一、储能的市场规模

（一）市场份额：抽水储能占大头

抽水储能占80%，化学储能中锂离子电池绝对主导。截至2022年底，全球电力储能项目累计装机规模237.2GW。其中，抽水蓄能累计装机188GW，规模占比首次低于80%，较2021年下降6.8个百分点；全球新型储能累计装机规模达45.7GW，是2021年累计装机的1.8倍，锂离子电池占据绝对主导地位。

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（二）新增情况：中欧美为最大增量国，国内新装机以大储为主

根据CNESA数据，2022年全球电力储能项目（含抽水蓄能）新增装机规模30.7GW，新型储能新增装机首次超过20GW。新型储能装机各国占比：中国36%、欧洲26%、美国24%。

2022年国内抽水储能新增9.1GW，新型储能7.3GW/15.9GWh，功率规模同比+200%，能量规模同比+280%。国内新型装机以大储为主，占90%。

（三）储能参与者全景图

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抽水储能仍是主流的储能形式，锂离子电池是新型储能的主流形式，中、欧、美是最大的增量市场。

二、大储

（一）核心驱动力和可行性

大储的核心驱动力是电力装机量增加下的“配额制”和电力消纳责任。大储可以分为发电厂配储和独立储能两种，独立储能理论上可通过容量租赁、辅助服务、峰谷套利、容量补偿等方式获得收益。实际能否达到，取决于各省电力市场建设进程、电力配储政策、电价市场化程度、独立储能站盈利可行性等因素。

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考虑容量分配和运维难度，目前国内储能电站较为典型的收益模式包括：容量租赁+调峰辅助服务（绝大部分省份）；容量租赁+现货市场+容量补偿（山东）；容量租赁+现货市场+一次调频（山西）。

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（二）国内外情况

1、国内装机量：截至2023年6月底，全国已有至少24个省级行政区公布了“十四五”末新型储能装机目标，合计达67GW，按≥2h装机时长估算，则到2025年末各省新型储能累计装机目标可超过130GWh。装机规划5GW以上的省份集中在西北和华北地区。

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2、国外装机量：2022年新增装机/新增大储美国4.8GW/4.0GW、欧洲4.5GW/2.0GW。

（三）技术路线：不同技术的功率等级、放电时间不同

抽蓄、液流电池和压缩空气储能规模大、理论成本低，适宜长时储能；飞轮储能、电磁储能响应速度快、循环次数高，适宜调频应用；锂离子电池规模和放电时间范围广、泛用性强、产业链成熟。

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两种主要储能方法的对比：

1、抽水蓄能：其能源转化效率达75%-83%、度电成本0.21-0.25元/KWh，使用周期可达40年，但依赖地形。2022年，国内新增抽水蓄能装机9.1GW，同比增长74.5%；累计装机达46.1GW。根据抽水蓄能行业分会数据，截至2023年1月末，中国国内已开工抽水蓄能项目数达到73个，计划装机容量达91.4GW；同时，拟建设项目数约为110个，计划装机量达137GW，涉及项目投资市场规模超过1万亿元。

2、电化学储能（锂电池）：能量效率90-95%、度电成本高于抽水储能，服役寿命5-15年。根据鑫椤资讯，2022年全球储能锂电池产量为139.9GWh，同比增长112.2%；国内储能锂电池产量120.3GWh，同比增长162.1%。锂电池的安全性也是重大问题。

（GW是功率，GWh是能量）

国内新型装机中90%是大储，大储的盈利模式有：（主要）容量租赁、辅助服务、（次要）峰谷套利、容量补偿四种。大储装机的核心驱动力是地区电力消纳责任。

三、PCS和系统集成

PCS（储能变流器）主要参与者为光伏逆变器厂商，部分向下布局系统集成环节。国内大储PCS头部企业大多为光伏逆变器厂商，在全球市场已有领先地位。系统集成参与者繁多，竞争趋于激烈。PCS和系统集成头部参与者存在重合。

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据不完全统计，2023年1-5月，国内储能开标项目共11.1GW/31.5GWh，其中储能系统开标4.3GW/11.6GWh。储能系统中标均价持续下探，1-5月国内储能系统中标均价分别为1.47/1.30/1.22/1.21/1.08元/Wh，较2022年1.56元/Wh的均价明显降低。储能系统的降价虽然有碳酸锂降价的传导因素，但也反映了系统集成环节竞争的加剧。

4月，新华水电1.2GW/3.2GWh储能系统集采开标，最低价投标方均未中标，且入围企业多为近两年储能业绩较好的头部集成商，阳光电源在标段2、3均以最高报价入围。这一中标结果体现了可喜的趋势，“低价”不再是大储业主的首要考虑因素，头部企业的技术实力和项目经验有望真正形成壁垒。

四、户储和工商业储能

户储是用于家庭用户的储能系统。2022年全球户用储能新增装机规模7.1GW/15.0GWh，装机功率占全球电化学储能装机的34.1%，装机容量较2021年6.4GWh（GGII数据）同比大幅增长134.2%。

欧美日澳是现阶段全球户储主要市场，分别占比43%、15%、12%、7%。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。

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工商业储能是指安装于工商业用户侧的储能系统，为用户节约用电成本、提升用电稳定性。工商业储能电站规模通常在数百千瓦时~数兆瓦时不等，较电力储能（大储）更为轻量级。因此，各主要参与者的工商业储能产品多为单体几百kWh的户外机柜（MWh级项目则采用大储集装箱），产品集成度较高，采用模块化设计，便于安装与扩容。

当前工商业储能的应用场景主要有以下四类：

（1）工厂与商场：工厂与商场用电习惯明显，安装储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源应急；

（2）光储充电站：光伏自发自用、供给电动车充电站能源，储能平抑大功率充电站对于电网的冲击；

（3）微电网：微电网具备可并网或离网运行的灵活性，以工业园区微网、海岛微网、偏远地区微网为主，储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用；

（4）新型应用场景：工商业储能积极探索融合发展新场景，已出现在数据中心、5G 基站、换电重卡、港口岸电等众多应用场景。

目前工商业储能主要形成以下四大商业模式：

（1）业主直接投资：工商业用户自行安装储能系统，能够直接削峰填谷、减少用电成本，但需承担初始投资成本和每年的运维费用；

（2）合同能源管理：能源服务方投资购买储能，并以能源服务的形式提供给用户，与其按约定比例分享储能带来的收益。能源服务方通常是对储能建设运营经验丰富的能源集团、储能设备商等；

（3）融资租赁+合同能源管理：引入融资租赁公司作为储能设备的出租方，减少业主或能源服务方的资金压力。租赁期内，储能设备的所有权归融资租赁方、业主拥有使用权，到期后业主可获得储能的所有权；

（4）纯租赁：租赁期内，业主向储能设备出租方支付固定的租金，出租方提供维保服务，储能产生的收益由业主自享。到期后，储能设备归还出租方，或由业主出价买断。此模式适合轻资产运营或有临时用电需求的企业，对出租方储能设备的性能和移动便捷性要求较高。

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国内工商业储能主要获益模式为利用分时电价进行充放电套利。工商业储能市场处于早期阶段，竞争格局分散。

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我国居民电价相对较低，户用储能安装动力不大，因此用户侧储能基本为工商业储能。

五、相关标的

1、储能电池：宁德时代、鹏辉能源、比亚迪、亿纬锂能、派能科技、南都电源、国轩高科、欣旺达。

2、PCS：（1）大储PCS：阳光电源、科华数据、比亚迪、上能电气、盛弘股份、国电南瑞、禾望电气。（2）户储PCS：德业股份、固德威、锦浪科技、禾迈股份、昱能科技、古瑞瓦特。

3、温控消防：（1）温控：英维克、高澜股份、同飞股份、奥特佳。（2）消防：青鸟消防、国安达。

4、储能系统（集成）：（1）大储：阳光电源、南网科技、国电南瑞、科华数据、南都电源、许继电气、上能电气、四方股份、比亚迪、金盘科技、科陆电子、新风光。（2）户储：派能科技、比亚迪、科士达、固德威。（3）工商业储能：南网能源、苏文电能、芯能科技、金冠股份。

5、其他技术路线：（1）抽水蓄能：东方电气、南网储能、中国电建。（2）钠离子电池：传艺科技。（3）钒液流电池：钒钛股份、上海电气、永泰能源、国网英大。（4）熔盐储能：西子洁能、上海电气、首航高科、兰石重装、蓝科高新。（5）重力储能：中国天楹。