【国联证券】储能系列报告三：交易需求抬高储能壁垒，行业集中度有望提升.pdf

2023-11-25

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1. 全球大储需求有望进一步起量

1.1 国内负荷缺口驱动储能超前建设需求

我国正处于电力系统灵活性需求阶段性跨越的过程中。国际能源署（IEA）根据 VRE 发电占比的不同，将电力系统灵活性（包括储能）的需求划分为 6 个阶段。 2022 年我国风光发电量占比同比提升 4.6pct 至 13.8%，国家能源局《2023 年能源工作指导意见》提出 2023 年占比目标为 15.3%；目前我国正处于 IEA 划分的阶段 2 （VRE 占比约 3%-13%）向阶段 3（VRE 占比约 13-24%）跨越的转型过程中，电力系统所受冲击或将显著提升，对于灵活性资源的投资有望明显增加。

预计 2025 年我国风光发电量占比有望接近 20%。据 IEA 发布的《中国能源体系碳中和路线图》，预计 2030 年我国 VRE 在总发电量占比有望达到 25%左右；据中国能源研究会发布的《构建新型电力系统路径研究》，预计 2030 年我国风光发电占比有望达 22.5%；根据我们对国内各类电源发电量的预测，预计 2025 年国内风光发电占比有望接近 20%。

风电、光伏发电量占比的提升对于灵活性资源的需求是非线性的。综合近年欧美对电力系统中储能容量需求的 30 项研究成果，可观察到储能需求随 VRE 比例增加呈现出一定程度的指数增长特征。

基荷电源装机或无法满足最大负荷缺口，是驱动储能装机规模高增的主要原因。我们假设国内电力系统最大负荷以每年 7%的增速增长，结合我们对于各类电源装机的预测，根据各类电源利用小时数的不同，假设火电保障出力 80%，核电保障出力 90%，水电保障出力 40%，预计 2025 年和 2030 年系统冗余度缺口分别为 150/618GW。考虑到国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》中对抽水蓄能 2025 及 2030 年的装机规划分别为 62/120GW，则我们预计 2025 年和 2030 年新型储能总装机需求分别为 88/498GW。

大基地外送通道建设进展不及预期，需配套建设新型储能缓解消纳压力。第二批风光大基地规划建设 455GW，“十四五”时期规划建设 200GW，“十五五”时期规划建设 255GW；“十四五”规划的 200GW 中，115GW 明确了外送通道，不过仅有 23GW 可由存量通道满足，需新增 92GW 外送能力。目前大基地部分项目已陆续开工，但外送通道建设进度不及预期，仅宁夏至湖南外送通道于 23 年 10 月进入全面建设阶段，预计有望 2025 年投运。 10 月 16 日，国务院发布《关于推动内蒙古高质量发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》，提出加快建设库布其、腾格里、乌兰布和、巴丹吉林等沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地、支撑性电源及外送通道；坚持规模化与分布式开发相结合，同步配置高效储能调峰装置，积极发展光热发电。特高压建设周期一般为 1.5-2 年，而新型储能布置灵活，有望加速建设以缓解消纳压力。

储能 EPC 招标及中标数据有望支撑年底储能抢装。按照储能项目从招标到确认中标人耗时 2 个月，中标到装机 3 个月的时间估算，22 年 8 月-23 年 7 月，我们统计到国内储能 EPC 招标 47.6GWh；22 年 10 月-23 年 9 月，我们统计到储能 EPC 中标 37.2GWh；据 CNESA，23Q1-3 国内储能装机 24.3GWh，Q3 装机 7.6GW；结合对中标量的分析，我们预计年底储能有望出现抢装。

1.2 美国在建规模有望支撑 24 年高增速

输配电网络老化，美国新能源项目面临并网延迟问题。美国输电系统运营商（ISO、RTO 或其他公用事业公司）要求寻求并网的电力项目在建设前进行一系列并网影响研究，以确定项目在并网前需要新增或升级哪些电网设备，并分配相应的成本；处于此过程中的项目列表被称为“并网队列”（interconnection queues）。近年来美国并网队列规模大幅增长，于 2022 年底超过 2000GW（其中超过 95%为光伏、风电和储能等新能源项目）；23 年 9 月统计到 7 大 ISO 区域的新能源并网队列规模达到 1060GW，项目平均排队时长在 2 年以上，在 CAISO（加州）区域达到近 4 年。

预计并网队列中 14%左右的容量有望在未来 5 年最终建成。并网延迟问题的原因主要包括并网研究流程的繁琐和电网改造费用高昂；据 LBNL，2020-2023 年排队中的新能源项目平均并网成本为 106 美元/kW，而退出排队的项目并网成本超过 500 美元/kW（主要为新能源开发商需要承担的电网改造成本）。2000 年至 2017 年寻求并网的项目队列中，21%的项目及 14%的容量最终建成；从并网申请到最终商业运营的典型等待时间由 2000-2007 年建成项目的不到 2 年，增加至 2018-2022 年建成项目的 4-5 年。

短期：10 月底在建项目规模同比高增 64%，23Q4 及 2024 年大储装机有望高速增长。23 年 10 月底，EIA 预计在 23Q4 并网的储能项目中，已建成但尚未商业化运行项目规模为 374.5MW，建设进度超过 50%的项目规模为 1148.3MW，建设进度低于 50%的项目规模为 1848.7MW。假设其中已建成及建设进度超过 50%的项目有望全部投运，建设进度低于 50%的项目中有 40%能够在 2023 年内投运，则 2023 年美国大型储能有望新增装机 6.8GW 以上，同比增长 70%。 23 年 10 月底美国大储在建项目规模合计达 9.5GW，同比增长 64.4%，有望对 2024 年装机形成较强支撑。

储能需求预期在并网延迟背景下有望进一步提高。储能在缓解电网阻塞、提高电网输电能力、促进新能源消纳等方面的作用有望具备较一般新能源项目更高的并网优先级。在并网延迟加剧背景下，储能需求预期持续提高。2022 年 7 月，EIA 根据当时的建设和规划进展，预计 2025 年底美国电池储能装机仅不足 25GW；而 2023年 10 月，EIA 对 2024 年底电池储能总装机预期已提升至 31.7GW。

中长期：美国中部地区新能源渗透率存较大发展空间，叠加并网流程减缓、加息放缓等因素均有望支撑储能市场空间的持续提升。加州等高光伏发电渗透率地区 “鸭子曲线”进一步加深，需要通过储能等灵活性资源平滑波动；美国多数地区光伏发电渗透率仍停留在较低水平，中长期看亦具备较大市场空间。我们认为后续有望出台简化并网流程的新政策，叠加美国加息节奏的放缓，有望支撑中长期储能较大的市场空间及行业增速。

1.3 欧洲大储需求方兴未艾

欧洲可再生能源目标持续上调。2021 年，欧盟委员会修订 2030 年气候目标，将可再生能源在能源消费中占比的目标由 32%上调至 40%；2022 年，为加速摆脱俄罗斯化石能源依赖，欧盟发布 REPowerEU 计划，并提议将可再生能源目标进一步提高至 45%；2023 年 9 月，欧洲议会正式通过决议，将 2030 年欧盟国家的可再生能源目标从 32%提升为至少 42.5%，力争 45%的水平，约为 2021 年 21.8%占比的 2 倍。

欧洲储能装机有望持续增长，表前储能有望获得更高增速。据欧洲储能协会于 2023 年 3 月发布的欧洲储能市场监测报告，通过对 24 个国家住宅、工商业和表前储能市场的项目和规划追踪，预计 2023 年欧洲储能新增装机量有望超过 6GW，同比增长 40%左右；其中表前大储装机有望超过 3.5GW，同比增长 75%以上。

欧洲大储市场有望多点开花，新兴市场具备较强增长潜力。英国及爱尔兰作为欧洲传统大储市场，辅助服务市场带来的较高收入有望推动大储规模持续增长；意大利的电池储能系统在 2020 年底-2022 年期间获得了大量快速频率响应和容量市场的电力采购合同，大储新增装机有望由 2022 年的 22MW 大幅提升至 2023 年 800MW 以上，并于 2024 年突破 1.1GW；希腊 900MW 储能招标有望于 2023 年内完成，于 2025 年集中投运，并制定了 5.6GW 的 2030 年装机目标；西班牙当前储能发展较缓慢，但西班牙政府曾于 2021 年 2 月批准了 2030 年部署 20GW 储能项目的规划。

1.4 预计全球储能未来 5 年需求 CAGR 为 37%

综合上述分析，我们预计 2023 年全球储能新增装机 38GW/90GWh，功率同比增长 88%；预计 2027 年全球储能新增装机 99GW/257GWh，装机功率 5 年 CAGR 为 37%。

2. 电力现货发展是独立储能盈利的关键

2.1 丰富的收益模式构成海外储能高盈利

全球各地区大型储能系统典型运行模式趋同。英国、美国加州及澳洲的大型储能系统，基本呈现出类似的充放电策略，即以相对较少的一部分容量响应实时发生、短期波动性大、但在较长时间周期上呈现出较稳定需求的调频等辅助服务调度；满足电能量调峰需求占用储能系统的多数容量，各地均以每天“一充一放” 到“两充两放” 的运行模式为主。

美国加州：储能收入目前主要来自电能量交易，夏季热浪期间可获取超额收益。据 CAISO 统计，2022 年美国加州电池储能收入构成中，电能量交易约占 62%，向上及向下调频约占 25%。2022Q3，由于调频收入的增长及夏季热浪期间能源价格的攀升，美国加州储能单位 kW 收入大幅增长；2022 年 8 月 31 日至 9 月 9 日为期 10 天的热浪期间，电池市场净收入总计近 7800 万美元，约占 2022 年电池市场总收入的 20%。2022 年，加州电池储能全年加权平均收入为 103 美元/kW，收益范围从 40 美元/kW 到 239 美元/kW。我们认为较大的收入跨度可能部分由于当年新投运项目较多。

英国：储能收入主要由调频等辅助服务贡献，新能源渗透率提升有望提升价差套利空间。2023 年 9 月，英国电池储能月度收入约为 3700 英镑/MW，相当于年化收入为 4.7 万英镑/MW；其中储能时长低于 1.5 小时的项目平均收入为 3400 英镑/MW，储能时长超过 1.5 小时的项目平均收入为 4800 英镑/MW。英国储能收入主要由调频等辅助服务贡献，不过随着风电及光伏发电量占比的提升，电源侧与负荷侧供需不匹配的情况加大，批发交易价差的扩大（甚至出现负电价），价差套利收入规模有望提升。

澳洲：应急调频辅助服务在波动性加剧的时期为储能系统带来了丰厚的收入。 2020 年初，澳大利亚的南澳大利亚州电网与 NEM（国家电力市场）其他区域脱离， Lake Bonney 储能电站在此期间获取了大量应急调频辅助服务收益，仅 20 年 2 月即赚取了 590 万澳元。在日常情况下，澳洲储能电站的调频辅助服务和电能量交易收入也使项目获得较好的经济性。

丰富的市场化收益模式、更大的价差、特殊环境下的超额收益，构成海外储能项目较好的经济效益来源。海外储能项目普遍同时通过电能量交易、调频、备用等模式获得市场化收益；而国内项目同时参与现货交易和辅助服务的机制仍在完善过程中，大量收益来源于容量租赁等市场化程度较低的模式。海外可套利价差明显高于国内，英国 23 年 9 月平均价差约合 0.68 元/kWh，而山东约为 0.36 元/kWh；美国现货报价上限约合 7.28 元/kWh，国内普遍为 1.5 元/kWh。此外，海外项目在极端天气等特殊情况下，由于高度市场化机制，有望获得丰厚超额收益。

2.2 政策推进国内储能盈利模式改善

电力现货市场发展提速，国内大储商业化必备条件逐渐完善。23 年 9 月，国家发展改革委、国家能源局正式印发我国首个国家级电力现货市场交易规则，提出稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，与新能源保障性政策做好衔接；推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。23 年 10 月，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，通知主要包括以下方面的内容： 1）针对不同的电力交易市场给出了各自的试运行结算时间； 2）提出了进一步扩大经营主体范围，推动分布式新能源上网电量参与市场； 3）鼓励储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体参与市场，探索“新能源+储能”等新方式； 4）加强现货交易与辅助服务街衔接，现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导； 5）探索建立容量补偿机制。

山东电力现货市场“峰谷特性”较明显，国内大型储能项目利用率有望提升。对山东电力市场 2022.9.1-2023.8.31 连续一年的日前价格数据进行聚类分析，价格曲线形状可大体分为“单峰单谷类”、“双峰双谷类”、“平滑类”3 类，占比分别为 32.05%/37.26%/30.68%；年均曲线基本呈现“单峰单谷”形状，每两小时有序最大峰谷差为 356.81 元/MWh。中电联此前调研结果显示，2021 年底国内储能项目平均等效利用系数为 12.2%，新能源配储系数仅为 6.1%，电网储能为 14.8%；以 2h 项目为例，每日“一充一放” 对应利用系数为 16.7%；我们认为以山东经验推断，随着国内电力现货市场建设的日趋完善及 VRE 渗透率提升，储能项目等效利用系数有望逐步提升至 16%以上。

我们将不同国家及地区的储能项目收益情况放在同一维度下比较，认为随着建设成本的显著下降，当前山东独立储能已有望获得较好的经济性，与海外项目差距在于价差和商业模式。

与海外项目相比，国内电力价差仍存较大扩大空间（短期或可通过补贴形式落地），储能同时参与电能量交易和调频辅助服务的市场机制有待成熟。假设山东一座 100MW/200MWh 独立储能电站 EPC 成本为 1.4 元/Wh，每年进行 300 次满充满放，现货市场套利价差为 0.3 元/kWh，容量租赁比例为 70%，每年获得 600 万元容量补偿，则我们测算其 IRR 为 6.53%（若以 22 年锂价高位时 1.8 元/Wh 的 EPC 成本测算， IRR 仅为 2.5%）；若套利价差提高至 0.35 元/kWh，租赁比例提升至 80%，则我们测算其 IRR 为 9.1%。

国内储能项目同时参与电能量和辅助服务市场的政策基础逐渐成熟。海外大储项目普遍同时通过电力辅助服务和电能量套利获取收益。而根据山东省电力现货市场规则，独立储能项目虽然可参与调频辅助市场，但是提供调频辅助服务的独立储能设施不参与电能量市场出清，即目前山东独立储能项目只能参与 AGC 或现货市场中的一种。 2023 年 8 月，山东省发布的《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》指出，独立储能可提供爬坡辅助服务，并且爬坡辅助服务市场交易组织时间和出清流程与现货市场实时电能量市场相同，与实时电能量市场联合出清。2023 年 9 月，广东省发布的《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》指出，在起步阶段独立储能分时参与现货电能量市场和辅助服务市场，具备条件后推动独立储能同时参与现货电能量市场和辅助服务市场。

业主在储能采购决策中有望由初始投资主导转向全生命周期经济性主导，或将改善当前国内储能厂商普遍盈利能力较弱的局面。当储能项目本身的收益渠道进一步跑通，项目价值逐渐由储能系统的交易能力主导，不同系统间的转换效率、运行稳定性、电价预测能力等方面的差异或将更加显著，并被业主感知。

海外市场通过更透明的信息披露，尽量避免储能采购出现劣币驱逐良币的现象。由于 ToB 业务产品采购决策过程的复杂性，终端使用部门和采购部门的利益诉求较难协调；并且随着购买方内部组织结构越复杂，信息传递效率越低，决策流程越不透明，产品价格与价值的偏离可能越大。加州公用事业委员会（CUPC，监管机构）委托进行了储能项目投入产出比等一系列储能采购相关的研究，并通过较透明的信息披露，尽量避免劣币驱逐良币的现象。

2.3 对交易能力的需求抬高储能壁垒

储能的价值由交易能力体现，不同项目之间存在较大差异。以美国德州为例， 2022 年德州 52 个储能系统的平均收入为 11.45 美元/kW/月，不同项目间的收入差距非常明显。低收入项目的主要收益来源是 RRS（调节备用服务），而获取较高收入的项目中，来自调频等 RRS 以外的辅助服务收入的比例明显提升，表明其可能实施了更复杂的调度策略。

储能项目的位置对项目利用率有较大影响，对优质并网点的争夺导致了“跑马圈地”般的储能超前建设。英国电池储能项目分散在 14 个电网供应点（Grid Supply Point，GSP）集群中，由于项目位置不同，GSP 响应平衡机制（Balancing Mechanism）辅助服务的调度率存在较明显的差异。调度率高的 GSP 往往靠近关键输电线路、大型风电站以及容易产生电网约束的区域。对于储能项目而言，可获得更高收益的优质并网点是有限的，我们认为对于优质并网点的争夺部分解释了当前储能业主和设备厂商大范围“跑马圈地”，进行超前建设的情况。

辅助服务市场可供储能参与的容量相对有限，以现货市场为代表的电能量市场是疏通储能收益机制的重要来源。加州 2021 年向上调频和向下调频辅助服务的市场需求分别为 400MW 和 700MW，而当年加州电池储能装机超过 2.4GW。另外，加州储能参与辅助市场的服务种类主要以调频为主，而对备用市场的参与度不高，它们基本被水电和气电占据。

美国德州的情况较为类似，在调频市场储能已占据了绝大多数的市场份额；随着通过储能完成的调频服务比例提升，服务的清算价格中枢开始下降，并且价格区间逐渐缩小。

储能参与现货市场的方式一般有“报量报价”与“报量不报价”两种方式。 “报量报价”方式下，储能需自主决策充放电的量价曲线，一般 3-10 段不等；“报量不报价”方式下，需申报运行日 96 点（每 15min 一段）的自调度曲线。“报量报价”可主动参与实时市场，“报量不报价”可理解为仅参与日前市场，不可参与实时市场（当前山东市场的模式）。参与实时市场有望获得更高收益，但需要具备更精准的价格预测能力、更精细的策略制定能力，同时对设备运行性能的了解程度要求更高。随着电力交易市场的进一步发展，“报量报价”模式下的交易难度或将进一步提升。加州储能以“报量报价”模式参与市场，市场参与者不会仅根据提供能量的实际成本提交电能量竞价，还需考虑在一天中特定时段放电或充电的机会成本。在实时市场和日前市场中，储能在太阳能发电高峰的下午时段充电的意愿最高，此时也正是节点价格平均最低的时段。为了确保在和其他资源的竞争中被调用，储能需要在预期的电价低点投标较高的充电价格（买入），并在预期的电价高点投标较低的放电价格（卖出）。对于机会成本的考量，以及与市场其他参与者之间的博弈使得交易难度进一步提升。

特殊形态电价曲线的出现，对价格预测能力提出更高要求。在山东电力市场连续一年的样本中，其中 14 天的日前价格曲线类似下图中的形态，若想获得更高收益，运营商应在 D+1、D+2 等更长的时间尺度上寻找机会，实现跨日充放。

常规状态下电价峰谷特性有望更加明显，特殊曲线或拉大储能项目间的收益差距。随着发电侧风光发电量以及用户侧充电桩等用电量渗透率的提升，电价曲线的峰谷特性或将更加明显，进一步拉大峰谷价差；随着晚间风电出力的提升，每日 “两充两放”套利机会出现的概率有望提升。随着电力现货市场、辅助服务市场和容量市场的进一步耦合，在风电大发、极端天气、特殊电网波动时期，储能对未来 24h-72h 的价格预测以寻求跨期充放机会，有望获得超额收益；储能电站、储能产品之间的预测能力和设备性能之间的差异或将体现得更加明显。

3. 价格战后储能行业集中度有望提升

3.1 复盘 2011 年光伏价格战后格局向好

2011 年至 2013 年，光伏产业链产能过剩，欧美“双反”政策导致需求萎缩，出现“价格战”。2011 年，全球光伏组件产能同比增加 63%至 63GW，欧美“反倾销+ 反补贴”政策影响海外需求，加剧了产能过剩的情况；2011-2013 年全球新增光伏装机分别为 31.9/29.4/34.2GW，2011 年组件产能相当于 2012 年装机的 2.14 倍，处于历史较高水平。

2011Q2 起光伏组件厂商毛利率大幅下跌，2012Q3-Q4 出现盈利低点，随后逐渐回升。 2012 年主要组件企业中，阿特斯、晶科、天合光能毛利率分别为 6.98%/4.80%/4.40%，晶澳、尚德、英利毛利率为负；从同比降幅的角度来看，阿特斯、晶澳、晶科、天合、尚德、英利的毛利率分别同比下降 2.6/5.1/10.8/11.8/13.7/19.9pct。整体而言，阿特斯、晶科、天合在当时的价格战中盈利情况相对较好。

高海外营收占比厂商的单位售价相对较高。2012 年天合/阿特斯/英利/晶澳/晶科单位售价分别为 0.78/0.77/0.77/0.73/0.69 美元/W，对应的海外营收占比分别为 87.05%/93.12%/76.71%/54.07%/54.54%。

成本控制能力主要受硅片一体化率和对上游硅料锁价等因素的影响。2012 年晶科/阿特斯/晶澳/天合/英利的单位成本分别为 0.65/0.72/0.73/0.75/0.79 美元/W。阿特斯从 2009 年开始修订大部分硅料协议为现货价格购买；而英利签订的硅料长期锁价协议，在 2012 年硅料价格大幅下跌的背景下，盈利能力受损严重。晶科、英利、晶澳的硅片一体化率在行业中处于领先水平。

光伏行业资产较重，资金占用比例较高，强大的资金实力和健康的现金流是企业度过价格战的重要因素。2011 年尚德电力资产负债率提升至 79%，短期债务/总资产提升至 34.68%；尚德规模扩张主要依靠短期借款为主的债务融资，一旦外部市场环境等因素导致营收、利润出现下滑，产能投资无法迅速收回现金，生产运营、产能投资和到期债务偿还将使得资金周转较为困难；在欧美“双反”导致下游需求持续萎缩的背景下，尚德最终债务违约破产。

经历了价格战后，光伏组件行业洗牌出清，集中度有所提升。2011-2015 年行业 CR10 分别为 37.78%/37.49%/40.50%/45.88%/53.99% ， 2013 年 CR10 同比 +3.01pct，价格战使得落后产能出清，2011 年底-2013 年初价格战中，中国光伏企业破产/停产数量超过 300 家，市场集中度提升。

3.2 当前储能行业格局仍较分散

当前国内储能系统格局较为分散。当前权威第三方数据普遍仅统计储能行业装机量，对于厂商出货总量以及行业市占率的研究较少，且缺乏可靠数据来源。据华经产业研究院，2020 年国内储能系统出货量第一名为阳光电源，市占率为 13%， CR3 和 CR10 分别为 29%和 51%。CNESA 及 EESA 每年统计行业前 10 厂商出货情况，但并未披露行业整体出货数据；我们假设其他厂商出货增速与当年新增装机增速相同，则估算得 2021-2022 年行业 CR3 及 CR5 分别为 28%/69%和 31%/72%。

23 年中标格局仍较分散，但或好于 2020 年。我们统计了各厂商在 2023 年 1- 10 月储能公开系统采购招标、EPC 招标、框架性采购招标和集中采购招标中的中标情况，测算得当前行业 CR3 为 33.6%，CR10 为 64.4%；整体略好于 2020 年第三方机构统计的情况，但 CR10 较我们估算的 2022 年情况有所下滑，行业集中度仍较分散，呈现出长尾效应的特征。

全球市场格局同样分散，北美地区头部集中度较高。据 SMM 储能，2023H1 全球储能集成商出货量 CR3 为 30%，CR10 为 61%；全球市场格局同样较分散。北美地区大储市场相对集中，2022 年出货量 CR5 为 81%，前三名供应商及其市占率分别为特斯拉（25%）、Fluence（22%）、阳光电源（13%）。

3.3 成本优势或为竞争的入场券

储能系统成本相对透明，锂价大幅下跌过程中集成商利润易受挤压；当前锂价或阶段性触底，储能中标价相应趋稳。据 SMM，23 年 10 月底 280Ah 储能电芯报价 0.48 元/Wh，较 2022 年底高点下跌 0.5 元/Wh，降幅达 51%。2023 年 10 月国内 0.5C 储能系统采购中标均价 0.92 元/Wh，环比 9 月微降 2.1%；较 2022 年底高点下跌 0.64 元/Wh，降幅为 41%。

较高比例的设备自研自制能力是当前价格水平下厂商能够盈利的关键因素。我们测算以不同方式参与市场的储能系统集成商理论盈利能力，在 0.45 元/Wh 的电芯价格和 0.9 元/Wh 的系统中标价的假设条件下，测算得若全部设备外采，系统集成毛利率仅为 5%，扣除各项费用后厂商大概率出现亏损；外采电芯，自制 PACK+BMS+EMS 系统，或者自制 PCS 系统的毛利率为 7-8%左右，扣除费用后或能获得微薄利润；拥有较高水平的电芯产能，可自制直流侧系统的毛利率约 14%，或具备进一步小幅降价抢占市场份额的能力。

电芯环节的规模效应对直接材料及非材料成本的压缩均具有显著影响，但 10GWh 产能以上的边际影响明显减弱。通过观察相关公司的主营产品销量及单位成本变化，我们认为电芯环节在产能 10GWh 以下的阶段，通过规模效应摊薄非材料成本的空间较大，但在 10GWh 以上的规模进一步压缩非材料成本的空间有限；规模效应有望明显提高原材料采购过程的议价能力，获得相对同行业小厂商较低的直接材料成本。

系统集成环节和 PCS 环节非材料成本压缩空间较小。2021-2022 年海博思创储能销量由 0.66GWh 扩大至 2.15GWh，对应的非材料单位成本反而小幅上升；储能 PCS 与光伏逆变器技术同源，制造方式类似，2020-2022 年，上能电气光伏逆变器销量由 5.97GW 扩大至 10.09GW，对应的非材料单位成本整体稳定小幅上涨。我们认为系统集成环节和 PCS 环节通过规模效应压缩非材料成本的空间较小。

3.4 技术优势有望沉淀为标准制定

基础的技术区别的在于安全性，质保风险或将加速规模较小厂商出清。当前头部集成商产品安全配置愈发丰富，即便前端探测预防失效，电池发生热失控，也有望将危害控制在单个电池舱甚至单个电池簇内，各类泄压装置的加入提高了对人员的安全防护。据 EPRI 统计，过往 67 个储能事故平均项目运行时间为 1.5 年；2023 年国内储能装机规模大幅增长，众多新厂商涌入市场，若发生安全事故，相关集成商或将在 2024-2025 年面临较大的质保赔付压力。

进阶的技术区别在于基于算法的交易能力，或将进一步拉大储能集成商之间的差距。当前多数集成商均可提供配套硬件使用的储能电站运维软件，其主要功能体现在对电站状态的识别和监控，差异性体现在监控的细化程度（如对单颗电芯状态的性能评估、热失控特征的提前识别等）。下一阶段的竞争或将体现在通过对电价的预测，自动执行收益最大化的运行控制策略。届时各厂商产品差别或将体现得更为直观，提前在海外市场经历过市场化交易沉淀，以及在运项目体量更大的厂商的竞争优势或将更加明显。

研发驱动降本，并构建储能系统的交易能力；头部厂商研发投入体量与二线厂商差距明显，但二三线厂商或可通过高人均研发投入弥补差距。提升 PCS 单机功率等级、提升电芯容量、提升系统集成度等是主要可通过研发驱动的降本方式，而对于交易算法等软件能力的建设对于相关技术人才的需求进一步提升。以阳光电源为代表的头部储能厂商的研发投入规模与二线厂商的差距明显，不过金盘科技、海博思创、南都电源等厂商的人均研发投入居于行业前列。

头部厂商深度参与国家标准制定。我们认为评判储能厂商技术实力的一个重要维度是企业对于储能行业相关的国家标准制定的参与度。根据全国标准信息公共服务平台中披露的各主要储能行业国家标准中“起草单位”情况的梳理，宁德时代、南都电源、阳光电源等厂商在较多的储能国家标准的制定过程中发挥了重要作用。

3.5 渠道和资金优势较难复制

大储出海仍是少数厂商的市场。海外大储壁垒较高，业主对性能、过往业绩、碳足迹等多维度要求较高。海外集成商多数缺乏电芯和变流器等关键部件的生产制造能力，技术壁垒主要由 BMS、EMS 等控制层，以及运维监控、电价预测、自动投标等基于算法能力差距体现。目前可实现独立系统集成出海的国内厂商仍相对较少，设备厂商切入海外集成商供应链是积累海外业绩的关键。

强大的资金实力和健康的现金流是支撑厂商平稳度过价格战的重要因素。我们以各厂商 2023 年三季报披露的货币资金+交易性金融资产-有息负债（包括短期借款、长期借款、一年内到期的非流动负债、应付债券等）的情况衡量各企业当前的资金充裕度，当前头部厂商资金实力普遍较强，部分二线厂商存在不同程度的债务压力。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）