儲能行業規模化發展的條件已經成熟。一方面，隨著技術的進步與產能的擴張，近年來風電、 光伏的發電成本與鋰離子電池的制造成本降幅顯著，在新能源上網側平價的基礎上，當前全 球正朝著“新能源+儲能”平價的方向快速前進。另一方面，儲能在電力系統中的定位與商 業模式正日漸清晰，目前美國、歐洲等發達地區儲能市場化發展的機制已基本建立，新興市 場的電力系統改革亦持續加速，儲能行業規模化發展的條件已經成熟。

2021 年起全球儲能行業進入高速發展階段。根據 BNEF 統計，2021 年全球新增儲能裝機規 模為 10GW/22GWh，較 2020 年實現翻倍以上增長，截至 2021 年底全球累計儲能裝機容量 約為 27GW/56GWh。考慮到 2021 年底全球累計風電/光伏裝機規模已達到 837/942GW，以 此推算儲能在全球風電光伏裝機中的占比僅為 1.5%，我們認為儲能市場的高速增長才剛剛 開始，行業發展前景廣闊。

從規模體量來看，大型儲能是當前全球儲能裝機的主力。從產品形態與銷售模式上來看，大 致可以將儲能分為大型儲能與戶用儲能兩大類別，其中大型儲能以 MWh 級別以上的集裝箱 式系統為主，終端客戶為大型電力公司或工商企業，主要通過集采、招標等形式直接進行銷 售，B 端屬性較強；而戶用儲能以 5-20kWh 的小型電池系統為主，終端客戶為分散的居民家 庭，主要通過當地化的經銷商、安裝商網絡進行銷售，具備一定的 C 端屬性。從結構來看， 過去幾年大型儲能的裝機占比約為 80%左右，是全球儲能裝機的主要構成部分。

全球儲能行業更大的爆發或在 2023 年。在 2021 年高速增長的基礎上，2022 年全球儲能行 業仍然延續了較高的景氣度，但增量更多來自于戶用儲能（尤其是歐洲地區），持續飆升的 居民用電價格是最為核心的驅動因素。而在上游原材料價格高企的背景下，對成本更為敏感 的大型儲能市場 2022 年的需求則受到了一定程度的壓制。站在當前的時間節點，我們認為 2023 年全球儲能行業或迎來更大的爆發，從政策端來看，國內新能源項目存在剛性的配套 儲能需求，美國等海外市場的儲能補貼則有望逐步落地；從收益端來看，國內獨立/共享儲能 的商業模式有望在探索中走向成熟，海外電價中樞的上移以及電價波動的加劇同樣有利于儲 能收益空間的提升；從成本端來看，2023 年隨著上游產能的逐步釋放，硅料、碳酸鋰等原 材料價格拐點漸近，儲能裝機成本有望重回下行通道。

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2. 國內：發展模式漸明，2023 年項目加速落地

2.1. 2022H1 國內儲能裝機節奏有所滯后，下半年有望加速

政策勾勒發展前景，國內各環節儲能發展模式逐漸清晰。2022 年 2 月底，國家發改委、能 源局正式印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》，進一步明確了“到 2025 年新型儲能由 商業化初期步入規模化發展階段、具備大規模商業化應用條件”，“2030 年新型儲能全面市 場化發展”的目標。此外，本次文件對發電側、電網側、用戶側儲能均進行了明確的部署， 各環節儲能發展模式逐漸清晰。

2022 年國內儲能項目實際建設節奏有所滯后，但招標快速放量。受制于疫情、原材料漲價 等多方面因素的影響，2022 年上半年國內儲能項目建設節奏整體偏慢，根據中國化學與物 理電源行業協會儲能應用分會（CESA）的統計，2022H1 國內并網、投運的電化學儲能項 目裝機總規模約為 0.39GW/0.92GWh。但從招標的角度來看，Q2 起國內儲能招標明顯提速， 據我們不完全統計 1-9 月總招標容量超過 60GWh（主要統計 EPC、儲能集成系統以及相關 設備），其中 Q1/Q2/Q3 分別為 4.5/18.2/39.6GWh，招標規模逐季提升。因此，我們認為后 續國內儲能裝機仍有較強支撐，預計 2022 年下半年起項目建設速度將明顯加快。

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2.2. 新能源配套儲能有望率先放量

新能源發電側儲能有望成為國內率先放量的應用場景，主要的驅動因素為政策強制要求。在 國家政策層面，根據能源局 2021 年 7 月印發的《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買 調峰能力增加并網規模的通知》，超過電網企業保障性并網以外的新能源裝機規模按照 15%的掛鉤比例配建調峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網，儲能時長為 4 小時 以上。而在 2021 年國內各省發布的風電、光伏項目競爭性配臵規則中，儲能已基本成為新 能源項目“標配”，目前已有近 20 個省份出臺了新能源配套儲能的具體量化要求，大部分省 份的儲能配比在 10%-20%的區間內，儲能時長則基本為 1-2 小時。我們根據各省已經發布 的風光項目競配結果以及儲能配臵要求對國內新能源發電側儲能的規模進行了大致測算，目 前配套儲能項目的規模已接近 50GWh，預計這部分儲能項目將從 2022 年起逐步落地。

未來國內新能源項目儲能配套比例及儲能時長要求將繼續提升。當新能源發電占比較低時， 儲能在電力系統中主要起輔助作用，用于解決短時間、小范圍的供需不平衡，而隨著新能源 逐步成為電力系統的主體，儲能系統需要發揮的作用將愈發重要，相應的配臵比例及儲能時 長亦將明顯提升。尤其是對于新能源發展較快的三北大型清潔能源基地，現在主流的 10%/2h 的儲能配臵要求已較難滿足實際的需求，2022 年以來新疆、內蒙古、甘肅等地大型風光基 地的儲能配臵時長要求已達到 4 小時。

短期內新能源發電側儲能收益機制尚待建立，市場化是長期方向。目前國內新能源配套儲能 尚無明確收益模式，投資業主更多把配套儲能作為額外的成本項進行考慮，我們認為打通新 能源配套儲能項目經濟性的關鍵在于建立市場化的收益補償機制。2022 年 1 月國家發改委、 能源局發布的《加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》已明確提出 2025 年初步建成 全國統一電力市場，初步形成有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制。具體到新 能源配套儲能項目而言，推動新能源參與電力市場交易、推進電力現貨市場建設、持續完善 電力輔助服務市場等改革方向都將擴大儲能項目在電力市場中的收益來源與套利空間，助力 儲能項目自身經濟性的提升。

2022 下半年起國內大型風光項目建設進度有望明顯加快，配套儲能項目加速落地。2022 年 上半年受疫情、硅料緊缺、裝機成本高企等多方面影響，大型風光項目建設進度相對較慢， 上半年國內新增風電、地面光伏裝機僅為 12.9GW/11.2GW，與此前預期存在一定差距。考 慮到 2021 年以來國內風機招標持續放量，而光伏硅料的產出亦從四季度起實質性放量（七 八月份受檢修、限電、疫情等因素并未充分釋放），我們對 2022 年下半年以及 2023 年國內 大型風光項目裝機持積極態度，相應的配套儲能亦有望加速落地。

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共享/獨立儲能興起，未來有望貢獻較大增量。從電力調度的角度出發，每個新能源場站單獨 配建一個儲能電站往往不是系統的整體最優方案，前期發改委、能源局文件中已多次提出探 索推廣共享儲能模式，發揮儲能“一站多用”的共享作用。相較于新能源場站單獨配建的儲 能電站，獨立/貢獻儲能的潛在收益來源更加豐富，包括容量租賃費用、峰谷套利、調峰調頻、 容量電價補償等。目前國內部分省份獨立/共享儲能的盈利模型已初步建立，隨著收益模式在 探索中走向成熟，國內獨立/共享儲能有望迎來快速發展。2022 年山東、浙江、河北、廣西 等省份相繼下發新型儲能示范項目名單，合計總規模超過 10GW，因此在新能源場站自行配 套的儲能項目以外，我們預計未來獨立/共享儲能也有望貢獻較大的裝機增量。

國內部分省份獨立儲能項目或已具備一定經濟性。我們以山東為例對國內獨立儲能的經濟性 進行了簡單測算，在我們的假設模型下，山東獨立儲能電站的全投資收益率約為 8.2%，靜 態回收期 9-10 年，已具備一定的經濟性。隨著前期示范項目的逐步落地，國內獨立儲能的 收益模式有望得到更好的驗證，后續各類投資主體的積極性有望明顯提升，從今年的項目招 標情況來看，獨立/共享儲能項目已經占據了相當的比例。

2023 年國內獨立儲能收益率仍有提升空間。一方面，隨著新能源發電占比的提升，部分省 份電力現貨市場的峰谷價差有望繼續拉大，從而提升儲能項目套利空間。此外，若后續上游 鋰資源價格下行，則儲能電池及項目整體初始投資成本存在下降空間，同樣有利于項目經濟 性的提升。

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2.3. 電網側儲能潛力巨大，期待成本疏導機制建立

作為直接負責電力系統調度、維護電力供需平衡的主體，國內電網公司同樣具備較強的儲能 配臵需求。當前國內電網公司均已設定了規模宏大的中長期儲能發展規劃，例如國網董事長 2022 年 2 月于《人民日報》刊登署名文章，明確提出“力爭到 2030 年公司經營區抽蓄電站 裝機由目前 2630 萬千瓦提高到 1 億千瓦、電化學儲能由 300 萬千瓦提高到 1 億千瓦”的目 標。2021 年 5 月發布的《南方電網公司建設新型電力系統行動方案（2021-2030 年）白皮 書》中亦提出“十四五”和“十五五”期間，南方電網將分別投產 500 萬千瓦和 1500 萬千 瓦抽水蓄能，分別投產 2000 萬千瓦新型儲能。

電網側儲能核心的驅動因素在于建立成本疏導機制。目前全國范圍內電網側儲能的成本較難 通過輸配電價等形式傳導至終端電力用戶，因此電網投資新型儲能的積極性相對較低。《“十 四五”新型儲能發展實施方案》中已明確提出建立電網側獨立儲能電站容量電價機制以及探 索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。我們認為 2021 年 5 月發改委印發的 《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》可以作為一個可比的參考，若后續新型儲 能能夠享受類似于抽水蓄能的兩部制電價，引入可向終端電力用戶傳導的容量電價作為項目 投資方的固定補償，則電網及其他主體投資電網側新型儲能的積極性有望被充分調動。

2.4. 工商業儲能需求空間有望逐步打開

國內工業用戶存在配臵儲能的潛在需求，保障供電穩定性及降低綜合用電成本是主要驅動因 素。受能耗雙控、極端天氣等多種因素影響，2021 年以來國內多地限電現象頻發，嚴重影 響高耗能企業的正常生產，與此同時工業用戶的用電成本亦明顯上升。2021 年以來國家層 面密集發布各類政策，整體的思路是推動工商業用戶全部進入電力市場、高耗能企業市場交 易電價不受上浮比例限制、拉大峰谷價差、新增可再生能源不計入能耗指標等，因此我們認 為當前國內工商業用戶配臵儲能的需求已較為迫切。

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2022 年國內工商業用電峰谷價差明顯拉大，儲能收益空間提升。對于工業用戶而言，配儲 儲能的形式主要包括兩種，一是與分布式光伏結合，二是單獨配臵儲能電站。對于前者而言， 儲能的作用主要體現在提升自發自用比例，與此同時在電網供電受限的情況下保障部分電力 供應；后者的作用則主要為削峰填谷，主要收益來源為峰谷套利。自 2021 年底《關于組織 開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》下發以來，全國各省市的工商業最大峰谷價差 顯著拉大，2022 年 10 月國內已有十余個省市電網代理購電最大峰谷價差超過 0.7 元/kWh， 工商業儲能的收益空間正逐步打開。

短期內初始投資成本上行壓制國內工商業儲能經濟性，后續電池價格回落后需求有望快速啟 動。在儲能初始投資 2 元/Wh，年運行天數 300 天，每天兩充兩放，峰谷價差 0.7 元/kWh 的假設下，我們測算國內 5MWh 工商業儲能項目的 IRR 約為 7.9%，項目經濟性尚未充分體 現。隨著未來國內工商業峰谷價差的進一步擴大以及電池價格的回落，我們看好國內工商業 儲能的經濟性將逐步凸顯，后續裝機需求有望大規模啟動。

2.5. 2022 年起國內儲能裝機規模有望成倍提升

綜上所述，我們認為國內儲能行業已正式進入發展快車道，我們測算 2025 年國內新增儲能 裝機規模有望超過 100GWh，對應 2022-2025 年復合增速超過 100%。從結構上來看，我們 預計十四五期間新能源配套儲能將率先放量，電網側、用戶側儲能則將隨后大規模啟動。

新能源發電側：2021 年國內風電+地面光伏電站新增裝機規模約為 73GW，以此測算儲 能配套比例約為 1.1%。我們預計 2022 年起國內新增風光裝機規模將保持較快增長，同 時在政策驅動下儲能配套比例將顯著提升。假設 2025 年國內新增風電以及集中式光伏 電站的儲能配套比例為 20%，儲能時長由 2h 逐步提升至 2.5h，則相應的新能源配套儲 能裝機規模將達到 73GWh。

電源側輔助服務：2021 年國內總發電裝機容量達到 2377GW，配套輔助服務儲能的裝機 比例不到 0.1%，而發達電力市場中輔助服務費用占總電費的比例一般超過 1.5%。在國 內總電力裝機平穩增長的背景下，我們假設 2025 年配套輔助服務儲能的比例為 0.4%， 則對應的電源側輔助服務儲能裝機規模將達到 4GWh。

電網側：隨著我國電氣化率的持續提升，近年來全國電網最高發電負荷呈較快增長，而 根據國務院《關于印發 2030 年前碳達峰行動方案的通知》中的要求，到 2030 年省級電 網將基本具備 5%以上的尖峰負荷響應能力。我們預計負荷響應能力將主要由電網側的抽 水蓄能與新型儲能提供，根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）》十四五/十 五五末國內抽水蓄能累計裝機將達到 62/120GW，以此倒推 2025/2030 年電網側新型儲 能裝機規模有望達到 18GWh。

用戶側：目前國內工商業光伏滲透率不到 2%，而工商業儲能則處于發展初期，隨著未來 峰谷價差的拉大，預計國內工商業儲能的經濟性將逐漸顯現。2020 年國內工業用戶總裝 接容量約為 3273GW，若假設未來保持 5%的年均增長，同時工商業儲能滲透率提升至0.3%，則 20205/2030 年國內工商業儲能的裝機空間將達到 16GWh。

3. 海外：收益上行疊加成本下降預期，2023 年大儲彈性可期

3.1. 2022 年海外戶儲市場高景氣，2023 年大儲有望接力

海外發達地區儲能市場已進入經濟性驅動的自發增長階段。一方面，目前海外發達地區已進 入新能源裝機替代存量火電裝機的階段，美國、歐盟（27 國）的火電總裝機分別于 2011、 2012 年達到峰值，電力體系對儲能的需求更為迫切。另一方面，在海外發達地區市場化的 電力體制下，發電側的成本能夠通過電力市場較為順暢地傳導至終端電力用戶，儲能項目具 備豐富的收益來源。因此，目前除中國以外，全球儲能市場主要分布在美國、歐洲、日韓、 澳洲等發達地區。

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歐洲電價大幅上行刺激戶用儲能需求爆發，貢獻 2022 年海外儲能裝機的主要增量。與國內 情況不同，絕大多數海外地區的居民電價水平明顯高于工商業電價，因此海外用戶側儲能主 要集中在居民家庭端，近年來戶用儲能在海外整體儲能裝機中的占比達到 30%左右。2022 年俄烏沖突等因素導致歐洲天然氣及電力價格大幅飆升，戶用儲能的經濟性與居民接受度隨 之明顯提升，2022 年戶用儲能市場成為拉動海外儲能裝機增長的主要因素。

2023 年海外大儲市場有望接力戶儲市場，實現裝機的高速增長。考慮到海外戶用儲能仍處 于滲透早期，且短期內歐洲居民電價大概率仍將維持高位，我們預計 2023 年海外戶儲市場 的高景氣度仍將延續，但裝機增速或隨著基數的提升而有所下滑。相對而言，我們認為 2023 年海外大儲市場的裝機彈性更值得期待，由于海外大型儲能項目的開發建設周期相對較長， 2022 年儲能項目收益端的調整速度滯后于成本端的上漲速度，2023 年情況或迎來反轉。一方面電價中樞上漲后海外儲能項目的收益有望于 2023 年明顯抬升，另一方面電池價格有望 于 2023 年步入下行通道，儲能項目經濟性的提升將有效刺激裝機需求。

3.2. 2022 年起海外大儲收益端已有明顯抬升

海外大儲收益模式較為多元化，電力市場機制設計是關鍵。相較于戶用儲能，海外大型儲能 的商業模式更為復雜，收益很大程度上取決于不同地區電力市場機制的設計。例如德國的大 型儲能項目基本只能通過頻率抑制備用（FCR）獲取收益，近年來發展相對緩慢，而供電側 儲能收益模式較為成熟的美國（加州、德州等）、英國、澳大利亞等地區大儲的發展則相對 較快。此外，由于海外大型儲能項目的收益很大程度上取決于電力市場的交易結果，因此即 便是同一地區，大儲的收入結構也并非一成不變，以 2016 年底投運的加州 Pomona 儲能項 目為例，2021 年前其主要收入來源為輔助服務市場，2021 年后峰谷套利逐漸成為主要的收 益來源。

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2022年起海外大儲收益率整體抬升。目前海外大型儲能項目的主要收益來源包括容量電價、 峰谷套利、輔助服務等，從英國和美國加州的實際電力市場交易結果來看，2022 年起海外 大型儲能項目的收益呈明顯上升趨勢。

3.2.1. 容量電價：確定性較高的固定收益，近年來成交價格持續上行

容量電價是海外大型儲能項目最具確定性的收益來源，近年來出清價格持續上行。在英國、 美國加州等地區，儲能項目可與大型電網企業簽訂長期容量電價合約，按照自身能夠提供的容量（通常需根據儲能時長折算）獲取月度或年度固定補償，在海外儲能項目的收益來源中， 容量電價具有較高的確定性。隨著傳統火電機組的逐步退役以及電價中樞的上漲，近年來海 外地區容量電價整體呈上行趨勢，例如英國 2022 年 2 月舉辦的 T-4 容量市場拍賣出清價格 創下 30.59 英鎊/kW/年的歷史新高，有近 3.3GW 的電池儲能項目中標（降額折算后約為 1.09GW）；2022 年加州 Resource Adequacy 平均成交價格亦超過 6 美元 kW/月，較 2017-2018 年的低點提升超過一倍。

3.2.2. 峰谷套利：電價波動加劇，儲能項目套利空間提升

新能源滲透導致海外地區電力批發市場峰谷價差擴大，儲能收益空間打開。從中長期的趨勢 來看，隨著新能源發電占比的提升，海外發達地區電力批發市場中的峰谷價差將持續擴大。 以美國加州為例，隨著光伏裝機的快速增長，近年來電力系統凈負載（用電負荷-新能源出力） 曲線的形態發生了明顯改變，早晚高峰（光伏出力小）與午間低谷之間（光伏出力大）的差 距顯著擴大，導致電力批發市場的最大峰谷價差（日前市場）由 2016 年的約 20 美元/MWh 提升至 2021 年的約 60 美元/MWh。峰谷價差的擴大意味著儲能項目套利空間的提升，2021 年以來峰谷套利已逐漸成為加州儲能項目主要的收益來源。

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電價上漲疊加電力市場波動加劇，海外儲能項目套利空間進一步提升。在日內峰谷價差拉大 的同時，2021 年以來海外電力市場的波動亦明顯加劇，而電價波動的加劇意味著更大的潛 在套利空間，同樣有利于儲能項目收益的提升。根據加州儲能項目的實際交易數據，儲能在 電能量市場的套利收益中有相當大的比例來自于少數幾個極端電價出現的日期，例如 2021Q1 加州 Pomona 儲能項目總收益為 121 萬美元，其中 2/14-2/18 美國南部暴風雪期間5 天的收益就達到 34 萬美元。

3.2.3. 輔助服務：市場容量相對有限，市場飽和后收益可能下降

近年來海外發達地區電力輔助服務市場整體呈擴大趨勢，但市場容量或相對有限。在英國等 地區近年來調頻輔助服務是儲能項目主要的收益來源，且收益相當可觀，例如當前英國 DC 輔助服務的出清價格在 10 英鎊/MW/h 以上，對應每 kW 的年化收入超過 80 英鎊。但整體上 看，調頻輔助服務的市場容量相對有限（例如英國 DC、FFR 輔助服務市場總規模僅為數百 MW），隨著越來越多的電化學儲能項目進入市場，輔助服務市場的價格或將面臨一定壓力， 近年來德國、美國 PJM、美國 CAISO 等電力市場均經歷了“輔助服務價格高企-大量儲能項 目進入市場-輔助服務價格下降-儲能項目收益下降”的發展過程。

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3.3. 部分海外地區大儲經濟性或已較為理想，2023 年裝機有望大規模啟動

在當前的收益水平下，美國加州等部分海外地區大型儲能項目的經濟性或已較為理想。如前 所述，海外大型儲能項目的收益很大程度上取決于電力市場的交易出清情況，因此難以通過 一個穩態的模型進行收益率的測算。因此，我們根據美國聯邦能源管理委員會（FERC）公 開的電力交易信息對美國加州儲能項目的實際收益情況進行了大致匡算，以加州 Pomona 20MW/80MWh 儲能項目為例，該項目于 2016 年底投運，初始投資為 4000-4500 萬美元， 主要通過以下三種形式獲取收益。 容量電價：該項目2016年與加州公用事業公司SCE簽訂了10年的Resource Adequacy 購買合約，價格約為 11-12 美元/kW/月，折算成項目年收益約為 264-288 萬美元。 峰谷套利：該項目最近 4 個季度（21Q2-22Q2）參與電能量市場交易獲得的凈收益約為 273 萬元 。 輔助服務：該項目最近 4 個季度（21Q2-22Q2）參與輔助服務市場獲得的凈收益約為 88 萬元 。綜上，參照最近 4 個季度的實際運行情況，我們推算該儲能項目當前的年收益超過 600 萬美 元，靜態回收期 8-9 年左右。考慮到該項目建設時間較早，初始投資成本較高（超過 0.5 美 元/Wh），若按照 0.3 美元/Wh 的投資成本重臵，則項目的 IRR 可達 17%，靜態回收期 4-5 年，經濟性已經相當突出。

2021-2022 年海外大型儲能項目延期現象普遍，2023 年積壓項目有望集中啟動。隨著收益模型的建立，近年來美國、英國、澳洲等地區大型儲能項目層出不窮，但裝機成本的大幅上 漲與海運、疫情等擾動因素導致建設進度有所滯后，項目出現較大程度上的堆積。根據美國 清潔能源協會 ACP 統計，2022 上半年美國延期的大型風光儲項目達到 32.4GW，較 2021 年底新增超 20GW，截至 2022H1 延期的儲能項目累計體量達到 4.2GW。截至 2021 年底， 英國亦有 27GW 的累計儲能項目提交量，其中 2021 年新增規模超過 11GW。隨著 2023 年 上游鋰資源產能迎來較大釋放，我們預計電池價格拐點漸近，裝機成本下行的預期下海外大 型儲能項目的建設進度有望明顯加快，裝機彈性巨大。

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2023 年全球儲能行業景氣延續，大儲裝機彈性有望超越戶儲。綜上，當前海內外儲能市場 均已步入規模化發展階段，在供電側及用戶側兩方面需求的推動下，全球儲能市場有望保持 強勁增長。從結構來看，2022 年海外戶用儲能增速最快，2023 年仍將保持高速增長，但由 于基數提升，增速大概率下滑。相較而言 2022 年海內外大儲裝機受到一定程度壓制，隨著 收益端的提升以及成本端的逐步回落，我們看好 2023 年全球大型儲能項目有望大規模啟動， 裝機增速或超戶用儲能。

4. 投資分析

4.1. 大儲產業鏈各環節競爭趨于激烈，電池及熱管理環節格局相對較好

當 前 儲能 集裝 箱為 大型 儲能 項目 主要 的裝 機 形式 ，主 要由 電池 、電 力電 子設 備 （PCS/BMS/EMS）、溫控系統、消防系統、系統集成、EPC 等環節構成。從價值量占比來 看，電池占據 60%-70%的系統成本，電力電子設備成本占比約為 15%-20%，溫控、消防等 其他環節的成本占比相對較小。

產業鏈各環節競爭趨于激烈，目前電池及熱管理環節格局相對較好。隨著儲能市場的快速擴 大，近兩年大量參與者進入市場，整體上各環節的競爭格局均趨于分散。相對而言，電池及 熱管理環節的格局較為集中，PCS、系統集成環節的競爭則已經較為激烈。尤其是在儲能商 業模式尚未完全建立的國內市場，行業的價格競爭將會更加激烈，增收不增利或成為常態； 海外市場中儲能成本傳導相對順暢，同時在可融資性、售后服務方面的壁壘更高，因此競爭 相對緩和，盈利兌現度較高。

頭部電池廠商認可度高，產品享受一定溢價。電池是儲能系統中成本占比最高的核心部分，其性能將直接影響儲能項目的穩定運行與收益率，因此終端業主對于電池的品質具有較高的 要求（部分業主跳過集成商直接指定電池品牌），目前來看寧德時代等頭部電池廠商在客戶 認可度上具有明顯優勢，且產品可享受一定溢價。與此同時，電芯制造環節固定資產投資相 對較高，且需要一定的擴產周期，因此在下游需求快速爆發的背景下，目前電芯為儲能產業 鏈中供應最為緊張的環節。雖然 2021 下半年起碳酸鋰價格的飆升對電池企業盈利造成一定 壓力，但供不應求的情況下成本傳導相對順暢，預計 2022 下半年起電芯環節的毛利率將得 到一定修復。但 2024 年后隨著產能的快速釋放，行業競爭或將加劇，儲能電池行業大概率 將迎來一輪洗牌。

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儲能溫控市場“小而精”，競爭格局相對清晰。在液冷加速替代風冷的趨勢下，我們測算 2025 年儲能溫控市場有望超過 100 億元，對應 2022-2025 年復合增速接近 90%。溫控在儲能系 統中的成本占比較低，但對系統整體的安全性與可靠性則起著至關重要的作用。因此，我們 認為儲能集成商或項目業主更傾向于選擇高質量、性能穩定的溫控方案，而非單純地壓縮成 本。從技術角度來看，儲能溫控在控制精度和運行可靠性方面均有嚴苛要求，且通常需要針 對不同項目的具體要求或不同廠商的技術方案進行定制化設計，下游客戶黏性較強。因此， 目前儲能溫控市場相對集中，龍頭領先優勢明顯，盈利兌現度高。

PCS 環節市場參與者眾多，國內市場競爭已較為激烈。目前儲能 PCS 市場的參與者包括逆 變器企業、電力設備企業等多種類型，固定資產投入低，產品同質性強，價格是重要競爭手 段。相對而言海外儲能市場進入壁壘較高（認證、服務、項目經驗等方面），且 EPC/集成商 與設備供應商的合作關系更為穩定，盈利能力明顯好于國內。

集成環節短期格局分散，長期龍頭占優。短期內國內系統集成環節進入壁壘低（外采設備后 組裝即可），且行業新進者急需積累項目建設或運營經驗，因此搶資源是當務之急，訂單優 先級大于項目盈利，具備項目資源獲取能力（例如背靠大型發電、電網企業）的廠商有望占 據先機。海外市場系統集成環節則主要由外資廠商占據，目前只有陽光、比亞迪等少數國內 企業具備海外項目交付能力。在激烈的競爭格局下國內集成環節盈利能力承壓，未來幾年行 業大概率迎來洗牌，具備技術、經驗、規模優勢的廠商將留到最后，行業終局或將由特斯拉、 Fluence、華為、陽光、比亞迪等海內外儲能龍頭主導。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。