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“十四五”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（“十四五”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。