1、今年新能源最閃耀的賽道無(wú)疑是高電價(jià)刺激下井噴式增長(cháng)的歐洲家儲，需求高增長(cháng)拉動(dòng)產(chǎn)業(yè)鏈的出貨彈性，并促成了順暢的價(jià)格傳導能力，致使相關(guān)企業(yè)量利齊升，鋰電池的派能、鵬輝，逆變器的陽(yáng)光、錦浪、固德威、德業(yè)等，依然是儲能最確定的投資方向。但儲能的高景氣不止于家儲，近兩年大型儲能也處于爆發(fā)的拐點(diǎn)，美國持續高增，中國、歐洲蓄勢待發(fā)，如明年鋰電資源、材料價(jià)格下行，大型儲能產(chǎn)業(yè)鏈也有望呈現量利齊升。
2、從數據上看：
1）WoodMac口徑，美國2021年儲能裝機10.5GWh，同比增長(cháng)198%，其中表前大型儲能9.1GWh，占比87%；2022Q1美國儲能裝機2.4GWh，同比增長(cháng)163%，其中表前儲能1.9GWh；美國表前市場(chǎng)因鋰電池供給和價(jià)格因素，有部分項目推遲，但需求并未消失，是后續延續高增長(cháng)的基礎；預計2022年裝機超20GWh，采購需求40GWh。
2）Solar Media口徑，英國公用事業(yè)儲能招標11.5GW，創(chuàng )歷史新高，在動(dòng)態(tài)遏制、長(cháng)期平衡機制模式中，儲能較天然氣都已具備更強的競爭優(yōu)勢，未來(lái)放量可期。
3）索比儲能網(wǎng)統計，國內2022H1電化學(xué)儲能項目招標達14.2GW/31.2GWh（單6月達到2.2GW/4.5GWh；2021年國內裝機2.4GW/5GWh左右），尤其是寧夏、甘肅、山西、河北、山東的招標規模領(lǐng)先；隨著(zhù)國內可再生能源的快速發(fā)展，儲能調節已經(jīng)具備必要性，三北、山東、山西等地為國內大型儲能先行示范，若未來(lái)一年內“容量電價(jià)機制、輸配電價(jià)核算”的政策落地，國內大型儲能爆發(fā)在即。
3、國內大儲能招標超預期
近期，南網(wǎng)科技在其電子采購交易平臺發(fā)布2022-2024年儲能電池單體框架協(xié)議采購項目招標公告，標的為0.5C磷酸鐵鋰電池單體，預計招標規模為5.56GWh；此外近期各地大型光儲、獨立儲能項目招標頻繁啟動(dòng)，如近日華能啟動(dòng)云南四個(gè)光儲項目?jì)δ茉O備采購工作，按照10%/2h配儲比例，總規模達到110MWh，而值得注意的是，云南此前并未有明確的政策文件對新能源配儲的容量和比例進(jìn)行過(guò)要求。
1）看增速：國內增速不低于歐洲戶(hù)儲，且量更大。歐洲21年的戶(hù)儲裝機在2-3GWh，22年預期是在5-6GWh，23年的預期是12GWh，即近兩年歐洲的戶(hù)儲增速都是100%。反觀(guān)國內，截至2022年7月12日，國內累計電化學(xué)EPC和設備招投標合計約7.64GW/14.87GWh（為還原真實(shí)數據，在項目備案中，剔除設計框架標、報告編制標、勘察設計服務(wù)標、監理標等），其中大部分項目要求年底前完工。因而，預計22年國內儲能（僅考慮電力系統）裝機在6GW+/12GWh+，而21年國內電化學(xué)儲能裝機在1.87GW/3.49GWh（CNESA口徑），同比增速近250%。伴隨電池原材料成本的下降，疊加儲能補貼政策的落地，預計23年儲能裝機依然會(huì )翻倍裝機，預期在12GW/24GWh。
2）看拐點(diǎn)：國內儲能產(chǎn)業(yè)正在良性且高速的發(fā)展。邏輯一：儲能建設勢在必行，補貼政策或為重要推手。當前電網(wǎng)消納能力有限，在保證一定風(fēng)光利用率的前提下，或無(wú)法支撐起市場(chǎng)所預期的集中式風(fēng)光裝機?；蛭ㄓ谐雠_相應的補貼政策才能拉動(dòng)國內儲能發(fā)展，解決高比例可再生能源并網(wǎng)所造成的電網(wǎng)消納與穩定性問(wèn)題。邏輯二，風(fēng)光大基地建設提速，疊加儲能商業(yè)模式改善，下半年發(fā)電側配儲有望迎來(lái)快速且良性的發(fā)展。目前，國內風(fēng)光大基地要求強配儲能，比例一般為10%-20%，時(shí)長(cháng)多為2h。然而配置的儲能，由于沒(méi)有盈利模式，多為閑置，存在“劣幣驅逐良幣”的現象。能源局正在出臺相關(guān)的政策去疏導，如在6月的政策中提到：對于發(fā)電側，配儲項目符合資質(zhì)后可以參與電力市場(chǎng)，獲得合理的收益。
