20220905-东吴证券-国内大储行业专题报告_国内大储如火如荼_储能模式及技术多样化发展_77页_3mb

国内大储行业专题报告总结

核心内容概览

国内大储行业在政策驱动下快速发展，2021年新增装机2.5GW/4.6GWh，同比分别增长82.08%和88.49%，其中大储占比高达96%。2022年上半年公开招标已超20GWh，预计2022/2025年国内大储新增装机将分别达到5.8GW/11.2GWh和50.3GW/120.5GWh，2022-2025年CAGR分别为92.36%和111.88%。同时，美国作为全球最大大储市场，2022/2025年预计新增装机分别为7.7GW/21.1GWh和48.7GW/149.3GWh，2022-2025年CAGR分别为85%和92%。全球储能总需求和出货量预计分别达到169.5GW/431.3GWh和284.4GW/735.4GWh，CAGR分别为83%和80%。

主要观点

• 政策驱动显著：2021年以来，国家及地方层面出台超过400项储能相关政策，从“量”“利”“技”三个维度推动储能发展，如风光配储、分时电价、容量补偿等。
• 大储为主力：大储在电化学储能中占据主导地位，集中式新能源+储能、电源侧、电网侧储能占比达96%，是当前市场增长的核心驱动力。
• 独立/共享储能模式兴起：储能价格上涨导致传统电站收益率下降，独立/共享储能成为主流，具备规模化降本优势，收益率可达8.4%。
• 新技术与新规范加速落地：液冷、全氟己酮、钠离子电池、液流电池、氢储、光热储能、重力储能、压缩空气储能、飞轮储能等新技术不断涌现，推动行业多元化发展。
• 市场空间巨大：2025年国内储能新增装机预计达50.3GW/120.5GWh，市场潜力巨大，增速迅猛。

关键信息

国内政策支持

• 国家层面：2021年7月提出2025年实现新型储能规模化发展，2030年全面市场化；2022年3月再次强调政策导向，发展不设上限。
• 地方层面：23个省市区提出新能源配储要求，配储比例多在10%-20%之间，配储时长多在2h以上，部分省份达4h。
• 价格机制改革：取消储能充电“两费”，提升充放电价差；推出容量电价机制，保障储能收益。

市场动态

• 招标规模扩大：2022年上半年储能公开招标超过20GWh，2022年6月后招标提速明显，预计2022/2025年大储新增装机分别为5.8/44.0GW，11.2/106.4GWh。
• 项目分布：主要由国家级电网、能源类大型公司主导，2021年华能、国家电网、南方电网等招标数量和金额领先。
• 经济性测算：共享储能模式IRR可达8.4%，部分省份如山东、浙江等通过容量补偿和辅助服务获得收益。

技术与商业模式

• 技术发展：高压级联储能、液冷方案、钠离子电池、液流电池、氢储、光热储能、重力储能、压缩空气储能、飞轮储能等技术逐步产业化。
• 商业模式：独立储能、共享储能、储能租赁、参与电力市场交易、辅助服务市场等，收益来源多元化。

投资建议

• 国内储能电池/逆变器/EPC龙头：推荐宁德时代、亿纬锂能、阳光电源、南网科技，关注南都电源、盛弘股份、科华数据、上能电气、国轩高科。
• 储能相关储备及占比提升：推荐比亚迪、金盘科技，关注欣旺达、青鸟消防、国安达、英维克、智光电气、科陆电子、宝光股份、中国天楹。
• 海外户储受益标的：强烈看好锦浪科技、派能科技、德业股份、禾迈股份、昱能科技、固德威，关注科士达、鹏辉能源、科信技术。

风险提示

• 原材料价格持续上涨的风险；
• 政策落地不及预期的风险；
• 竞争加剧的风险。

发展路径对比（中美）

• 美国：市场化机制成熟，PPA电价高，ITC税收抵免延长10年，储能参与电力市场收益高。
• 中国：政策驱动为主，强制配储推动发展，独立/共享储能模式成为主流，未来政策支持将逐步完善。

行业趋势

• 储能市场将从政策驱动向市场化过渡，2025年国内储能新增装机有望达到50.3GW/120.5GWh。
• 储能技术多样化发展，新型储能技术加速产业化，提升市场竞争力。
• 储能商业模式创新，如共享储能、租赁模式、参与电力市场等，增强盈利能力和市场适应性。