一、储能装机规模增势强劲，中欧美为主要增量市场
（一）全球储能市场持续高速发展，中欧美新型储能装机合计 约占 86%
当前全球储能市场持续高速发展。自 2019 年开始，全球储能累计装机规模增速持续 增长。根据 CNESA 统计，2022 年全球储能累计装机规模为 237.2 GW，同比增长 13%， 新增装机 27.8 GW，同比增长 52%。
中国、欧洲和美国引领全球储能市场发展。据 CNESA 统计，2022 年全球以电化学 储能为首的新型储能累计装机规模 45.7 GW，新增装机规模为 20.4 GW，首次超过 20 GW。 中国、美国、欧洲依旧是全球新型储能的主要增量市场，2021 年中国、美国、欧洲新型 储能装机合计占比约 80％，2022 年约占全球市场的 86%，较 2021 年同期上升 6 个百分 点。其中，我国 2022 年新增新型储能装机 7.3 GW，占全球市场总规模的 36%，居全球 首位。
（二）国内储能装机增势强劲，储能项目招标热度不减，中标 价格有望逐步回暖
国内储能装机增势强劲，装机形式以大型储能为主。据 CNESA 统计数据，截至 2022 年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模为 59.8 GW，年增长率 38%。抽水蓄能累 计装机占比为 77.1%，首次低于 80%。新型储能规模高速发展，据国家能源局公布数据， 截至 2023 年 6 月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过 17.33 GW/35.80 GWh，平均储能时长 2.1 小时。2023 年 1-6 月，新投运装机规模约 8.63 GW /17.72 GWh， 相当于此前历年累计装机规模总和。国内装机形式以大储为主，据储能与电力市场统计， 2022 年我国新增投运的新型储能项目中，大储装机容量约占装机增量的 90%。
储能项目招标情况来看，近期国内储能项目招标回暖。根据 CNESA 统计，2023 年 1-6 月份国内储能项目招标规模合计 18.3 GW/64.4 GWh。其中，储能系统/电池系统/电芯 招标量 33.8 GWh，占比达 52%。 EPC 电站及储能系统中标价格来看，总体呈现企稳回暖趋势。EPC 电站中标价格在 2022 年 9 月达到了 2.05 元/Wh 的高峰，后受碳酸锂原材料价格波动影响，中标价格波动 向下，2023 年 5 月降至 1.61 元/Wh，6 月中标价格基本企稳，预期后期价格伴随需求回 暖有望回升。储能项目招标量伴随着价格波动和装机旺季淡季轮动变化较大，总装机量 总体增长。
二、新能源削峰填谷需求、强制配储及补贴政策、电力市场化 改革等多要素驱动国内储能快速发展
（一）新能源装机比重快速上升，消纳与调峰需求带动储能规模快 速扩大
随着我国“双碳”目标进程，光伏、风电等可再生能源的入网比例大幅提高，新能 源消费比重上升是大势所趋，新能源装机容量大幅提升带动储能规模快速扩大。截至 2023 年 6 月底，全国累计发电装机容量约 27.1 亿千瓦，同比增长 10.8%。其中，太阳能 发电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长39.8%；风电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长13.7%。 风光累积装机容量占全国发电装机的 31.8%，光伏发电超过水电成为我国仅次于火电装 机规模的第二大电源。2022 全年度，全国累计发电装机容量约 25.6 亿千瓦，其中，风电 装机容量约 3.7 亿千瓦，太阳能发电装机容量约 3.9 亿千瓦。2023 年上半年风电、光伏 新增装机量分别为 23.77、78.06 GW，在全国新增装机结构中占比逐步提升，风光装机景 气度高涨，预计下半年装机量将持续增长。
随着可再生能源装机规模的不断提升，输出功率的频繁变化，造成电压波动和闪变、 频率波动等，由新能源的波动性、间歇性等技术缺陷产生的电力消纳难、外送难、调峰 难等问题亟待解决。储能对于新能源削峰填谷、调峰调频、提升风、光消纳水平、平抑 功率波动、提高电网运行稳定性发挥着重要作用，能够充当发电侧和用电侧之间的“缓冲”， 使新能源发电曲线更为平滑，出力更为稳定、可控。储能已成为构建“源网荷储一体化” 新型电力系统的重要组成部分和关键支撑。由于风光资源较好的新能源建设大省并网消 纳率低，国内市场仍主要由新能源电站消纳与调峰需求带动快速扩大，国内装机主要在 西北的新疆、甘肃、青海等地区。
储能在电源侧、电网侧及用户侧等不同用电环节均发挥重要作用。储能技术可根据 电力系统的需求进行应用，各环节都发挥着重要的作用。按照发电、输送、使用节点可 分为电源侧、电网侧和用户侧。根据中国电力企业联合会公布的数据，2022 年电化学储 能电站新增装机各应用场景中，电源侧占比 49.24%，电网侧占比 43.13%，用户侧占比 7.63%。
（二）强制配储、补贴等政策催化储能产业规模快速增长
政策引领，顶层设计驱动储能产业蓬勃发展。目前我国储能产业市场化仍在探索中， 政策驱动在储能产业的发展中发挥了重要作用。“十三五”以来，我国储能产业战略定位 逐渐明确，发展路径逐步成型。相关总体规划提出了十三五“商业化初期”、十四五“规模 化发展”的重要阶段性目标，并强调储能产业“市场化发展”的工作重点。在“双碳”目标 引领下，我国出台了关于储能的总体规划、新能源强制配储、电力市场改革、补贴政策、 电价机制完善等系列政策。这些政策确立了储能产业的阶段性目标，奠定了技术方案、 应用领域和参与主体的发展基调，并通过市场化机制的规划，为储能产业发展保驾护航。
1.强制配储政策
从 2021 年以来已有 20 余个省市相继提出了新能源强制配储政策，配储比例要求大 多在 10%-20%，配储时长多要求在 2 h 以上。2021 年，国家发改委、能源局印发《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》，鼓励发电企业市场 化参与调峰资源建设，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 h 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。后各省市 相继出台相关新能源配储要求，且配置比例和时长呈增加趋势，尤其是在青海、内蒙古、 新疆、山东等地区，部分项目配置比例要求达到 30%。
2.储能投资补贴政策
补贴政策推动储能项目加速落地。除了各地要求强制配储外，各省份也出台了相关 的建设补贴政策，补贴方式主要以容量补贴、放电量补贴和投资补贴为主，补贴方向主 要包括与分布式光伏结合、节能技改、低碳减排以及产业落地等项目。据不完全统计， 仅 2023 年度上半年，全国已推出了 20 余项项储能补贴相关政策，涉及包括浙江、广东、 福建、重庆在内等 17 个城市。各地补贴政策直接激励产业扩大生产，促进了储能项目投 资运营。其中，浙江、广东的补贴政策数量位列前二，两地对储能的扶持力度较大。 短期内补贴可以为储能电站补充一定收益，但长期来看仍需要有市场化机制保障电 站盈利，如缺乏市场机制引导储能盈利，补贴政策激励有限。对于“新能源（风电、光 伏等）+储能”项目来说，尤其是“分布式光伏+储能”项目，需要整体考虑光伏增加储 能设备后，补贴的费用是否能覆盖成本增加的问题。良好的顶层设计和产业政策有助于 促进我国储能产业不断提升技术性能水平，提高生产制造能力，推进持续的研发投入， 合理布局新兴技术，优化产业链发展生态，提升在全球市场竞争中的优势。
（三）我国电力市场化改革稳步前行，逐步构建储能参与市场交易 基础，进一步优化储能商业模式
从欧美发展经验上来看，电力现货市场改革和机制完善是营造储能发展良好环境的 重要因素。电力市场化而不是统一定价更有利于激发储能的商业需求和发展。电力市场 化是储能在电网、电源、用户侧发挥多重作用的长效手段，创造盈利空间真正推动产业 发展。
随着我国电力市场的改革进程，初步构建了储能参与电力市场交易的基础。盈利难 题不能通过市场化机制解决是储能发展面临的最大困境。对于储能电站来说，大部分补 贴明确有补偿的期限以及补偿最高限额。但储能电站在 10-15 年的运营期内如何盈利，仍旧得依靠市场机制。国内也正加快出台政策，通过进一步明确新型储能市场定位，建 立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，才能提升新型储能利用水平，引导行业健 康发展。2022 年 11 月 25 日，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。各地按照国家总体部署，也在结合自身实 际需要探索建立市场化机制。
（四）分时电价机制完善推动工商业户储发展元年，工商业户储迎 来从 0 到 1 快速增长机遇
近年来，政策推动国内工商业分时电价机制完善，电价市场化程度持续提升，工商 业、用户侧储能在部分省份已实现优良经济性。2021 年 7 月，发改委发布《关于进一步 完善分时电价机制的通知》，提出完善分时电价机制，引导用户削峰填谷、改善电力供需 状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全提 供保障，自通知印发以来，全国各省区市积极出台相关政策进行分时电价改革。各省市 分时电价机制日益完善。
工商业储能及户储方向有望后来居上，成为新的黄金赛道。根据北极星储能网数据， 2023 年 7 月全国 12 个省份的一般工商业及大工业最大峰谷价差超过了 0.9 元/kWh，前 三名分别是广东省、海南省和湖南省，其中广东省（珠三角五市）的峰谷价差最大，达 到 1.4159 元/kWh，超过海南省约 0.13 元/kWh。在分时电价机制下，国内各地峰谷价差 逐步拉大，工商业储能系统可通过谷时充电、峰时用电，为用户节省电费支出，拓宽工 商业储能盈利空间，推动了工商业储能发展。工商业用户侧储能在部分省份已实现优良 经济性，若只考虑价差套利，基本 6 年左右可收回成本。受益于电力市场化改革纵深推 进，负荷侧作为造成电力系统波动性主体之一，正按照市场化机制逐渐承担相应的成本。
三、欧美装机量高速增长，海外储能发展带动国内储能出海
（一）海外美国和欧洲引领储能市场发展，美国以大储为主，欧洲 以户储为主
美国 2021 年起储能新增装机容量呈指数增长。受鼓励政策及完善电力市场推动，近 年来美国储能市场高速发展，2021 年美国新增储能装机规模为 10.89 GWh，同比增长 389%。2022 年新增装机规模 12.12 GWh，2018 年-2022 年复合增速 96.5%。
1.美国储能产业发展依靠完善的储能政策与电力市场驱动，装机以大储为主
美国储能政策较为完善，政策驱动是早期市场增长的主要动力。联邦政府层面主要 依靠目标规划、补贴税优等政策拉动。2022 年 8 月，美国政府出台《通胀削减法案》（IRA 法案），该法案首次将独立储能也纳入补贴范围，对于满足条件的储能项目，提升税收抵 免比例，包括基础抵免和额外抵免等部分。另外，针对户储，太阳能投资税减免 ITC 还 可以叠加自发电激励计划 SGIP 使用，以加州为例，补贴力度约为$2/Wh，储能经济性进 一步增强。
“新能源+储能”正成为美国新增电力装机主力，分布区域高度集中在加州等地区。 美国储能的分布区域方面高度集中，2021 年新增装机量排名前三的区域为加州、德州和 佛罗里达州，三个区域合计占比超 80%。受光伏高渗透率影响，加州区域电网特征呈现 明显的鸭形曲线，在日落后，其他发电方式需要的供电量会快速上升，约在傍晚中间到 达最高峰。高光伏渗透率催生了新的峰谷差，光伏配储可获得显著的价差套利收益，因 此加州等地区多采用“光伏+储能”发展形式。受高电价影响，美国户储近年来的比例逐 步提升。不断上涨的电价也刺激着居民的户储装机需求。据 EESA 统计，2016-2022 年间 美国的居民平均用电价格从 12.55 美分/kWh 上涨到了 15.12 美分/kWh。各年户外储能的 新增装机量也从 2018 年的 0.19 GWh 增长到了 2022 年的 1.5 GWh，增长 692.6%。
电力市场给予美国大储具有独立市场地位，储能可参与多种交易。美国通过系列政 策确立了储能电站的市场主体地位，可参与电能量市场。同时降低准入门槛，小容量的 储能系统也能参与到电力市场中。完善电力市场交易体系，明确储能参与各类辅助服务 的收益结算方式，确认回报机制。目前，美国大储的收益渠道包括现货电力市场套利、 辅助服务市场等。我国近年来也在逐步推动电力市场的改革，储能可作为独立主体参与 到电力市场交易中，将会对储能的发展有较大的促进作用。 美国大储集成商以本土企业为主，中国电池厂商作为配套企业参与美国市场。美国 大储集成商以本土厂商为主，集中度相对较高，Fluence、NextEra Energy、Tesla、Powing 等市占率排名靠前，2021 年按功率容量排序储能集成商 CR3 份额占比 40%以上。目前， 美国市场对于单项目定制化的需求增高，拥有提供定制化解决方案能力的集成商在逐渐 崛起，也拉动了一批大储集成商新进入者。美国大储项目盈利能力强、业绩兑现度高， 但市场保护主义甚于欧洲，进入壁垒较高，因此国内企业难以参与到美国大储项目的直 接项目投资和 EPC 建设运营等下游环节，多以电池、逆变器等供应参与到上游环节中。 而集成商是储能设备采购、设备组装的最终环节，因此也是国内企业参与到美国储能市 场的重要入口。国内龙头企业受益于与头部集成商合作、早期海外工厂布局表现亮眼。
2.俄乌冲突加剧推动能源价格高位波动，欧洲户储市场此前高增，德国是装机 主力地区
随着能源价格高企，欧洲家庭用户电价显著高于户用光储度电成本，形成装机动力。 此外，欧洲光伏配置家用储能系统的平准化度电成本不断下降，进一步推动欧洲户储发 展。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会（CESA）统计数据，2022 年户用储 能累计装机规模约 17.6 GW，同比增长约 68%。按照 2022 年的户用储能新增装机规模区 域分布占比来看，全球户用储能主要集中在德国、美国、日本、意大利和澳大利亚等国 家，其中德国占比最高。上述 5 国的新增装机合计为 5.45 GW/10.79 GWh，约占全球户 用储能新增装机的 77%/72%，合计占比超过 70%。然而，相比 2022 年，2023 年欧洲户 储可能面临短暂“缩水”，由于暖冬天气比及天然气储备上升影响，欧洲居民电价有望探 顶回落。因此，欧洲光储系统经济性减弱，下游需求相应回落，另外伴随着补贴政策的 退坡，受政策刺激的市场可能萎缩，防范欧洲居民电价高位回落及户储装机进程放缓带 来的相关公司业绩波动风险。
政策方面，欧洲出台了大量的储能促进政策。2022 年，欧盟提出“Fit for 55”、 “REPowerEU”等可再生能源发展计划。在新能源发展目标的激励下，欧洲各国开始制 定储能发展规划，其中，希腊和意大利亚分别提出到 2030 年安装 6 GW 和 3 GW 电池储 能的规划。在财政上也出台了相应的补贴政策。2022 年 12 月，德国通过了《2022 年年 度税法》，规定 2023 年起，安装不超过 30 kW 屋顶光伏的单户住宅和商业物业发电收入 免除所得税。 电力市场改革方面，欧洲相较美国仍任重道远。欧洲储能参与电力市场存在主体地 位不明、辅助服务市场化低等阻碍。以德国为例，储能独立市场地位至今仍未明确，双 重征税影响项目经济性，且双重身份导致其项目审批效率较低，削弱了大型储能发展趋 势。储能参与辅助服务方面，欧美对储能电站容量的门槛相较美国更高，并且收益更低， 以英国为例，储能参与辅助服务以固定频率月度招标，按投标价格进行结算，而美国储 能参与调频辅助服务可以以较低的报价中标，但是以出清价格而非报价进行结算，因此 收益更高。电力市场改革的滞后性限制了其储能的发展。 结合欧美发展储能的经验和趋势来看，储能发展受到政策、电力市场、技术等多重 因素的驱动，其中政策支持对储能早期发展具有显著的加速作用，而电力市场的改革和 电价机制的完善是真正能够让储能参与交易获利的核心要素。新能源+储能的模式较为 典型，未来有望通过降本增效进一步提升其经济性。随着历史项目累积及市场需求的变 化，大型储能仍占据重要比例但增速有所放缓，后期规划电站如期建设有望进一步扩大 大型储能规模；工商业储能及户储方向有望后来居上，成为新的黄金赛道。
（二）海外储能发展带动中国储能电池出海，国内企业海外建厂抢 占市场
储能电池出海大势所趋，海外市场是国内企业第二增长点。欧美市场景气度高，项 目盈利能力强，业绩兑现度高，也是国内企业重点关注的海外市场。此前欧美市场多采 用三元锂路线，主要由日韩企业供给；近年来由于磷酸铁锂容量性能提升及安全性、经 济性优势凸显，转而关注磷酸铁锂方向。受益于磷酸铁锂在储能系统占比提升，国内企 业利用产业链优势，纷纷加快海外市场的开发，国内优质电池、储能集成企业在美国频传订单捷报。其中，多家国内企业为了满足客户需求和本地化供应，正寻求海外投资建 厂或已经进行海外建厂布局。2022 年 10 月 18 日，宁德时代与美国分布式光伏+储能开 发运营商 Primergy Solar LLC 达成协议，为 Gemini 光伏+储能项目独家供应电池，项目 规划储能系统 1.416 GWh。2023 年 6 月 14 日，亿纬锂能与美国储能集成商 Powin 签署 10GWh 方形铁锂电池的供货协议；6 月 15 日，亿纬锂能与美国工商业储能供应商 American Battery Solutions 签署 13.4 GWh 方形铁锂电池的供货协议。2023 年 3 月，宁德 时代与电池储能项目开发公司 HGP 达成 450 MWh 电池储能项目供货协议，并将持续合 作推动 5 GWh 公用事业级和分布式储能项目展开。
与此同时，随着部分海外政策加大对储能产品本地化的要求，国内储能领域企业正 加速在海外市场的本土化布局。其中，2023 年 5 月，派能科技宣布旗下子公司与意大利 公司 Energy S.p.A 将共同投资建设储能工厂，用于制造派能科技储能产品，标志着其欧 洲本地化生产的开端。从业绩表现来看，部分企业在国外储能市场的毛利率相较国内更 高。据派能科技发布的 2022 年年报，派能科技 2022 年境外营收达到 57.14 亿元，同比 增长 242.37%，境外毛利率 34.99%，明显高于境内毛利率 13.91%。据南都电源 2022 年 年报，国外业务毛利率为 13.35%，国内毛利率为 3.36%。建议可关注布局海外市场且海 外业务毛利率较高的公司。伴随着欧美制裁形势加剧，可关注布局匈牙利等政治友好型 海外市场的相关标的。匈牙利地处欧洲中心地带区位优势突出，产业配套好，周边地区 原材料丰富，辐射国家较多，在当地建厂便于及时响应客户需求。此外匈牙利政治友好 成为国内企业将其作为进军欧美市场据点的重要原因。据 2023 年 6 月 8 日亿纬锂能发布 公告称，其全资孙公司 EVE Power Hungary Kft.拟以自有及自筹资金在匈牙利投资大圆柱 电池项目。
加拿大、澳大利亚等新兴海外市场快速成长。欧美储能市场受本土保护政策、供应 链短缺以及历史累积装机较多的影响，一方面进入壁垒较高，另一方面规模增速较前期 已经有所放缓。而加拿大、澳大利亚等国家正大力推进储能发展，预期在未来几年内装 机规模将有较高增长。2023 年 3 月 28 日，加拿大正式实施可再生能源 30% ITC 补贴政 策，在光储方面，光储装机可获得 30%的税收抵免，本土制造可获得额外 30% PTC 补贴。 澳大利亚是户用光伏大国，住宅屋顶光伏安装率超过 32%，根据 Sunwiz 统计，2022 年 澳大利亚共户储新增装机容量 589 MWh，2022 年底全国户储累计装机 1.92 GWh。据 IEA 测算，澳大利亚户用光伏到 2025 年累计装机规模约为 23.1 GW。按照 15%配储比例及 2h 配储时长测算，2025 年澳大利亚户储累计装机有望达 6.93 GWh。未来伴随着欧美制 裁形势逐步严峻，建议关注布局新兴市场（加拿大、澳大利亚）和政治友好型海外市场 的相关标的。
四、未来市场空间广阔，储能景气度上行
中国电力市场需求增大和非化石能源发电装机量的容量和比例不断增加给储能的市 场扩容带来更多发展空间。根据中电联发布的《电力行业“十四五”发展规划研究》预测， 2023 年全社会用电量预计将增长 6%，到 2025 年全社会用电量 9.5 万亿千瓦时，年均增 速 5%。从风光大基地、工商业及户用储能规模空间进行测算。
（一）风光大基地建设持续升温，引领储能规模增势
我们测算，截至 2025 年底，风电累计装机规模有望达 540 GW，光伏累计装机规模 有望超 690 GW。我国提出 2025 年非化石能源占一次能源消费比重达到 20%、2030 年达 到 25%，因此按照该比例进行测算。假设： （1）2025 年，非化石能源占一次能源消费比重为 20%。（2）参考 2017-2022 年我国一次能源消费总量年均复合增长率为 5.3%，2022 年增速为 7.6%，假设 2023-2025 年我 国一次能源消费总量增长率分别为 7%、5%和 4.5%。1 万吨标煤约等于发电量 0.32 亿千 瓦时。（3）2025 年各类电源利用小时数与 2022 年一致。（4）当前我国水电开发已进入 中后期，2022 年水电发电量 1%，因此假设 2023-2025 年水电发电复合增速为 1.4%。2022 年核电发电量增速3%，假设核电发电复合增速为4.0%。风电发电量2022年增速为16.2%， 假设 2023 年风电发电量增速为 19%，2024-2025 年增速为 15.0%。
据测算，2023-2025 年风光大基地配储新增装机规模合计为 63 GW/126 GWh。截至 2025 年底，风电累计装机规模有望达到 540 GW，光伏累计装机规模有望超 690 GW。根 据各地出台的新能源配置政策，储能配置比例在 10-20%之间，假设 2023-2025 年新增储 能装机规模配置比例分别为 10%，13%，16%。储能时长为 2 小时。
（二）工商业、户用储能从 0 到 1 机遇，带动储能新增装机需求
经测算，2025 年全国工商业储能累积装机规模有望超 32 GWh，2023-2035 新增装 机规模合计约 30 GWh。工商业储能装机的主要驱动因素为峰谷套利经济性，因此空间 较难估计。参考业内采用的全国工业用电总量和风光发电占比近似估计的方法，对工商 业储能空间规模进行测算。假设 2023-2025 全国工业用电总量复合增速为 5%。国家能源 局印发《2023 年能源工作指导意见》的通知，其中提出风电、光伏发电量占全社会用电 量的比重达到 15.3%。因此假设 2023-2025 风电、光伏发电量占全社会用电量的比重分别 为 15.3%，15.6%和 16%。储能年运行天数为 330 天，每天充放电 2 次。
户储方面，我们预测 2023-2035 年新增装机合计约为 3.1 GW/6.3 GWh。国内 2022 年新增光伏装机户用项目约 25.3 GW，同比增长 17%，假设国内 2023-2025 年新增光伏 装机户用项目复合增速为 10%，配储渗透率分别为 2%，3%和 5%，配储时长为 2 h。
工商业储能及户储迎来从 0 到 1 机遇。目前国内较早布局工商业储能、户储方面的 公司包括比亚迪、阳光电源、阿诗特(RCT Power)、时代星云等。比亚迪工商业、户用储 能电池产品在过去几年中一直保持强劲增长，并在海外储能市场如美国、德国占有较高 份额。阳光电源 2022 年发布工商业储能 PowerStack 液冷储能系统，在电池寿命和消防 安全优势突出。工商业、户用等用户侧储能尚处发展初期，各公司处于探索阶段，未来 新进企业可以通过融资、产品差异化开发、销售渠道拓宽等方式实现弯道超车，关注从 0 到 1 机遇。建议重点关注工商业储能系统开发、集成及运营相关公司。
（三）多应用场景储能需求高增，孕育千亿级市场
我们预测，2025 年国内储能市场规模将超 2000 亿元。据装机规模及装机报价合理 测算，2023-2025 年风光大基地配储、工商业储能、户用储能应用场景装机规模有望分别 达到 126.8、30.4 和 6.3 GWh，2022.07-2023.06 报价均价分别为 1.82、1.44、1.6 元/Wh， 均价按照 1.70、1.40、1.5 元/Wh 进行预测，对应市场规模分别为 2155.6、425.6 和 94.8 亿元，合计 2676 亿元，市场空间广阔，建议重点关注盈利能力较强的储能电池龙头、 逆变器龙头及优质集成商等。
内驱外需推动下，储能装机规模增势强劲。2023 年 1-6 月，国内新投运新型储能项 目装机规模约 8.63 GW /17.72 GWh，相当于此前历年累计装机规模总和。储能项目招标 热度不减，中标价格逐步回暖，储能行业景气度高涨。内驱方面，新能源削峰填谷需求、 强制配储与补贴政策、电力市场改革及电价机制完善等为主要驱动因素。海外市场方面， 美国大型储能、欧洲户储装机量增速较快。海外储能发展带动国内储能产品出海，关注 产业链优势环节如磷酸铁锂储能电池、逆变器等。与此同时，随着部分海外政策加大对 储能产品本地化的要求，国内储能领域企业正加速在海外市场的本土化布局。建议关注 布局海外市场且海外业务毛利率较高的公司。据测算，2025 年国内储能市场规模有望超 2000 亿元，市场空间广阔，建议重点关注盈利能力较强的储能电池龙头、逆变器龙头及 优质集成商等。
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