通信行业周报：“通信+新能源”演绎最强主线，浅谈新型储能在大储的应用

通信 行业研究/行业周报 “通信+新能源”演绎最强主线，浅谈新型储能在大储的应用 报告日期：2022-12-12 行业评级：增持 行业指数与沪深300走势比较 % %12/21 % 3/22 6/229/22 % % 12% 1 -9 -20 -30 -41 通信沪深300 分析师：陈晶 执业证书号：S0010522070001邮箱：chenjing@hazq.com 分析师：张天 执业证书号：S0010520110002邮箱：zhangtian@hazq.com 相关报告 1.运营商数字经济新价值逐渐被市场认可，估值有望持续修复2022- 12-06 2.不惧存储市场调整，汽车存储赛道迎来高速增长2022-11-30 3.华安证券通信周专题：工业互联网 主要观点： 科技观点每周荟（通信） “通信+新能源”行业有望继续演绎，驱动因素由海外户储转向国内大储。2021年以来，在高电价和能源安全需求驱动下，全球户用储能需求迎来爆发；展望明年，在强制配储等政策的核心驱动下， 国内大储将迎来高速增长。截至11月，全国已有近30个省份出台了“十四🖂”新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏、分布式光伏以及风电的配套建设储能都提出了明确要求，新能源配储比例多集中在10%-15%，主流的储能时长为2小时，未来配储比例和时长仍有进一步提升空间。 抽水蓄能无法及时匹配需求，新型储能发展潜力巨大。抽水蓄能是目前主要的储能形式，2021年占比86.3%，新型储能主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能和重力储能等，2021年占比 12.5%，其中以锂离子电池方案为主。截至2021年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，同比增长30%，其中，新型储能累计装机规模5.7GW，同比增长74.5%。传统抽水蓄能对地势和环境要求严苛，而风光大基地多建在草原和沙漠地区，且未来几年抽水蓄能新增装机量远无法满足配储需求，预计到2026年，新型储能累积装机量规模接近50GW，复合增速50%以上，较 2022年新增装机量约39GW，按照目前1GW建设成本25亿元，则未来四年国内新型储能建设市场规模累计接近1000亿元。 电化学储能是当前新型储能主流技术路径，未来看好重力储能在大储的应用前景。目前主流的储能技术路径有抽水蓄能和电化学储能，新型储能中以锂离子电池为代表的电化学储能技术最为成熟。 1）抽水蓄能，建设周期大约6-8年，建设成本约为60亿/GW，能量转换效率65-80%，寿命40年以上，对自然地形要求较高，在过去10年成为全球最主要的储能形式；2）电化学储能，建设周期普 遍在6个月左右，目前新能源配储（以锂离子电池为例）建设成本 在12-17亿元/GW，独立储能建设成本在20亿元/GW以上，实际能量转换效率可达85-90%，使用寿命在5-10年；3）压缩空气储能，建设周期在1-1.5年，建设成本在50-60亿/GW，能量转换效 率在初期可达60%，目前改善至75%，使用寿命20-40年，但目前运行存在不稳定性；4）重力储能，建设周期在6个月左右，国内首个项目因在滩涂建设，地基松软、打桩成本较高，建设成本为 35亿/GW，后期在沙漠和草原建设可降至30亿/GW以下，使用寿 命在30年以上。 重力储能较抽水蓄能选址灵活，较电化学储能安全、可调频。电化学储能由于无法从根本上避免安全问题，且电池性能受到高低温环境影响，其次，电化学储能没有发电机转子，无法为电网提供转动 惯量维持电网频率稳定，因此，我们认为电化学储能无法成为主流的大型储能方案，其优势更多在于配电侧和用户侧。与之相比，重力储能末端配备大型发电机组，具备大转子，可以向电网提供转动惯量，同时也可以参与一次调频、二次调频，当然，重力储能当前也面临建筑稳定性和控制稳定性的技术考验，需要示范项目催熟。中国天楹参与建设的江苏如东100MWh项目为全国首个重力储能项目，预计明年Q1并网完成。 在商业模式层面，目前新型储能主要服务于电源侧、电网侧和用户侧，由于新能源强制配储会带来项目收益率的下滑，所以目前的大型储能主要以共享储能为主，主要盈利模式来源于电源侧客户的容 量租赁，电网侧客户的调频调峰，以及电力现货市场的买卖等。目前由于行业处于发展初期，已经建好的储能由于容量租赁比例不高，电力现货市场没有完善的发展，目前已经建好的电化学储能普遍存在内部收益率较低的情况。但是随着未来新政策落地、商业模式逐步完善，独立储能有较好的盈利空间。 投资建议 12月投资建议：受到防疫政策边际改善的影响，近期市场情绪持续好转，目前处于年报空窗期和基金年度考核节点前，我们建议重点关注明年下游需求有望反弹/反转的赛道以及可能受到政策/事件催化的板块。12月份我们继续看好运营商（数字经济核心卡位，公有云格局重塑，低估的H股尤其值得重视）、光纤光缆（近期移动集采有望启动、海缆展望明年交付大年）、通信加新能源（海外光伏、户储需求旺盛带动储能温控等配套件以及通信跨界整机代工、智能控制器市场初步打开）、通服网优（运营商政企业务外协需求增加、5G覆盖由广度转向深度）、军工信息化（“十四🖂”新型号加速放量带动信息化市场规模增加）几类资产的相对表现，相关建议关注标的为中国移动、中国电信、中国联通、中天科技、亨通光电、科士达、英维克、飞荣达、和而泰、朗特智能、润建股份、三维通信、上海瀚讯、盛路通信等。 风险提示 大型储能建设不及预期。 正文目录 1科技观点每周荟（通信）5 2市场行情回顾8 2.1行业板块表现8 2.2个股表现10 3产业要闻11 4重点公司公告13 5运营商集采招标统计14 6风险提示15 图表目录 图表1我国新型储能市场累积装机规模（历史值）5 图表2我国新型储能市场累积装机规模（预测值）5 图表3我国储能市场装机量结构（截至2021年底）6 图表4新型储能技术路径比较7 图表5上周板块指数行情统计9 图表6上周通信在申万一级行业指数中表现第309 图表7上周WIND通信行业板块指数行情统计10 图表8上周WIND通信行业概念指数行情统计10 图表9截至上周通信个股表现情况11 1科技观点每周荟（通信） “通信+新能源”行业有望继续演绎，驱动因素由海外户储转向国内大储。2022年“通信+新能源”成为行业最强赛道，其中，华数据半年3倍、科士达半年5倍、科信技 术四个月8倍，储能赛道长坡厚雪，行情有望继续演绎，驱动因素将由海外户储转向国内大储。2021年以来，在高电价和能源安全需求驱动下，全球户用储能需求迎来爆发；展望明年，在强制配储等政策的核心驱动下，国内大储将迎来高速增长。截至11月，全国已有近30个省份出台了“十四🖂”新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏、分布式光伏以及风电的配套建设储能都提出了明确要求，新能源配储比例多集中在10%-15%，主流的储能时长为2小时，未来配储比例和时长仍有进一步提升空间。 图表1我国新型储能市场累积装机规模（历史值）图表2我国新型储能市场累积装机规模（预测值） 资料来源：CNESA，华安证券研究所资料来源：CNESA，华安证券研究所 抽水蓄能无法及时匹配需求，新型储能发展潜力巨大。抽水蓄能是目前主要的储能形式，2021年占比86.3%，新型储能主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能和重力储能等，2021年占比12.5%，其中以锂离子电池方案为主。根据CNESA数据显示，截至2021年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，同比增长30%，其中，新型储能累计装机规模5.7GW，同比增长74.5%。传统抽水蓄能对地势和环境要求严苛，而风光大基地多建在草原和沙漠地区，且未来几年抽水蓄能新增装机量远无法满足配储需求，预计到2026年，新型储能累积装机量规模接近50GW，复合增速50%以上，较2022年新增装机量约39GW，按照目前1GW建设成本25亿元，则未来四年国内新型储能建设市场规模累计接近1000亿元。 图表3我国储能市场装机量结构（截至2021年底） 资料来源：CNESA，华安证券研究所 电化学储能是当前新型储能主流技术路径，未来看好重力储能在大储的应用前景。目前主流的储能技术路径有抽水蓄能和电化学储能，新型储能中以锂离子电池为代表的电化学储能技术最为成熟。下面从建设周期、建设成本、综合效率、使用寿命来比对各种储能技术的优劣势。1）抽水蓄能，建设周期大约6-8年，建设成本约为60亿/GW， 能量转换效率65-80%，寿命40年以上，对自然地形要求较高，在过去10年成为全球 最主要的储能形式；2）电化学储能，建设周期普遍在6个月左右，目前新能源配储（以 锂离子电池为例）建设成本在12-17亿元/GW，独立储能建设成本在20亿元/GW以上，实际能量转换效率可达85-90%，使用寿命在5-10年；3）压缩空气储能，建设周期在1-1.5年，建设成本在50-60亿/GW，能量转换效率在初期可达60%，目前改善至75%， 使用寿命20-40年，但目前运行存在不稳定性；4）重力储能，建设周期在6个月左右， 国内首个项目因在滩涂建设，地基松软、打桩成本较高，建设成本为35亿/GW，后期在 沙漠和草原建设可降至30亿/GW以下，使用寿命在30年以上。 重力储能较抽水蓄能选址灵活，较电化学储能安全、可调频。电化学储能由于无法从根本上避免安全问题，且电池性能受到高低温环境影响，其次，电化学储能没有发电机转子，无法为电网提供转动惯量维持电网频率稳定，因此，我们认为电化学储能无法成为主流的大型储能方案，其优势更多在于配电侧和用户侧。与之相比，重力储能末端配备大型发电机组，具备大转子，可以向电网提供转动惯量，同时也可以参与一次调频、二次调频，当然，重力储能当前也面临建筑稳定性和控制稳定性的技术考验，需要示范项目催熟。中国天楹参与建设的江苏如东100MWh项目为全国首个重力储能项目，预计 明年Q1并网完成。 图表4新型储能技术路径比较 类型储能方式 转换效 率 度电成本 元/千瓦时 建设周 期 使用寿 命 投资成本装机量缺点万元/MW 抽水蓄能 65-80% 0.2-0.25 6-8年 40-60年 几十到几1.地理、环境苛刻 600 百兆瓦2.成本高、周期长 压缩空气 60-75% 0.45-0.5 机械 重力储能 90-90% 0.5 1-1.520-40年500-600 年 0.5-1 100兆瓦以上 1.转化效率低 2.响应速度慢 3.不合适小规模场景 1.建筑性要求高 >30年300-350100兆瓦 年 2.发电稳定性待提高 3.建设规模大 1.机械应力和疲劳极限存在隐患 飞轮储能80-98%--20年 锂离子电 1000- 1500 几到几十兆瓦 2.放电时间短 3.充电状态必须保持高速旋转，自放电率高4.无法小型化 1.安全性差 池85-90%0.6-0.80.55-15年120-170- 钠离子电 池85-90%0.7-0.90.55-15年90-120- 电化 学 2.生产要求高、成本高 3.高低温影响性能 1.循环寿命和储能效率低于锂电池 2.供应链有待完善 1.初期投入高 全钒电池60-90%0.7-1.00.55-20年1100- 1300 几兆瓦 2.能量密度、转换效率低于锂电池 1.电池质量和体积能 铅酸电池 80-85% 0.6-0.8 0.5 5-10年 80-100-量密度偏低 2.循环寿命短 氢储能 30-50% >1.0 2年 >8年 1.能量转换效率低、投资成本高 13001兆瓦2.高度易燃易挥发，潜 在的风险隐患大 化学 1.热发电场景才有经 熔盐储能 <60% 0.9 2年 25年 济性，能量转换效率低 几十到几 500百兆瓦2.熔盐热导率、比热容 资料来源：《新型储能技术发展与展望》，华安证券研究所整理 低，对蓄热装置材料具有较高的抗腐蚀要求 最后，在商业模式层面，目前新型储能主要服务于电源侧、电网侧和用户侧，由于新能源强制配储会带来项目收益