2023 年國內(nèi)獨立儲能收益率仍有提升空間。一方面，隨著新能源發(fā)電占比的提升，部分省 份電力現(xiàn)貨市場的峰谷價差有望繼續(xù)拉大，從而提升儲能項目套利空間。此外，若后續(xù)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(jīng)濟(jì) 性的提升。

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2.3. 電網(wǎng)側(cè)儲能潛力巨大，期待成本疏導(dǎo)機(jī)制建立

作為直接負(fù)責(zé)電力系統(tǒng)調(diào)度、維護(hù)電力供需平衡的主體，國內(nèi)電網(wǎng)公司同樣具備較強(qiáng)的儲能 配臵需求。當(dāng)前國內(nèi)電網(wǎng)公司均已設(shè)定了規(guī)模宏大的中長期儲能發(fā)展規(guī)劃，例如國網(wǎng)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(jīng)營區(qū)抽蓄電站 裝機(jī)由目前 2630 萬千瓦提高到 1 億千瓦、電化學(xué)儲能由 300 萬千瓦提高到 1 億千瓦”的目 標(biāo)。2021 年 5 月發(fā)布的《南方電網(wǎng)公司建設(shè)新型電力系統(tǒng)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(wǎng)將分別投產(chǎn) 500 萬千瓦和 1500 萬千 瓦抽水蓄能，分別投產(chǎn) 2000 萬千瓦新型儲能。

電網(wǎng)側(cè)儲能核心的驅(qū)動因素在于建立成本疏導(dǎo)機(jī)制。目前全國范圍內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能的成本較難 通過輸配電價等形式傳導(dǎo)至終端電力用戶，因此電網(wǎng)投資新型儲能的積極性相對較低。《“十 四五”新型儲能發(fā)展實施方案》中已明確提出建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機(jī)制以及探 索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收。我們認(rèn)為 2021 年 5 月發(fā)改委印發(fā)的 《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見》可以作為一個可比的參考，若后續(xù)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(dǎo)的容量電價作為項目 投資方的固定補償，則電網(wǎng)及其他主體投資電網(wǎng)側(cè)新型儲能的積極性有望被充分調(diào)動。

2.4. 工商業(yè)儲能需求空間有望逐步打開

國內(nèi)工業(yè)用戶存在配臵儲能的潛在需求，保障供電穩(wěn)定性及降低綜合用電成本是主要驅(qū)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(nèi)多地限電現(xiàn)象頻發(fā)，嚴(yán)重影 響高耗能企業(yè)的正常生產(chǎn)，與此同時工業(yè)用戶的用電成本亦明顯上升。2021 年以來國家層 面密集發(fā)布各類政策，整體的思路是推動工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場、高耗能企業(yè)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(biāo)等，因此我們認(rèn) 為當(dāng)前國內(nèi)工商業(yè)用戶配臵儲能的需求已較為迫切。

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2022 年國內(nèi)工商業(yè)用電峰谷價差明顯拉大，儲能收益空間提升。對于工業(yè)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(jié)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(xiàn)在提升自發(fā)自用比例，與此同時在電網(wǎng)供電受限的情況下保障部分電力 供應(yīng)；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(guān)于組織 開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項的通知》下發(fā)以來，全國各省市的工商業(yè)最大峰谷價差 顯著拉大，2022 年 10 月國內(nèi)已有十余個省市電網(wǎng)代理購電最大峰谷價差超過 0.7 元/kWh， 工商業(yè)儲能的收益空間正逐步打開。

短期內(nèi)初始投資成本上行壓制國內(nèi)工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性，后續(xù)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(shù) 300 天，每天兩充兩放，峰谷價差 0.7 元/kWh 的假設(shè)下，我們測算國內(nèi) 5MWh 工商業(yè)儲能項目的 IRR 約為 7.9%，項目經(jīng)濟(jì)性尚未充分體 現(xiàn)。隨著未來國內(nèi)工商業(yè)峰谷價差的進(jìn)一步擴(kuò)大以及電池價格的回落，我們看好國內(nèi)工商業(yè) 儲能的經(jīng)濟(jì)性將逐步凸顯，后續(xù)裝機(jī)需求有望大規(guī)模啟動。

2.5. 2022 年起國內(nèi)儲能裝機(jī)規(guī)模有望成倍提升

綜上所述，我們認(rèn)為國內(nèi)儲能行業(yè)已正式進(jìn)入發(fā)展快車道，我們測算 2025 年國內(nèi)新增儲能 裝機(jī)規(guī)模有望超過 100GWh，對應(yīng) 2022-2025 年復(fù)合增速超過 100%。從結(jié)構(gòu)上來看，我們 預(yù)計十四五期間新能源配套儲能將率先放量，電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能則將隨后大規(guī)模啟動。

新能源發(fā)電側(cè)：2021 年國內(nèi)風(fēng)電+地面光伏電站新增裝機(jī)規(guī)模約為 73GW，以此測算儲 能配套比例約為 1.1%。我們預(yù)計 2022 年起國內(nèi)新增風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模將保持較快增長，同 時在政策驅(qū)動下儲能配套比例將顯著提升。假設(shè) 2025 年國內(nèi)新增風(fēng)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(yīng)的新能源配套儲 能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到 73GWh。

電源側(cè)輔助服務(wù)：2021 年國內(nèi)總發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到 2377GW，配套輔助服務(wù)儲能的裝機(jī) 比例不到 0.1%，而發(fā)達(dá)電力市場中輔助服務(wù)費用占總電費的比例一般超過 1.5%。在國 內(nèi)總電力裝機(jī)平穩(wěn)增長的背景下，我們假設(shè) 2025 年配套輔助服務(wù)儲能的比例為 0.4%， 則對應(yīng)的電源側(cè)輔助服務(wù)儲能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到 4GWh。

電網(wǎng)側(cè)：隨著我國電氣化率的持續(xù)提升，近年來全國電網(wǎng)最高發(fā)電負(fù)荷呈較快增長，而 根據(jù)國務(wù)院《關(guān)于印發(fā) 2030 年前碳達(dá)峰行動方案的通知》中的要求，到 2030 年省級電 網(wǎng)將基本具備 5%以上的尖峰負(fù)荷響應(yīng)能力。我們預(yù)計負(fù)荷響應(yīng)能力將主要由電網(wǎng)側(cè)的抽 水蓄能與新型儲能提供，根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》十四五/十 五五末國內(nèi)抽水蓄能累計裝機(jī)將達(dá)到 62/120GW，以此倒推 2025/2030 年電網(wǎng)側(cè)新型儲 能裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到 18GWh。

用戶側(cè)：目前國內(nèi)工商業(yè)光伏滲透率不到 2%，而工商業(yè)儲能則處于發(fā)展初期，隨著未來 峰谷價差的拉大，預(yù)計國內(nèi)工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性將逐漸顯現(xiàn)。2020 年國內(nèi)工業(yè)用戶總裝 接容量約為 3273GW，若假設(shè)未來保持 5%的年均增長，同時工商業(yè)儲能滲透率提升至0.3%，則 20205/2030 年國內(nèi)工商業(yè)儲能的裝機(jī)空間將達(dá)到 16GWh。

3. 海外：收益上行疊加成本下降預(yù)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(fā)達(dá)地區(qū)儲能市場已進(jìn)入經(jīng)濟(jì)性驅(qū)動的自發(fā)增長階段。一方面，目前海外發(fā)達(dá)地區(qū)已進(jìn) 入新能源裝機(jī)替代存量火電裝機(jī)的階段，美國、歐盟（27 國）的火電總裝機(jī)分別于 2011、 2012 年達(dá)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(fā)達(dá)地區(qū)市場化的 電力體制下，發(fā)電側(cè)的成本能夠通過電力市場較為順暢地傳導(dǎo)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(fā)達(dá)地區(qū)。

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歐洲電價大幅上行刺激戶用儲能需求爆發(fā)，貢獻(xiàn) 2022 年海外儲能裝機(jī)的主要增量。與國內(nèi) 情況不同，絕大多數(shù)海外地區(qū)的居民電價水平明顯高于工商業(yè)電價，因此海外用戶側(cè)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(jī)中的占比達(dá)到 30%左右。2022 年俄烏沖突等因素導(dǎo)致歐洲天然氣及電力價格大幅飆升，戶用儲能的經(jīng)濟(jì)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(jī)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(xiàn)裝機(jī)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(nèi)歐洲居民電價大概率仍將維持高位，我們預(yù)計 2023 年海外戶儲市場 的高景氣度仍將延續(xù)，但裝機(jī)增速或隨著基數(shù)的提升而有所下滑。相對而言，我們認(rèn)為 2023 年海外大儲市場的裝機(jī)彈性更值得期待，由于海外大型儲能項目的開發(fā)建設(shè)周期相對較長， 2022 年儲能項目收益端的調(diào)整速度滯后于成本端的上漲速度，2023 年情況或迎來反轉(zhuǎn)。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(jīng)濟(jì)性的提升將有效刺激裝機(jī)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(jī)制設(shè)計是關(guān)鍵。相較于戶用儲能，海外大型儲能 的商業(yè)模式更為復(fù)雜，收益很大程度上取決于不同地區(qū)電力市場機(jī)制的設(shè)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(fā)展相對緩慢，而供電側(cè) 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(qū)大儲的發(fā)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(jié)果，因此即 便是同一地區(qū)，大儲的收入結(jié)構(gòu)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(wù)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(wù)等，從英國和美國加州的實際電力市場交易結(jié)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(xù)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(xù)上行。在英國、 美國加州等地區(qū)，儲能項目可與大型電網(wǎng)企業(yè)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(jù)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(tǒng)火電機(jī)組的逐步退役以及電價中樞的上漲，近年來海 外地區(qū)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(chuàng)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(biāo)（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(dǎo)致海外地區(qū)電力批發(fā)市場峰谷價差擴(kuò)大，儲能收益空間打開。從中長期的趨勢 來看，隨著新能源發(fā)電占比的提升，海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力批發(fā)市場中的峰谷價差將持續(xù)擴(kuò)大。 以美國加州為例，隨著光伏裝機(jī)的快速增長，近年來電力系統(tǒng)凈負(fù)載（用電負(fù)荷-新能源出力） 曲線的形態(tài)發(fā)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(kuò)大，導(dǎo)致電力批發(fā)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(kuò)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(jìn)一步提升。在日內(nèi)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(jù)加州儲能項目的實際交易數(shù)據(jù)，儲能在 電能量市場的套利收益中有相當(dāng)大的比例來自于少數(shù)幾個極端電價出現(xiàn)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(fēng)雪期間5 天的收益就達(dá)到 34 萬美元。

3.2.3. 輔助服務(wù)：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(fā)達(dá)地區(qū)電力輔助服務(wù)市場整體呈擴(kuò)大趨勢，但市場容量或相對有限。在英國等 地區(qū)近年來調(diào)頻輔助服務(wù)是儲能項目主要的收益來源，且收益相當(dāng)可觀，例如當(dāng)前英國 DC 輔助服務(wù)的出清價格在 10 英鎊/MW/h 以上，對應(yīng)每 kW 的年化收入超過 80 英鎊。但整體上 看，調(diào)頻輔助服務(wù)的市場容量相對有限（例如英國 DC、FFR 輔助服務(wù)市場總規(guī)模僅為數(shù)百 MW），隨著越來越多的電化學(xué)儲能項目進(jìn)入市場，輔助服務(wù)市場的價格或?qū)⒚媾R一定壓力， 近年來德國、美國 PJM、美國 CAISO 等電力市場均經(jīng)歷了“輔助服務(wù)價格高企-大量儲能項 目進(jìn)入市場-輔助服務(wù)價格下降-儲能項目收益下降”的發(fā)展過程。

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3.3. 部分海外地區(qū)大儲經(jīng)濟(jì)性或已較為理想，2023 年裝機(jī)有望大規(guī)模啟動

在當(dāng)前的收益水平下，美國加州等部分海外地區(qū)大型儲能項目的經(jīng)濟(jì)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(wěn)態(tài)的模型進(jìn)行收益率的測算。因此，我們根據(jù)美國聯(lián)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(jìn)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(yè)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(wù)：該項目最近 4 個季度（21Q2-22Q2）參與輔助服務(wù)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(dāng)前的年收益超過 600 萬美 元，靜態(tài)回收期 8-9 年左右。考慮到該項目建設(shè)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(dá) 17%，靜態(tài)回收期 4-5 年，經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)相當(dāng)突出。

2021-2022 年海外大型儲能項目延期現(xiàn)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(qū)大型儲能項目層出不窮，但裝機(jī)成本的大幅上 漲與海運、疫情等擾動因素導(dǎo)致建設(shè)進(jìn)度有所滯后，項目出現(xiàn)較大程度上的堆積。根據(jù)美國 清潔能源協(xié)會 ACP 統(tǒng)計，2022 上半年美國延期的大型風(fēng)光儲項目達(dá)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(dá)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(guī)模超過 11GW。隨著 2023 年 上游鋰資源產(chǎn)能迎來較大釋放，我們預(yù)計電池價格拐點漸近，裝機(jī)成本下行的預(yù)期下海外大 型儲能項目的建設(shè)進(jìn)度有望明顯加快，裝機(jī)彈性巨大。

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2023 年全球儲能行業(yè)景氣延續(xù)，大儲裝機(jī)彈性有望超越戶儲。綜上，當(dāng)前海內(nèi)外儲能市場 均已步入規(guī)模化發(fā)展階段，在供電側(cè)及用戶側(cè)兩方面需求的推動下，全球儲能市場有望保持 強(qiáng)勁增長。從結(jié)構(gòu)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(shù)提升，增速大概率下滑。相較而言 2022 年海內(nèi)外大儲裝機(jī)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(guī)模啟動， 裝機(jī)增速或超戶用儲能。

4. 投資分析

4.1. 大儲產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)競爭趨于激烈，電池及熱管理環(huán)節(jié)格局相對較好

當(dāng) 前 儲能 集裝 箱為 大型 儲能 項目 主要 的裝 機(jī) 形式 ，主 要由 電池 、電 力電 子設(shè) 備 （PCS/BMS/EMS）、溫控系統(tǒng)、消防系統(tǒng)、系統(tǒng)集成、EPC 等環(huán)節(jié)構(gòu)成。從價值量占比來 看，電池占據(jù) 60%-70%的系統(tǒng)成本，電力電子設(shè)備成本占比約為 15%-20%，溫控、消防等 其他環(huán)節(jié)的成本占比相對較小。

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

頭部電池廠商認(rèn)可度高，產(chǎn)品享受一定溢價。電池是儲能系統(tǒng)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(wěn)定運行與收益率，因此終端業(yè)主對于電池的品質(zhì)具有較高的 要求（部分業(yè)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(rèn)可度上具有明顯優(yōu)勢，且產(chǎn)品可享受一定溢價。與此同時，電芯制造環(huán)節(jié)固定資產(chǎn)投資相 對較高，且需要一定的擴(kuò)產(chǎn)周期，因此在下游需求快速爆發(fā)的背景下，目前電芯為儲能產(chǎn)業(yè) 鏈中供應(yīng)最為緊張的環(huán)節(jié)。雖然 2021 下半年起碳酸鋰價格的飆升對電池企業(yè)盈利造成一定 壓力，但供不應(yīng)求的情況下成本傳導(dǎo)相對順暢，預(yù)計 2022 下半年起電芯環(huán)節(jié)的毛利率將得 到一定修復(fù)。但 2024 年后隨著產(chǎn)能的快速釋放，行業(yè)競爭或?qū)⒓觿。瑑δ茈姵匦袠I(yè)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(fēng)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(yīng) 2022-2025 年復(fù)合增速接近 90%。溫控在儲能系 統(tǒng)中的成本占比較低，但對系統(tǒng)整體的安全性與可靠性則起著至關(guān)重要的作用。因此，我們 認(rèn)為儲能集成商或項目業(yè)主更傾向于選擇高質(zhì)量、性能穩(wěn)定的溫控方案，而非單純地壓縮成 本。從技術(shù)角度來看，儲能溫控在控制精度和運行可靠性方面均有嚴(yán)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(shù)方案進(jìn)行定制化設(shè)計，下游客戶黏性較強(qiáng)。因此， 目前儲能溫控市場相對集中，龍頭領(lǐng)先優(yōu)勢明顯，盈利兌現(xiàn)度高。

PCS 環(huán)節(jié)市場參與者眾多，國內(nèi)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(yè)、電力設(shè)備企業(yè)等多種類型，固定資產(chǎn)投入低，產(chǎn)品同質(zhì)性強(qiáng)，價格是重要競爭手 段。相對而言海外儲能市場進(jìn)入壁壘較高（認(rèn)證、服務(wù)、項目經(jīng)驗等方面），且 EPC/集成商 與設(shè)備供應(yīng)商的合作關(guān)系更為穩(wěn)定，盈利能力明顯好于國內(nèi)。

集成環(huán)節(jié)短期格局分散，長期龍頭占優(yōu)。短期內(nèi)國內(nèi)系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)進(jìn)入壁壘低（外采設(shè)備后 組裝即可），且行業(yè)新進(jìn)者急需積累項目建設(shè)或運營經(jīng)驗，因此搶資源是當(dāng)務(wù)之急，訂單優(yōu) 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(fā)電、電網(wǎng)企業(yè)）的廠商有望占 據(jù)先機(jī)。海外市場系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)則主要由外資廠商占據(jù)，目前只有陽光、比亞迪等少數(shù)國內(nèi) 企業(yè)具備海外項目交付能力。在激烈的競爭格局下國內(nèi)集成環(huán)節(jié)盈利能力承壓，未來幾年行 業(yè)大概率迎來洗牌，具備技術(shù)、經(jīng)驗、規(guī)模優(yōu)勢的廠商將留到最后，行業(yè)終局或?qū)⒂商厮估?Fluence、華為、陽光、比亞迪等海內(nèi)外儲能龍頭主導(dǎo)。

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精選報告來源：【未來智庫】。