核心观点
国内储能电站规划装机加速，行业超预期发展。我们统计了公开的储能项目中标信息，剔除可研、监理、设计、勘察等项目，1H22国内已中标的大型储能合计13.4GWh，同比+582%，远超2021全年中标量6.6GWh。从应用场景来看，1H22独立储能（包括共享储能）成为趋势，占比47%，发电侧风电光伏配储能占比25%。截至7月13日，已有17个储能项目招标发布，其中EPC和储能系统采购项目容量达到570MW/1140MWh。我们认为2H22国内储能电站有望超预期增长，主要原因是：（1）储能建设进度与新能源装机密切相关，新能源电站下半年有望迎来装机潮；（2）政策明确了共享储能商业模式，储能电站投资经济性明显改善；（3）EPC价格有回落趋势，降低初始投资成本。
政策理顺共享储能商业模式，较发电侧配储经济性提升。各省出台政策要求新能源场站自建或购买调峰能力，由此引发两种模式：新能源场站配储和共享储能。（1）新能源场站配储：由新能源场站的投资主体额外投资配建储能，但这类储能电站没有合理的收益模式，是纯成本项，根据我们的测算，当前价格水平下损失2%IRR，投资意愿不高。（2）共享储能：由第三方投资建设，新能源场站租赁相应的容量，储能电站可以通过容量租赁费和参与辅助服务市场获得收益，经济性明显提升。
国内储能电站快速放量，2025年市场空间近50GWh，带来370亿电池空间和52亿变流器空间。储能电站的需求空间与新能源装机量和节奏密切相关，根据我们的测算，到2025年中国储能电站市场空间达到19.2GW/48GWh，2021-2025年储能容量复合增速79%，对应2025年电池市场空间370亿元，变流器市场空间52亿。
产业链包括设备供应商-集成商-运营商三大环节，价值量大、储能业务占比高的环节有望受益。储能电站系统包括直流侧和交流测两大部分。直流侧以电池为主，同时包括温控、消防、汇流柜、集装箱等设备，交流测以变流器为主，同时包括变压器、集装箱等。集成商负责设备采购、集成和安装，最终向运营商交付储能电站。
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