全球能源结构转型，大型储能进入快速发展期

全球储能装机快速增长，以锂离子电池为代表的新型储能贡献主要增速

全球能源结构转型带动储能需求，全球储能市场方兴未艾。全球能源转型升级的大背景下，新能源 发电比重持续加大，由于风电、光伏等可再生能源发电的随机性、间歇性、波动性等问题，为电网 的稳定性带来了挑战，储能作为能有效保障电网的稳定运行的系统越来越得到全球各国的青睐。

2021 年以前全球每年的储能项目新增装机规模基本维持在 6GW 左右，而 2022 年分别新增装机达到 30.7GW，同比增长 99.35%，连续两年迎来增速 100%左右的大幅增长。但是从 累计装机情况来看，截至 2022 年底全球已投运电力储能项目累计装机规模 237.2GW，与全球风电光 伏累计约 2000GW 的装机相比，仍处于发展初期。

抽水储能是最主要的储能形式，以锂离子电池为代表的新型储能占比提升较快。根据技术类型的不 同，以电能释放的储能方式主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能，不同储能技术具有不同的内在特性，抽水储能凭借着其发展较早、容量大的优势目前占据主要的装机规模，截至 2022 年底全 球抽水蓄能的累计装机占比达到 79.3%，值得注意的是抽水蓄能累计装机占比首次低于 80%，与 2021 年同期相比下降 6.8pct，与之相对应的是以锂离子电池为代表的新型储能占比的提升，截至 2022 年 底新型储能的累计装机占比达到 19.3%，相比 2021 年同期上升 7.1pct。

新型储能继续高速发展，贡献新增装机的主要份额。以锂离子电池为代表的新型储能凭借着能量密 度高、项目周期短、响应快、受地理环境限制小等优势近几年增速明显，2022 年全球新型储能新增 装机达 20.38GW，同比增长 99.01%，占全年储能新增装机的 66.39%，贡献了主要新增装机份额， 2017-2022 年的年平均复合增长率达到 86.06%，保持高速增长。截至 2022 年底新型储能的累计装机 达到 45.75GW，同比增长 80.36%。

分地区来看，中、美、欧为全球三大储能市场。中国、美国、欧洲是储能三大主力市场，三地区 2022 年合计新增投运项目规模占全球的 86%，比 2021 年同期上升 6pct，其中中国首次超过美国成为全球 最大的储能市场，占比 36%;欧洲和美国紧随其后，分别占比 26%和 24%。

国内储能保持高速增长态势。2022 年中国新增投运电力储能项目装机规 模达到 16.5GW，同比增长 114.29%，累计装机规模 59.8GW，同比增长 38.11%，占全球市场总规模 的 25.21%，成为世界储能产业的中坚力量。

中国储能形式齐全，结构与全球类似。从各种储能形式的占比来看，国内的结构与全球基本一致， 截至 2022 年年底国内抽水蓄能累计装机占比同样首次低于 80%，与 2021 年同期相比下降 9.2pct; 新型储能继续高速发展，累计装机占比达到 21.9%，同比提升 9.4pct。此外，压缩空气储能、液流电 池、钠离子电池、飞轮等其它技术路线的项目，在规模上有所突破，应用模式逐渐增多。

国内新型储能装机快速发展。2022 年国内新型储能新增规模创历史新高， 达到 7.35GW，同比增长 200.35%，累计装机达到 13.08GW，同比增长 128.23%。进入到 2023 年， 国内新型储能装机继续延续高速增长态势，根据国家能源局的数据，2023 年上半年新投运新型储能 装机规模约 8.63GW。

大型储能具备 B 端属性，中国和美国是主要市场

大储面对 to B 市场，涵盖工商业储能和表前储能两大类。按照储能装机的场景可以分为发电侧、电 网侧、用户侧，其中发电侧和电网侧可以统称为表前储能，用户侧又可成为表后储能并且按用户的 类型不同可以再分为工商业和户用储能。从产品形态上来看，表前储能和工商业储能较为相似，均 以集装箱的集成形式交付给客户，并且系统组成大致相同，都需要配套设施如温控设备、消防设备 等，终端客户为大型电力公司或工商企业，主要通过集采、招标等形式直接进行销售，B 端属性较 强;而户用储能终端客户为分散的居民家庭，主要通过当地化的经销商、安装商网络进行销售，具 备一定的 C 端属性。

我国作为世界第一大储能市场，应用场景主要集中在发电侧和电网侧。从 2022 年已并网项目的应用 领域来看，可再生能源储能项目和独立式储能项目贡献了绝大多数增量，分别占比达 45%和 44%， 用户侧储能项目仅占比 10%，但其中还包括 3 个 10 小时铅炭储能项目。

美国是另一主要大储市场。2022 年美国储能市场新增装机 4.80GW，同比增长 34.21%，尽管增速同过去两年相比有所 下降，但美国依然是全球最重要的储能市场之一。从细分市场来看，美国储能新增装机主要来源为 大储市场，其中电网级储能、家用储能和工商业储能三大细分领域按能量容量计算的新增装机占比 分别为 86%、11%和 3%。

欧洲虽然作为全球三大市场之一，但是新增装机以户储为主。2022 年欧 洲新增装机规模突破 5GW，其中七成装机来自家储领域。受俄乌冲突影响，欧洲能源危机加剧，天 然气以及石油价格大幅上涨，导致欧洲多个国家居民电价上涨 3 倍以上，叠加补贴政策激励效应， 导致欧洲家储市场规模激增。应用模式上，家储系统几乎已成为屋顶光伏的标配，以德国为例配置 比例高达 70%。

政策驱动+经济性提升，双轮驱动国内大储进入高速发展期

表前市场：强制配储形成刚性需求，政策推动电网侧独立储能发展

政策要求新能源发电强制配储，形成储能发电侧刚性需求。为促进新能源配置储能、减小新能源项 目对电网消纳能力的冲击，2021 年国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自 建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，超过 电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率 15%的挂钩比例(时长 4 小时以上)配建调峰能力， 按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。在中央政策的指导下，各地有关部门因地制宜推出强 制配储政策文件，促进新能源配置储能，通过要求依据新能源装机规模配备一定规模的储能形成大 储装机刚需。当前，全国已有多个省区公布配储政策，大部分省份配储比例在 8%-30%之间，配置 时长 1-2 小时为主，最高可到 4 小时。

强制配储是新型电力系统发展下的政策要求，当前战略意义优先于经济效益。在我国，可再生能源 消纳的主要责任由电网企业承担;近年来，随着风光发电占比日益提升，新能源发电消纳能力不足 的问题显现，电网消纳压力随之增长;同时新能源发电的不均衡性、波动性也增加了电网调峰压力。

为缓解电网压力，储能被提上国家层面战略高度，同时通过强制配储的手段将消纳压力分摊给发电 侧，保障性并网责任仍由电网企业承担，鼓励发电企业通过自建或购买调峰能力适当承担消纳责任， 以增加并网规模，减少弃电量。

强制配储成本由业主方承担，储能质量不高、实际运行效果不及预期。由于储能发展初期商业模式 相对模糊，而政府倡导光储一体化，储能装机成本的承担自动落在风光电站的投资方身上。

新能源电站投资方多以达标后才能顺利安装电站为目的采购质量较差、成本相对低廉的储能装置，实际并 网效果难以保证。 电源侧储能中新能源配储运行情况远低于火电配储，平均运行系数仅为 0.06(日均运行小时 1.44h， 年运行小时 525h)、平均利用系数仅为 0.03(日均利用小时 0.77h，年运行小时 283h)。与此同时， 由于储能成为投资方的成本增量，且并没有带来实际的收益增幅，反而抑制了投资方对风电光伏电 站的投资热情。

政策上修推动新型储能参与电网辅助服务，鼓励发展独立电站新商业模式。由于在表前市场强制配 储的盈利模式相对单一，为提高新型储能的收益，探索新的储能发展模式，2022 年 5 月两部委印发 的《“十四五”可再生能源发展规划》明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，加快推动独立 储能参与电力市场配合电网调峰、充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，2022 年 11 月国家能 源局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》，首次在全国层面提及推进电力现货市场，推 动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。经过 2021 年的探索、2022 年调峰示范项目的实践，在各地政策的助推下，独立式储能电站已经形成了较为稳 定的商业模式，现货市场+辅助服务+容量补偿的收入模式将带动国内储能行业向健康化发展。

共享储能有助于解决表前储能的痛点，加快储能商业化进程。共享储能本质上为独立储能运营的一 类商业模式，是由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形 式租赁给目标用户的一种商业运营模式。在共享储能模式下，业主无需承担建设储能电站成本，只 需每年支付租赁费，有利于减轻一次性投入的资本开支缓解资金压力。另外，共享储能电站一般单 体规模较大，对电网调度指令的响应能力更强，在电力现货市场、调峰调频市场中具备更强的竞争 力，若考虑容量租赁和调峰辅助服务的收益，共享储能电站的经济性较好，收益可观，有利于推动 源网荷各端储能能力的全面释放。

独立储能电站经济性可观。我们以湖南省的实际情况为例，来测算独立储能电站的经济性，在目前 的各种条件下，湖南省独立储能电站的全投资税后 IRR 达到 9.60%，具有客观的收益性。 1)容量租赁收入假设：参考湖南省的城步儒林 100MW/200MWh 储能电站项目已经签订的容量租赁 合同，湖南省的容量租赁价格为 448 元/kw*年。2)电力辅助服务收入假设：电力辅助服务包括为电网公司提供调峰、调频等服务，按照每次调用规 模及调用次数，电网公司给储能电站支付费用。 参考湖南省的现行 政 策以及城步儒林 100MW/200MWh 储能电站项目的运行情况，假设一年调用 330 天，每天一次充放，调用费用为每 次 400 元/MWh。

表后市场：峰谷价差持续拉大、经济性提升，工商业储能从 0 到 1 需求逐步启动

工商业储能主要应用场景包括单配置储能、光储充一体、微电网等。通过削峰填谷为企业节约用电 费用，或安装储能作为备用电源使用。光储充一体主要应用于提高分布式光伏自发自用率、平抑充 电桩冲击。微电网分为离网型和并网型两种，储能可以平滑新能源发电和作为备用电源使用，也可 以实现能源优化和节能减排。

工商业储能的主要盈利模式是峰谷价差套利，峰谷价差大小显著影响经济性。目前我国用户端工商 业储能的主要盈利来自于峰谷价差套利，配套工商业储能可以利用电网峰谷差价来实现投资回报， 即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，用户可以节约用电成本，同 时避免了拉闸限电的风险。另外，通过对光伏电源的“削峰填谷”，最大化提升光伏发电的自发自用 比例，从而有效降低用电成本。峰谷价差的大小将显著影响工商业储能的经济性。 我国一般工商业的峰谷价差明显拉大。自 2021 年 7 月国家发改委发布《关于进一步完善分时 电价机制的通知》后，各省市相继出台完善分时电价机制相关政策，加强峰谷电价价差。通常 认为 0.7 元/kWh 的峰谷价差是用户侧储能实现经济性的门槛价差，根据 CNESA 的统计，2022 年全国一般工商业峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的省市数量为 16 个，2023 年上半年超过 0.7 元/kWh 的省份达到了 19 个，横向比较的话有 18 个省市的峰谷价差超过了其 22 年的平均价差，各省 市峰谷价差有持续拉大的趋势。

多省份实行午间谷段电价，具备“两充两放”条件。除了峰谷价差拉大外，浙江、广东、海南等省 份的分时电价每天设置了两个高峰段，即可用工商业储能系统在谷时和平时充电，并分别于两个高 峰段放电，实现每天两充两放，进而提升储能系统的利用率、缩短成本回收周期。截至 2023 年 7 月 底，全国已经有 10 个省份部分月份中午出现谷电。

峰谷价差拉大+“两充两放”，工商业储能经济性提升明显。根据搜狐网的报道，以嘉兴一家实际 运行的工商业储能电站为例，该电站的装机功率为 105 kW，电池容量为 215 kWh，总投资约为 40 万元，实行“两充两放”的策略，在实际运行中总计 415kWh 和 373kWh 的充放电量，其综合效率 为 89.9%。若以浙江电网代理购电电价为基础，每日该工商业储能电站的收益约为 350 元，考虑到 用电企业节假日的用电需求，每年约 11 万元。考虑到电池衰减、税费、运维等成本，该电站的静态 投资回收期约为 4.5 年，经济性提升较为明显。

限电政策引发企业用电焦虑，有望进一步刺激工商业储能后备电源需求。近两年来，全国多地出现“拉 闸限电”，限电政策对工业用电冲击较大，将直接影响企业生产，限电现象的频发或引发工商业用户 用电焦虑。电网停电或限电时，工商业储能系统可作为备用电源供给园区关键不断电负载，提供充 足的后备电源保障，减少突发停电事故带来的停工时间成本和停工损失。

地方规划+大储招标翻倍增长，支撑国内大储中长期需求

多地制定“十四五”新型储能发展目标，国内大储进入规模化发展阶段。 截至目前我国已有 25 个省/自治区发布了“十四五”新型储能发展规划及具体目标，预计到 2025 年新型储能新增装机目标达到 67.85GW，其中青海、甘肃、山西的储能规模最大，预计新型储能装机将 达到 6GW;山东、宁夏和内蒙古紧随其后，预计新型储能装机将达到 5GW。新型储能装机目标的 确立，有利于调动各方投资积极性，促进稳投资稳增长，增强发展后劲，我国新型储能进入规模化 开发阶段。

国内大储招标容量提升明显，23 年储能装机有望加速向上。根据储能与电力市场公众号的统计，2022 年中国储能市场共计完成超 300 次投标工作，涉及 278 个项目，总容量 44.05GWh，其中集中式框架 采购和独立储能为主要项目类型。2023 年 1 月-7 月储能累计投标规模为达到 15.81GW/39.94GWh， 已经接近去年全年水平。完成招标意味着储能项目随后进入实质性的建设阶段并有望在短期内投运， 2023 年中国储能装机容量有望加速上行。

储能系统投标价格持续下行，刺激需求释放。2022 年招标的近 150个储能项目中，2h 的储能系统占比达 63%，平均报价 1.56 元/Wh;储能 EPC 总承包招标的近 120 个项目中，2h 的 EPC 项目占比达 77%，平均报价 1.81 元/Wh。从时间维度上来看，2022 年储能系 统报价呈现出了“两头高中间低”的特点，并且从 5 月起持续稳定在 1.5-1.6 元/kWh 的范围之内， 而进入 2023 年之后，随着电芯主要原材料碳酸锂价格的进入下行通道，储能系统报价屡创新低，2023 年 7 月份 2 小时储能系统的平均报价为 1.12 元/Wh，同比下降 28.24%，环比下降 0.88%，最低报价 低至 1.00 元/Wh，而 4 小时储能系统最低报价低至 0.87 元/Wh。储能系统价格的快速下降，将有力 提升大储项目业主方的投资积极性，推动项目的建设进程。

美国市场商业模式清晰，政策补贴进一步改善盈利

美国电力市场机制完善，电化学储能发展较早

美国电力市场机制完善，储能参与辅助服务市场发展较早。自 2007 年起，为促进储能参与电力市场， 美国多次完善电力市场交易机制。从 FERC890 法令到 FERC841 法令，美国已明确储能可与其他表 前市场主体共同参与电力批发市场竞争，允许储能公平参与各类辅助服务市场投标竞争，给储能带 来了更广阔的市场空间。目前美国已经形成了现货电力市场套利、辅助服务市场和容量电价等储能 电站的主要收益模式。

政策扶持下，美国储能装机保持高增速发展。美国电化学储能装机早在 2015 年就实现单年新增 200MW 以上的装机规模，且在 2020 年-2021 年始终保持在 100%以上的同比增速，2022 年新增电池 储能装机 4.80GW/12.18GWh，增速较前年有所放缓，系部分工程进度拖延导致。分季度来看，2022 年四季度及 2023 年一季度环比增速有所放缓，主要系部分电网储能项目延迟上线所致。另外，美国 储能新增装机主要来源为电网级储能，以光伏+储能项目为主。

从装机区域看，加州与德州为储能主要装机区域。截至 2022 年年底，加利福尼亚州储能累计装机容 量达到 4.94GW，处于美国电池储能的领头羊地位。在建项目方面，2022 年年底美国储能在建项目 总量为 16.71GW/45.64GWh，其中加利福尼亚州以 5.85GW 的在开发项目处于领跑地位，紧随其后 的德克萨斯州拥有 3.80MW 在建项目，两洲合计占比达到 57.75%，是美国储能市场最主要的区域。

能源结构变化及电网设施老旧升级困难，催生储能装机需求

美国大储以光伏配储为主，可再生能源的大量装机需求为储能奠定发展根基。美国拜登政府计划于 2035 年实现 100%摆脱化石燃料依赖的能源目标，同时进一步明确 2030 年清洁能源使用占比将升至 80%。而美国能源署公用事业发电数据显示，2022年美国公共事业可再生能源发电量为 9,130亿 kWh， 仅占总发电量的 21.50%，因此美国可再生能源发电仍有较大的增长空间。为解决新能源发电的消纳 问题和带来的电网安全隐患，风电或者光伏配备储能安模式日益成熟，为储能市场的发展壮大奠定 根基，截至 2022 年底接近 70%的在建储能项目是与风电或者光伏搭配安装。

美国电网老化严重切改造成本高，各州协调难度高导致投资意愿较低。美国大部分电网建于 1960 年代和 70 年代，目前超过 70%的电网使用年限已超过 25 年、进入寿命后半段，部分设施有超过百 年历史，老化严重可靠性较差，电线/变压器等电网设备亟需升级更新，以承受并适应极端天气与更 高的风光发电量。并且新能源发电如风力发电多建设在风力较强、人迹罕至的地带以保证发电量， 需要电网增容的同时拉长输送距离，电网投资成本较高。但是在目前美国的电力系统制度下，电网 公司相对较为独立、私营企业各自为政，电网维护、升级和区域间连接的责任由州和地方监管机构、 公用事业公司以及电网运营商共同承担，因此各州之间电网规划沟通效率低下，协调难度较高，过 去十年基本没有新建任何一个大型地区间电网互联项目。

ITC 政策激励延长，补贴进一步激活储能放量

补贴时间延长叠加光伏解绑，有望刺激储能快速放量。美国联邦政府自 2006 年起开始实施投资税收 抵免政策(ITC)，2022 年 8 月美国通过通胀削减法案(IRA)，对光伏及储能均提出新的 ITC 政 策支持，核心变动有二：1)光伏：法案的通过提供了长达十年的税收抵免政策，同时税收抵免比例 从 26%提升至 30%，若满足相关条件，最高税收抵免可提升至 70%;2)储能：除光伏配储在补贴 范围内之外，IRA 首次将独立储能纳入补贴范围。此前 ITC 法案中对储能有诸多参与限制，首先需 要与光伏配对，其次大部分的充电量需来源于光伏发电，导致储能的收益和商业模式受到较大限制， ITC 对独立储能的政策刺激将有效激活市场，促进多元商业模式开展。

储能税收减免提升至以 30%为基础，经济性进一步提升。 此前的 ITC 政策税收抵免的基础额度为 26%，现在在满足工资和学徒要求后，基础抵免可以达到 30%，另外，如果同时能够满足其他条件， 例如本土制作、位于能源社区等可进一步提升抵免的额度，储能电站的经济性得到进一步提升。

美国储能电站经济性可观。2019 年在 ITC 税收减免 30%的大背景下，加州(CAISO)地区一个 100MW/100MWh 的独立电站的 IRR 水平可以达到 35%，而德州(ERCOT)地区一个 100MW 光伏 +50MW/200MWh 的光储电站的 IRR 水平有 7.7%，均保持较为可观水平。随着 ITC 减免比例的提升 以及储能电站成本的下降，我们预计美国储能电站的经济性水平有望维持较高水平。

美国大型储能有望迎来大跨步发展。美国 2023 年电网级储能新增 装机规模有望实现翻倍增长，2023-2027 年美国新增储能装机规模将达 74.3GW/232.0GWh，其中大 储为装机的主要增量市场装机，约占总容量的 81%。

产业链：参与者众多百花齐放，竞争加剧行业将迎出清

大型储能产业链整体围绕电池开展。主要包括上游原材料及零部件的供应商，中游的电池组、储能 变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)四大部分以及其他设备和系统集成，下 游主要应用在发电侧、电网侧、用户侧三大领域。

储能电池与 PCS 是储能系统的核心环节，成本占比较高。一个储能系统运作的核心是充放电，因此 电池是其中的核心，也是成本占比最高的部分，以湖南省城步儒林 100MW/200MWh 储能电站为例， 其电池成本占比超过 60%。其次是作为储能电站和电网枢纽的 PCS，占比约 8.5%。

储能电池：竞争格局“一超多强”，行业持续向头部集中

储能电芯市场随储能市场高速增长。2022 年全球储能电芯出货量达到 122GWh，同比+177.27%，近两年来一直维持 100%以上的增速。 储能电池行业头部企业份额相对集中，竞争格局呈现“一超多强”。储能锂电池的市场参与者大致 可以分为以下几类：第一类是动力电池的制造商，例如宁德时代，鹏辉能源等，动力电池和储能电 池本质都是大容量，长循环的锂离子电池，二者在制备过程中具有共通性;第二类是光伏风电企业 延伸布局储能锂电池，通过自建或与电池企业合资的方式布局产能，例如林洋能源;第 三类是从储能电池起家的企业，例如厦门海辰。从 2022 年的市占率来看，宁德时代出货 53GWh， 全球市占率达到 43.37%，其次是比亚迪出货 14GWh，市占率达到 11.46%，其他厂商市占率均不超 过 10%，呈现出“一超多强”的竞争局面。

储能电芯更加追求高长循环寿命和低成本，龙头企业优势持续巩固。与动力电池更加追求高安全性 和高能量密度不同，储能电池更加注重长循环寿命和成本，通常动力电池的循环寿命在 1000-2000 次，而储能电池的循环寿命行标要求能够大于 5000 次，正在向 7000-12000 次迈进。另外，大电芯 的成本更低、BMS 管理精度更高、装配简化程度更高，因此大型化逐步成为储能电芯的重要发展趋 势，众多电芯厂纷纷布局并量产 280Ah 电芯，持续推进电芯容量提升。长期来看，龙头企业凭借规 模、产品性能以及先发布局的产品和渠道优势，有望保持份额稳固。

钠离子电池未来或凭成本优势获得应用。钠离子电池由于采用价格更为低廉的钠元素作为材料来源， 在成本方面具备较强的优势。根据中科海钠测算，钠离子电池较锂离子电池成本通常低 30%-40%。 宁德时代在 2021 年率先发布了第一代钠离子电池，电芯单体能量密度达到 160Wh/kg，电芯单体能 量密度高达 160Wh/kg;常温下充电 15 分钟，电量可达 80%以上;在-20°C 低温环境中，也拥有 90% 以上的放电保持率;系统集成效率可达 80%以上。下一代钠离子电池能量密度研发目标是 200Wh/kg 以上。

PCS：生产厂商与光伏逆变器高度重合，品牌+渠道为核心竞争力

储能变流器(PCS)，又称双向储能逆变器，是储能系统与电网中间实现电能双向流动的核心部件， 用作控制电池的充电和放电过程，进行交直流的变换，是电池储能系统的关键核心环节。储能变流 器由功率、控制、保护、监控等软硬件组成，其主要功能包括平抑功率、信息交互、保护等，PCS 决定了输出电能质量和动态特性，也很大程度影响电池的使用寿命。

当前储能 PCS 生产厂商众多，与光伏逆变器厂商高度重合。储能变流器与光伏逆变器的最主要 作用都是实现交直流的转换，所以两种产品的主要零部件类似，且在应用端也开始呈现高度的协 同效应。在光伏 PCS 已经取得非常大的市场规模的前提下，未来储能 PCS 的竞争格局与光伏逆 变器趋同，延续光伏 PCS 格局。当前储能 PCS 行业赛道参与者众多，来自光伏逆变器、不间断 电源(UPS)、充电桩(EV charger)、电网侧-输配电设备(PTD、MVD、APF、SVG)等多领 域厂商。据 CNESA 数据，2022 年度全球市场中储能 PCS 出货量排名前十位的中国储能 PCS 提 供商，依次为阳光电源、科华数能、上能电气、古瑞瓦特、盛弘股份、南瑞继保、固德威、索英 电气、汇川技术和首航新能源。

系统集成&EPC：竞争格局较为分散竞争激烈，行业面临出清

储能系统集成厂商众多。目前国内的储能集成商主要可分为三类：1)产业链内电芯、PCS 等企业 纵向延伸，如宁德时代、比亚迪、阳光电源等，利用其品牌、成本与渠道优势迅速打开市场，业务 发展壮大;2)关联赛道企业利用技术与渠道优势横向切入储能赛道，如阿特斯、天合光能等;3) 具备地方资源的其他企业，如南网科技、海博思创、华自科技等，这类企业技术经验丰富，手握地 方资源，订单相对有保障。 2022 年度，国内市场中，储能系统出货量排名前十位的储能系统集成 商依次为：海博思创、中车株洲所、阳光电源、天合储能、远景能源、平高、华能清能院、融和元 储、新源智储和中天储能。

温控系统：液冷渗透率有望提升，竞争格局初成型

锂电池对运行温度要求严苛，最佳工作温度助于锂电池提效增寿。锂离子电池工作性能对温度具有 较高的依赖性，综合考虑锂电池的高效性和安全性，目前普遍认为锂电池可承受的温度区间分别为 -40~60℃，最佳温度区间为 10～35 ℃，过低的温度会导致电解液凝固，阻抗增加，过高的温度则会 导致电池的容量、寿命以及安全性将大大降低。而当温度持续升高，电池内部热量无法及时消散而 导致温度超过安全上限时，电池容量下降且可能出现鼓包变形，甚至进入热失控状态，产生安全风险。

储能温控技术多样，目前风冷和液冷技术较为成熟。当前储能温控技术包括风冷、液冷、热管、相 变冷却。除了分隔室内外空间，保证室内温度区间此一基本功能外，目前储能温控设备的核心功能 为通过主/被动热管理技术解决电池组工作发热的问题。当前储能系统热管理技术主要包括四种：1) 空冷技术：以空气为介质的热管理技术;2)液冷技术：以液体为介质的热管理技术;3)热管冷却 技术：基于热管介质蒸发/冷凝循环的冷却技术;4)相变冷却技术：基于相变材料相变过程产热/吸 热的温控技术。其中，热管冷却及相变材料技术目前仍处于实验室试验阶段，并且技术实现难度比 空冷和液冷更为复杂，成本仍较高，目前尚未用于电池储能系统，当前主流储能温控形式仍以风冷 和液冷技术为主。

液冷可实现精准控温，实现全生命周期成本下降。相比于目前应用最为广泛的风冷系统，液冷系统 在电芯寿命、运行能耗以及固定开支端具备显著优势，可以有效降低储能系统的全生命周期成本。 从目前各大厂商的提出的方案来看，现有厂家的液冷方案较风冷方案可以实现电池寿命提升 20%以 上，能耗减少 20%以上，保持电池温差处于 3℃以内，以阳关电源发布的液冷温控为例，采用液冷 方案课有效延长电池寿命 2 年以上，100MWh 储能电站生命周期内可多放 5300 万度电，有效降低全 生命周期的成本。

温控厂商纷纷切入储能温控赛道，市场格局初成型。由于温控的底层技术的同根同源性，其他行业 的温控厂商纷纷抓住了储能温控的契机，相继切入储能温控赛道，抢占初期储能温控市场，储能温 控市场格局初显。目前储能温控企业普遍从其他赛道切入，主要以精密温控企业、新能源车温控企 业、工业温控企业为主。

短期看先发优势，中长期看定制能力及成本控制能力。我们认为，下游客户选择产品的核心关注要 素预计可分为三个阶段，短期来看，行业快速扩张，产品交付能力是关键;长期来看，供需趋于稳 定，非标定制水平执牛耳： 第一阶段：看重产品的先发优势。在产业快速发展的蓝海阶段，完成客户认证，突破市场壁垒并实 现产品批量供应能力是制造商实现储能温控领域“从 0 到 1”的关键，是否有合格的产品量产能力 是短期规模提振主要因素，在此阶段，可保证交付能力的厂家将更受青睐。第二阶段：看重产品的综合效益。具有规模优势以及成本优势的企业会进一步扩大自身的优势，优 质客户的背书效应显现，背靠优质客群打通“从 1 到 10”的发展路径;产品放量中储能温控端的技 术不断积累，产品可靠度提升;规模优势下，成本端具备相应竞争优势。具备规模效应的公司进一 步持续抢占市场，形成稳定格局。 第三阶段：看重产品的定制能力。待市场供需趋于平稳，储能容量大型化发展，对液冷系统的流道 数量、流量、流速等定制化设计要求高，下游客户会倾向于选择定制化能力强，具备联合设计能力 的厂商。

原标题：大型储能行业深度报告：政策推动+盈利模式完善，迎接大储放量元年