中信证券研报认为，国家能源局发布2023年我国新型储能发展情况，并于近日公布新型储能试点示范项目名单。2023年国内储能装机量48.70GWh，高于此前预期，预计2024年国内装机有望超65GWh，增速超过30%。2023年以来多项政策要素演进推动储能商业模式多元化发展进程；需求场景多元和调节资源需求增长推动多种储能形式发展；动力电池价格下降也推动储能经济性成为可能。在储能行业长期发展趋势明确的情况下，建议关注在特定市场不断突破的储能企业，其中包括关键零部件企业、相关材料企业和储能的系统集成商等。建议围绕五条主线把握储能行业高速增长的机遇：1）储能逆变器环节；2）储能温控消防环节；3）具备能源管理和微网服务能力的细分龙头；4）其他新型储能及灵活性改造；5）国内外储能系统及EPC环节。
全文如下储能｜储能装机超预期，新变化值得期待
国家能源局发布2023年我国新型储能发展情况，并于近日公布新型储能试点示范项目名单。2023年国内储能装机量48.70GWh，高于此前预期，预计2024年国内装机有望超65GWh，增速超过30%。2023年以来多项政策要素演进推动储能商业模式多元化发展进程；需求场景多元和调节资源需求增长推动多种储能形式发展；动力电池价格下降也推动储能经济性成为可能。在储能行业长期发展趋势明确的情况下，我们建议关注在特定市场不断突破的储能企业，其中包括关键零部件企业、相关材料企业和储能的系统集成商等。
▍2023年国内储能装机量48.70GWh，好于预期，预计2024年国内装机有望超65GWh，增速超过30%。
近日国家能源局披露，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达31.39GW/66.87GWh，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约22.60GW/48.70GWh，好于预期。同时，2023年装机较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。结构上，2023年新型储能累计装机规模排名前5的省区分别是：山东3.98GW/8.02GWh、内蒙古3.54GW/ 7.10GWh、新疆3.09GW/ 9.52GWh、甘肃2.93GW/ 6.73GWh、湖南2.66GW/ 5.31GWh，华北、西北地区装机占比占全国50%。
整体来看，在政策推动、电网消纳压力与产业链降本推动下，国内储能市场总量增长料将保持较好的增长趋势；在结构上，新能源集中装机的西部地区及储能盈利模式更完善的地区装机增速领先。基于当前招标情况，我们预测2024年全年仅表前侧储能装机量或超60GWh，叠加工商业储能放量，整体国内装机有望超65GWh，同比增速超30%，从而带动行业持续发展和出货量的增加。
▍盈利仍是国内大储焦点，政策要素演进推动储能行业商业模式多元化。
针对当下国内大型储能，市场对于价格及盈利的关注要大于装机量及营收规模。据北极星储能网中标数据统计，2023年12月储能系统中标价普遍位于0.9元/Wh以下，最低价格至0.69元/Wh，较年初降幅近50%，而原材料碳酸锂的降价并不能完全消化终端的价格下行进而挤压中游盈利。基于此，我们认为国内大储产业链盈利改善的核心变量在于电力市场化改革节奏，及在此基础上储能商业模式多元化和明确推进的进程。2023年，政策端变化提速：1）电力现货市场：10月份国家发改委发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确全国各地现货市场建设时间表；2）新型储能容量电价：内蒙古、山东、新疆、甘肃四地推出新型储能容量补偿政策，进一步提升经济性；3）峰谷价差：全国各地峰谷差价差持续拉大。峰谷价差走阔的意义不仅在于刺激工商业储能发展，更重要的是它通过以电价为抓手为储能等调节资源的盈利途径提供“钱袋子”，在中长期维度上为储能商业模式完善提供重要支撑。我们认为政策端在2024年将释放更多积极信号，上述变化在2024年仍值得期待（可详见我们的报告《电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略：孕生机，待花开》，2023-12-28）。
▍需求场景多元和调节资源需求增长，推动多种储能形式发展。
为消纳高比例可再生能源、满足用户负荷需求，电力系统的储能应用存在多种时间尺度需求，包括短时和长时储能。从本次国家能源局公布的新型储能试点示范项目名单看，基于不同应用场景下的各技术路线百花齐放。在功率口径下，压缩空气、锂离子储能、混合储能、液流储能、钠离子储能技术路径排名前五，分别占比35%、26%、21%、11%、2%，其中除去混合储能技术路线，以压缩空气、液流电池为代表的非锂离子电池储能技术路线容量占比超过一半。中长期维度上，锂离子储能的主导地位无可争议，但在长时储能维度上，压缩空气及液流电池产业化进程在2023年亦迎来提速。压缩空气储能规划建设有望加速，百兆瓦级的商业项目有望逐步落地；全钒液流电池全生命周期成本优势大，初始投资成本边际改善明显，在国家电投和中核汇能两个全年最大规模招标看，4小时电池单价已落入2.2-3元/W区间，最低2.2元/Wh，初步具备竞争力，国内多家企业亦在积极推动其商业化进程。2023年全钒液流电池初始投资成本边际改善明显，预计后续规模效应释放将持续带来系统成本降低，届时产业链公司将迎来从0到1的放量机会。
▍风险因素：
新型电力系统建设推进不及预期；产业链价格波动；能源数字化平台推广不及预期；电力市场改革不及预期；相关行业补贴提前退出；海外展业限制；压缩空气储能行业发展不及预期的风险；熔盐储能产业链降本不及预期。
▍投资策略：
虽然2023年的储能行业受到到终端价格大幅下降和海外资金成本较高的冲击，但新能源大幅并网带来全球储能配置的刚性需求，行业长期空间广阔，同时考虑到电价机制和电力体制改革的推进，海外资金成本的下降和锂电池价格触底，政策端的大力支持，我们预计2024年全球储能行业有望孕育生机。
基于此，我们认为，国内市场，工商业储能在峰谷价差持续走阔及“两充两放”渗透率攀升背景下有望迎来高速增长；近期尖峰电价、容量电价、用户侧分摊成本的积极讯号频出，2024年国内大储有望实现商业模式加速闭环，盈利见底回升。海外市场，中国拥有完备的储能产业链，在内部环境存供给过剩风险的背景下通过出口寻找增量市场是未来的行业趋势。其中，美国是成长性与高确定性兼备的表前侧大储市场，欧洲户储库存有望在2024年中见底，预计届时户储市场将迎来明显景气度修复。
需求场景化推动多种灵活性调节资源发展。2023年其他多种新型储能亦迎来产业化加速，全钒液流电池等技术在降本方面取得长足进步。同时，容量电价政策的推出为火电盈利水平托底、改善运营情况，有助于后续灵活性改造增量释放。
结合以上行业发展趋势，我们建议围绕五条主线把握储能行业高速增长的机遇：1）储能逆变器环节；2）储能温控消防环节达；3）具备能源管理和微网服务能力的细分龙头；4）其他新型储能及灵活性改造；5）国内外储能系统及EPC环节。
