集成环节直接对安全负责，安全把控能力为重中之重。
集成商承担着“对接上下游” 及“安全第一负责人” 的角色
储能产业链主要包括上游原材料、中游设备提供商和系统集成商以及下游终端用户三个环节。一套储能电站系统，一 般由系统集成商将电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、热管理和其他设 备等组合，再售于下游客户。 集成商在产业链中对接上下游，因此扮演着渠道商的角色。此外，集成商往往是储能项目的安全第一负责人。
安全、性能、成本是储能集成的核心竞争力
安全，性能，成本是储能集成的核心竞争力。FLUENCE及科陆电子是业务较纯正的储能集成标的，两者均将品牌、技 术、供应、客户等视为公司核心竞争力。但是在不同区域，下游客户自身项目的经济性使其对集成商的诉求不，其中 海外集成更重性能，集成产品拥有更强的溢价，而国内企业重成本。
技术壁垒：集成是系统工程，各环节的综合管理最优达“1+1>2”效果
储能集成是系统工程，需要对各关键设备环节进行统一协调。储能集成企业对外采购核心设备，然后进行系统集成， 但是各环节的配合及一致工作需要集成商的整合能力，外围的设备都能够在全市场进行外采，但是各集成企业的产品 性能和效果却有较大差别。
经验积累是重要因素，管理系统往往是自主搭建
储能下游应用场景涉及火电厂联合调频、新能源配套储能、电网侧调峰、 用户侧填谷套利、无电地区微电网等多个领 域，储能集成环节对电网理解和EMS/BMS相应能力要求较高。主流储能厂商在电池和PCS方面或许可通过外采进行配 套，但涉及监控、管理等的BMS与EMS系统基本都是集成厂商自主设计。
储能集成市场的内卷之路，技术落后企业淘汰
以火电调频为例，市场参与者优胜劣汰迅速。从市场竞争情况来看，火储联合调频市场在2017年之前还比较小众，大部 分项目属于睿能世纪与科陆电子，两者市占率极高，2017年之后大批厂商涌入此领域，包括储能企业（德升新能等）、 大型电网企业（南方电网等）、大型央企（华润等），众多新进者带动行业“内卷”，竞争加剧，在性能、成本、安全 上具备优势的企业将脱颖而出。
越成熟市场，对技术及产品稳定性要求越高
海外电力价格市场化程度更高，德国/美国/日本等国家的居民电价和非居民电价都远超国内。电价市场化使得下游运 营商盈利空间有保障，海外业主特点在于重性能而轻成本，因此能够给予供应商更高溢价。
海外客户对导入供应商体系的公司认可度高。以科陆电子为例，通过近2年的送样，导入海外客户。虽然科陆电子近年 来面临较大的经营与现金流压力，但海外客户仍愿持续导入订单，公司储能收入一直存续且盈利能力处于同行高水平。
渠道壁垒：集成环节直接对安全负责，安全把控能力为重中之重
集成厂商是安全问题的首要负责人。储能系统集成的安全核心在于电池测（直流侧），其能量密集、拓扑结构灵活多 变、电芯数量多且特性不一致等特点易发生安全事故。2018年和2019年韩国分别发生16起和11起储能事故，引起下游 业主对其安全性担忧，导致2019年储能装机增速下滑。在北京“416”储能火灾责任认定中，集成厂商承担着重要责 任，因此在安全事故频发的背景下，储能集成厂商对项目的安全把控能力是下游业主重点关注项。
客户资源较固定，下游大型电力央国企话语权大
下游客户集中，品牌优势将越来越凸显。国内十四五期间新能源项目大多数由五大四小等大型电力央国企建设，储能 项目大部分亦由他们配套招标建设，叠加南网和国网，大储项目下游业主较为固定。
央企任重道远，建立长久合作关系的企业有望脱颖而出
据五大四小公布装机规划，2025年五大四小发电集团合计新增装机容量可达450GW。2025年新能源总装机预测合计689GW。到2025年，五大四小发电集团承担的新能源项目的建设任务超过50%。建立长久合作关系企业有望脱颖而出。
储能项目做的是“老客户”的生意，口碑重要
大储：在大型电站市场中，产品同质化，且下游客户为大型电力集团或承包商。商业模式决定其关键竞争要素为成本 控制和规模扩张，头部厂商规模优势凸显，格局将进一步集中。
户储：相较于电站市场以规模及成本为核心的同质化竞争，户用市场的竞争壁垒主要体现在产品与渠道的长期精耕细 作，其竞争格局在较长时间内或都将呈现百花齐放的态势。
资金壁垒：大储建设周期长，资金占用比例较高，对资金实力要求高
主流储能集成企业的资产负债率和应收账款周转天数较高，反映其对行业为重资产行业且资金占用比例较高。目前单 体储能项目的规模通常超过100MW，对应项目总投资超过亿元。
大储建设的流程包括选址、勘测、设计、确定方案、设备采购、安装调试、性能测试等等，建设周期在6-12个月。下 游业主多为国网或五大四小等电力央国企，议价能力强、回款周期慢，导致储能集成商资金周转效率不高，对企业的 垫资能力要求较高。
新能源核心矛盾变化，储能在重走光伏的路
产业矛盾从“平价”转为“平价+稳定性” ，利润分配机制亦重构。过去新能源发展体现为，政府端补贴+制造业的持 续降本让利，推动新能源成本逼近甚至低于火电。现阶段，政府补贴退出背景下，制造业反而出现利润回流。未来， 储能商业模式将复制过去新能源的发展模式。
“平价”是行业从导入到成长的临界点，预计2025年到来
将光储按照无补贴、储能无收益的方式进行测算，当光伏组件售价至1.3元/w（按照降本测算，硅片到组件一体化盈利 能力仍有望保持0.1元/W），储能系统跌价至1.2元/wh，整体收益率仍有望维持在6%以上，制造业的持续让利有望让 光储保持收益率，依然可实现“平价”水平，而该阶段有望在2025年迎来拐点。
供给释放带来储能2023年增速依然维持高增长
2022年，硅料价格大涨导致部分光伏项目装机延后，碳酸锂价格高位维持亦使得业主对储能并网落地畏难，但2022年 全球储能并网装机量同比增速依然实现了翻倍以上增长。预计2023年原材料对储能项目落地的限制将大幅缓解，储能 并网装机速度有望继续维持高增长。 未迈入平价周期前，储能行业仍处于导入期，行业增速波动较大，其影响因素在于：政策扰动、安全风险等。
行业仍处于导入期，招标要求参差不齐
国内储能行业不管是投标方还是招标方仍处于学习阶段。当前国内储能行业累计项目不足，且尚不具备经济性，因此 业主成本导向明确，导致行业低价抢标严重，但这给到了部分潜在的优质二线企业快速突围的机会。
从项目经验上看，大多数储能项目招标均要求参与方具备项目经验。对国内储能集成商而言，快速累积在手项目显得 尤为重要，由于国内大部分企业没有海外项目经验，而国内2021年底累积电化学储能装机仅约5GW，而大多数新项目 招标均要求参与方具备在手项目建设或运营经验，因此抢资源是当务之急，订单优先级大于项目盈利性。
大储竞争格局推演：集成环节短期格局分散，远期强者恒强
短期内国内系统集成环节进入壁垒低（外采设备后组装即可），且行业新进者急需积累项目建设或运营经验，因此抢 资源是当务之急，具备项目资源获取能力（例如背靠大型发电、电网企业）的厂商有望占据先机。海外市场系统集成 环节则主要由外资厂商占据，目前只有阳光电源、比亚迪等少数国内企业具备海外项目交付能力。
在激烈的竞争格局下国内集成环节盈利能力承压，未来几年行业大概率迎来洗牌，具备技术、经验、规模优势的厂商 将留到最后，行业终局或将由阳光电源、华为、比亚迪等储能龙头主导。
