机规模为 138GW，YO

48、Y+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%）的基础上 有 10%的 提 升，达到 12.3%。我 们 中 性 预计 24 年 国 内 储能 装机规 模 可达33.7GW/72.6GWh，同比+56.6%/55.8%。图表图表25：国内储能规模中性预测国内储能规模中性预测 资料来源：国家能源局、CNESA、储能

49、网、华泰研究预测 乐观场景预测：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：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

50、 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%。图表图表26：国内储能规模乐观预测国内储能规模乐观预测 图表图表27：国内储能规模悲观预测国内储能规模悲观预测 资料来源：华泰研究预测 资料来源：华泰研究预测 0%50%100%150%200%250%300%00708020224E规模-GW规模-GWhYOY-GWYOY-GWh0%50%100%150%200%250%300%007080902

51、0224E规模-GW规模-GWhYOY-GWYOY-GWh0%50%100%150%200%250%300%007020224E规模-GW规模-GWhYOY-GWYOY-GWh 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 电力设备与新能源电力设备与新能源 风险提示风险提示 市场竞争加剧市场竞争加剧 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

52、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，挤压行业利润空间。配套政策落地力度不及预期配套政策落地力度不及预期 行业发展受政策扶持较多，各地区政策推出、落实存在差异，若配套政策落实不及预期，影响行业发展。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 电力设备与新能源电力设备与新能源 免责免责声明声明 分析师声明分析师声明 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。一般声明及披露一般声明及披

53、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

54、，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 分析师的注册资格。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

55、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

56、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

57、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

58、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 电力设备与新能源电力设备与新能源 香港香港-重要监管披露重要监管披露 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 https:

59、/.hk/stock_disclosure 其他信息请参见下方“美国“美国-重要监管披露”重要监管披露”。美国美国 在美国本报告由华泰证券（美国）有限公司向符合美国监管规定的机构投资者进行发表与分发。华泰证券（美国）有限公司是美国注册经纪商和美国金融业监管局（FINRA）的注册会员。对于其在美国分发的研究报告，华泰证券（美国）有限公司根据1934 年证券交易法（修订版）第 15a-6 条规定以及美国证券交易委员会人员解释，对本研究报告内容负责。华泰证券（美国）有限公司联营公司的分析师不具有美国金融监管（FINRA）分析师的注册资格，可能不属于华泰证券（美国）有限公司的关联人员，因此可能不受 F

60、INRA 关于分析师与标的公司沟通、公开露面和所持交易证券的限制。华泰证券（美国）有限公司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。任何直接从华泰证券（美国）有限公司收到此报告并希望就本报告所述任何证券进行交易的人士，应通过华泰证券（美国）有限公司进行交易。美国美国-重要监管披露重要监管披露 分析师申建国、边文姣本人及相关人士并不担任本报告所提及的标的证券或发行人的高级人员、董事或顾问。分析师及相关人士与本报告所提及的标的证券或发行人并无任何相关财务利益。本披露中所提及的“相关人士”包括FINRA 定义下分析师的家庭成员。分析师根据华泰证券的整体收入和盈利

61、能力获得薪酬，包括源自公司投资银行业务的收入。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或不时会以自身或代理形式向客户出售及购买华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或其高级管理层、董事和雇员可能会持有本报告中所提到的任何证券（或任何相关投资）头寸，并可能不时进行增持或减持该证券（或投资）。因此，投资者应该意识到可能存在利益冲突。新加坡新加坡 华泰证券（新加坡）有限公司持有新加坡金融管理局颁发的资本市场服务许可证，可从事资本市场产品交

62、易，包括证券、集体投资计划中的单位、交易所交易的衍生品合约和场外衍生品合约，并且是财务顾问法规定的豁免财务顾问，就投资产品向他人提供建议，包括发布或公布研究分析或研究报告。华泰证券（新加坡）有限公司可能会根据财务顾问条例第 32C 条的规定分发其在华泰内的外国附属公司各自制作的信息/研究。本报告仅供认可投资者、专家投资者或机构投资者使用，华泰证券（新加坡）有限公司不对本报告内容承担法律责任。如果您是非预期接收者，请您立即通知并直接将本报告返回给华泰证券（新加坡）有限公司。本报告的新加坡接收者应联系您的华泰证券（新加坡）有限公司关系经理或客户主管，了解来自或与所分发的信息相关的事宜。评级说明评级

63、说明 投资评级基于分析师对报告发布日后 6 至 12 个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回报）相对基准表现的预期（A 股市场基准为沪深 300 指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普 500 指数，台湾市场基准为台湾加权指数，日本市场基准为日经 225 指数），具体如下：行业评级行业评级 增持：增持：预计行业股票指数超越基准 中性：中性：预计行业股票指数基本与基准持平 减持：减持：预计行业股票指数明显弱于基准 公司评级公司评级 买入：买入：预计股价超越基准 15%以上 增持：增持：预计股价超越基准 5%15%持有：持有：预计股价相对基准波动在-15%5%之间 卖出：卖出：预计股

64、价弱于基准 15%以上 暂停评级：暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策 无评级：无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息 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。20 电力设备与新能源电力设备与新能源 法律实体法律实体披露披露 中国中国：华泰证券股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格，经营许可证编号为：941011J 香港香港：华泰金融控股（香港）有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格，经营许可证编号为：AOK809 美国美国：华泰证券

65、（美国）有限公司为美国金融业监管局（FINRA）成员，具有在美国开展经纪交易商业务的资格，经营业务许可编号为：CRD#:298809/SEC#:8-70231 新加坡：新加坡：华泰证券（新加坡）有限公司具有新加坡金融管理局颁发的资本市场服务许可证，并且是豁免财务顾问。公司注册号：202233398E 华泰证券股份有限公司华泰证券股份有限公司 南京南京 北京北京 南京市建邺区江东中路228号华泰证券广场1号楼/邮政编码：210019 北京市西城区太平桥大街丰盛胡同28号太平洋保险大厦A座18层/邮政编码：100032 电话：86 25 83389999/传真：86 25 83387521 电话：

66、86 10 63211166/传真：86 10 63211275 电子邮件：ht- 电子邮件：ht- 深圳深圳 上海上海 深圳市福田区益田路5999号基金大厦10楼/邮政编码：518017 上海市浦东新区东方路18号保利广场E栋23楼/邮政编码：200120 电话：86 755 82493932/传真：86 755 82492062 电话：86 21 28972098/传真：86 21 28972068 电子邮件：ht- 电子邮件：ht- 华泰金融控股（香港）有限公司华泰金融控股（香港）有限公司 香港中环皇后大道中 99 号中环中心 53 楼 电话：+852-3658-6000/传真：+852-2567-6123 电子邮件： http:/.hk 华泰证券华泰证券（美国美国）有限公司有限公司 美国纽约公园大道 280 号 21 楼东（纽约 10017）电话：+212-763-8160/传真：+917-725-9702 电子邮件:Huataihtsc- http:/www.htsc- 华泰证券（新加坡）有限公司华泰证券（新加坡）有限公司 滨海湾金融中心 1 号大厦,#08-02,新加坡 018981 电话：+65 68603600 传真：+65 65091183 版权所有2024年华泰证券股份有限公司