目前全球電氣化趨勢加速，特別是在交通、工業(yè)和建筑等領域的電氣化應用增加了電力需求。尤其中國、印度、東南亞等新興市場經(jīng)濟快速發(fā)展，驅(qū)動全社會用電量增長；而以數(shù)據(jù)中心為代表的新一輪電力需求進一步推動了全球電力需求的增長。根據(jù)IEA預計，2024-2025年全球電力消費量增速均將達到4%，是自2007年以來的最高水平。

　　而在全球碳中和共識下，2015年后全球能源轉(zhuǎn)型進入快車道，可再生能源裝機規(guī)模迅速增長，全球風光合計新增裝機規(guī)模從2015年115.2GW，大幅增長至2024年的約670GW，年均復合增速超19.0%。

　　但在風光等新能源強勢崛起的同時，卻也有一些問題一直未得到解決，尤其是消納問題正在成為產(chǎn)業(yè)化進程最嚴峻的挑戰(zhàn)，這一趨勢在主要電網(wǎng)基礎設施跟不上可變可再生能源部署的地區(qū)尤為明顯，典型代表為歐洲、澳大利亞、美國德州等。

　　所以，未來大儲大概率成為破局關鍵所在。綜合華泰證券、國金證券、浙江證券、長江證券等第三方研究機構(gòu)分析與預測，未來3-5年間，歐洲、美國、中國、印度、澳大利亞等國家大儲市場均有巨大的想象空間與發(fā)展?jié)摿Α?

　　本文，筆者試圖從市場、政策、競爭格局等方面分析大儲的發(fā)展趨勢與空間，意在拋磚引玉，供讀者朋友參考，也歡迎讀者朋友留言討論。

　　為了平衡 “碳中和戰(zhàn)略” 與 “新能源消納難題”，全球都在尋求破局手段。

　　首先看歐洲市場，根據(jù)Eurostat統(tǒng)計，2022年歐洲27國能源對外依存度高達62.5%。大力發(fā)展可再生能源，降低能源對外依存度是行之有效的戰(zhàn)略。

　　而根據(jù)獨立能源智庫Ember1月23日發(fā)布的最新報告顯示，2024年歐盟可再生能源發(fā)電量占比已達到47.4%，接近總發(fā)電量的一半，主要源于太陽能、風能發(fā)電量增長迅速。

　　但隨著可再生能源占比的提升，電力的間歇性和不穩(wěn)定性增強，歐洲也頻現(xiàn)負電價現(xiàn)象。2023年50個競價區(qū)中，有27個面臨自2017年以來最高的負價。儲能作為靈活性資源有助于促進新能源電力消納和能量時移，英國、西班牙等多國政府將儲能納入國家目標和10年期國家能源和氣候計劃。

　　在政策與市場強力驅(qū)動下，如今歐洲大儲正在強勢崛起。根據(jù)SPE的預測，2024年歐洲大儲裝機量將達11GWh，同比增長205%，24年大儲裝機占比達49%，超越戶儲39%的裝機占比。

　　SPE預測到2028年大儲裝機將達35.9GWh。歐洲儲能市場將逐步從以戶儲為主導轉(zhuǎn)向以大儲為主導，華泰證券認為需要持續(xù)跟蹤后續(xù)儲能裝機結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)變。根據(jù)EASE預測，24年大儲裝機將以英國與意大利為主，而到了2030年，歐洲其他各國裝機開始放量，歐洲累計裝機規(guī)模預計可達71GW/172GWh。

　　再看美國市場，據(jù)WoodMackenzie&ACP聯(lián)合發(fā)布的《美國儲能裝機監(jiān)測報告》顯示，2024年全年新增儲能裝機量達到12.3GW/37.1GWh，同比增長32.8%（功率）和34%（容量）。其中，電網(wǎng)級儲能占據(jù)主導地位，全年新增10.4GW/30.6GWh，占總裝機量的85%。

　　根據(jù)EIA測算，假設美國電網(wǎng)二氧化碳排放量2025年減少95%，2050年減少100%，則風/光/儲2035年累計裝機容量將達570/990/370GW。對應2020-2035年均儲能裝機量約為25GW，儲能增長空間巨大。

　　據(jù)華安證券預測，25年美國大儲并網(wǎng)需求將達到16-18GW。中信證券分析認為，美國儲能2026年新增市場空間達到700億元以上，2024-2026年三年累計市場空間接近1800億元，市場空間廣闊。

　　另外根據(jù)WoodMac預測，2024-2028年美國將累計新增儲能裝機74.3GW/257.6GWh。其中大儲仍將占據(jù)絕對主要市場。美國能源部政策辦公室首席副主任Carla Frisch此前在2024美國儲能峰會上表示，預計到2040年美國部署儲能系統(tǒng)裝機容量將超過200GW。

　　回到國內(nèi)市場，當前也面臨較為嚴重的新能源消納問題，可再生能源滲透率持續(xù)提升背景下國內(nèi)大儲需求有望保持高速增長。

　　據(jù)長江證券統(tǒng)計，2025年1-5月國內(nèi)儲能累計裝機13.4GW/32.1GWh，容量同比增長57%；1-5月國內(nèi)儲能累計中標36.6GW/153.1GWh，同比增長了191%，裝機及中標數(shù)據(jù)保持高景氣。

　　從結(jié)構(gòu)上來看，大儲裝機及中標占比繼續(xù)快速上升。據(jù)華源證券統(tǒng)計，2022年電網(wǎng)側(cè)儲能占比為39%，到2024年已提升至57%。

　　到了25年6月，儲能系統(tǒng)及EPC合計中標規(guī)模達到4.6GW/23.5GWh，從項目類型來看，獨立儲能項目占比進一步提升至88%。

　　據(jù)長江證券統(tǒng)計，2024年12月至今，內(nèi)蒙古、河北、陜西、四川、浙江、江西六省市發(fā)布儲能項目名單，涉及電網(wǎng)側(cè)獨立儲能項目188個，規(guī)模達到28.93GW/103.25GWh。

　　1.樂觀場景預測，假設25年集中式光伏裝機規(guī)模為165.6GW，風電裝機規(guī)模95GW，配儲系數(shù)達16.75%，配儲時長達2.9h，預計25年國內(nèi)儲能裝機規(guī)?？蛇_51.2GW/141.6GWh；

　　2.悲觀場景預測：假設25年集中式光伏裝機規(guī)模為132.3GW，風電裝機規(guī)模85GW，配儲系數(shù)達13.19%，配儲時長達2.7h，預計25年國內(nèi)儲能裝機規(guī)?？蛇_34.7GW/89.4GWh。

　　此外，中東、印度、澳大利亞、巴西、智利等國家與地區(qū)也都有非常大的發(fā)展空間。比如我們結(jié)合沙特和阿聯(lián)酋的2030年的風光發(fā)電目標，并扣除用于制氫的風光裝機，參考中美兩個市場的配儲比例及時長，中性假設2030年配儲30%/3h，中性預測兩國儲能需求可達57.4GWh。隨著SEC三期、阿聯(lián)酋20GWh等大項目相繼招標，華泰證券分析認為中東地區(qū)25年開始招標或建設的儲能項目有望超過30GWh。

　　根據(jù)澳大利亞能源市場運營商(AEMO)相關數(shù)據(jù)，目前預期及計劃中的儲能項目規(guī)模超 100GW，其中計劃于2025、2026年開始商業(yè)運行的大儲項目規(guī)模分別約為10GWh、13GWh。其在2024年綜合系統(tǒng)計劃(ISP)預測，2034-2035年澳大利亞將需要36GW/522GWh的儲能容量，到2049/2050年將上升至56GW/660GWh的儲能容量。

　　比如美國方面，在2022年8月，拜登簽署了7500億美元的《通脹削減法案》(Inflation Reduction Act)，其中提供3690億美元用于企業(yè)生產(chǎn)能源的投資。其中，《通脹削減法案》將ITC（投資稅收抵免）延長10年，通過經(jīng)濟補助政策直接對相關企業(yè)給予補貼。以特斯拉為例，根據(jù)2023年度營收及出貨量數(shù)據(jù)測算當前儲能系統(tǒng)成本為332美元/kWh，完全自制電芯和儲能設備可以幫助公司儲能業(yè)務毛利率提升13.6個百分點，若考慮逆變器補貼這一比例將會更高。對于下游客戶，特斯拉在美國超級工廠制造的儲能設備可以獲得最高10%的ITC額外補貼，提升了儲能項目的經(jīng)濟性。

　　該政策進一步刺激了美國儲能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展。政策發(fā)布當月，美國未并網(wǎng)儲能備案量提升至 22.68GW，環(huán)比增長35.0%，較往月增速明顯提升。

　　此外，美國的50個州中有37個州制定了可再生能源組合標準和目標，17個州出臺了儲能相關的補助政策。其中，力度較大的政策有內(nèi)華達的NV儲能激勵計劃以及加州的自發(fā)電激勵計劃(SGIP)，這些政策成功推動了當?shù)氐膬δ苄袠I(yè)發(fā)展。

　　目前，印度政府也正在通過補貼、信貸支持、采購義務等多種政策措施，推動儲能市場的發(fā)展。

　　1.補貼支持：2023年9月，印度政府批準可行性缺口資金計劃(VGF)，擬安裝4GWh的儲能項目，并給予376億盧比（約4.52億美元）預算的支持。該計劃通過競爭性招標的形式，為中標者提供儲能項目部署成本的40%補貼，以降低部署成本。

　　2.購買義務：2022年7月，電力局發(fā)布政策文件將儲能納入購買義務范圍。儲能義務規(guī)定，2023~2024財年期間，通過儲能利用的太陽能和/或風能電量占總用電量的1%，并且逐年上升，到2029~2030財年提升至4%。當每年采購和存儲的能源中至少有85%來自可再生能源時，即可認為完成了儲能義務指標。

　　3.信貸支持：2022年2月，印度財政部發(fā)布的2022-2023財年聯(lián)邦預算報告中將儲能技術(shù)及數(shù)據(jù)中心列為基礎設施資產(chǎn)，儲能項目將有資格獲得基礎設施貸款，促進其信貸融資。

　　回到國內(nèi)，考慮到儲能本質(zhì)上是電能量時間的轉(zhuǎn)移，要解決的是不同時刻電力供需不匹配的問題，不匹配由電力市場價格體現(xiàn)，因此儲能發(fā)展最終還是要回歸電力市場。

　　而電力現(xiàn)貨市場最重要的作用是 “發(fā)現(xiàn)價格”，通過不同時間點的真實供需情況，形成真正的分時電價，形成峰谷價差，并為中長期交易提供價格風向標。

　　國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場發(fā)展歷經(jīng)多階段探索，2025-2026進入全面加快建設階段。1998年啟動省內(nèi)試點但未實質(zhì)落地，2003年推進區(qū)域試點亦未長期運營；2017年開啟新一輪省內(nèi)建設，經(jīng)多年試運行，2023-2024年山西、廣東、山東、甘肅、蒙西地區(qū)現(xiàn)貨市場陸續(xù)轉(zhuǎn)入正式運行。2025年4月，國家發(fā)改委、能源局聯(lián)合發(fā)布《關于全面加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》，標志著國內(nèi)電力市場改革進入新階段，明確要求大部分省份2025年底前啟動現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行，按照《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則》連續(xù)運行一年以上可轉(zhuǎn)入正式運行，因此2026年國內(nèi)大部分省份將實現(xiàn)現(xiàn)貨市場正式運行。連續(xù)結(jié)算試運行后，儲能將可持續(xù)參與現(xiàn)貨市場套利。

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　　從發(fā)達國家經(jīng)驗來看，新能源滲透率對電力現(xiàn)貨價差有直接影響。以德國為例，從2020年到2024年，其新能源裝機滲透率從50%提升至61%，提升約11pct，同時電力現(xiàn)貨市場價差也不斷拉大。2020年現(xiàn)貨市場平均價差為32歐元/MWh，價差比例（=現(xiàn)貨平均價差/現(xiàn)貨平均電價）為107%，到2024年拉大到147%。

　　2025年1-5月甘肅、廣東、蒙西、山東、山西5個進入現(xiàn)貨市場的省份，現(xiàn)貨市場價差均同比擴大，其中蒙西、山西平均現(xiàn)貨價差達到0.4元/kWh以上。在政策上，2025年5月山東發(fā)改委印發(fā)《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》提出適當放開現(xiàn)貨市場限價，拉大充放電價差；內(nèi)蒙亦有相關政策出臺，現(xiàn)貨市場價差有望進一步擴大。

　　在2022年，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)的《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，還提出研究建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制。容量電價是電力系統(tǒng)對發(fā)揮固定作用、消費固定成本的市場主體給予或收取的費用，目前國內(nèi)抽水蓄能、煤電可獲得容量電價，而獨立儲能也可發(fā)揮支撐電網(wǎng)供電的固定作用。

　　目前山東、河北、內(nèi)蒙古、上海等省份已出臺儲能容量電價政策，更多省份有望推進機制研究與政策落地，這將有助于保障儲能電站部分收益。

　　此外，輔助服務收入也是獨立儲能收入的重要補充，伴隨政策逐步完善，未來也將貢獻補充收入。據(jù)了解，目前華北、東北等六大區(qū)域及山東、山西、甘肅等11個省份細化了區(qū)域輔助服務市場運營規(guī)則，不斷豐富新型儲能可參與的輔助服務品種。

　　以德國為列，2024年前十個月德國風光發(fā)電量占比達44%，帶動電網(wǎng)及電力現(xiàn)貨市場價格大幅波動，能夠提供輔助服務和具備套利機會的儲能電站收益提升明顯，2024年1-8月德國大儲項目單位年化收益額約為100-150歐元/kW/年。當前歐洲儲能電站單位造價約在600-700歐元/kW，對應項目回收周期僅5-7年。

　　在英國，受益于儲能系統(tǒng)價格持續(xù)下降，2022-2024年項目資本開支下降約30%，新儲能項目IRR仍能維持10%以上，實際收益率可觀。此外，隨著英國新能源發(fā)電占比提升，批發(fā)市場套利收入提升并成為英國儲能項目的主要收入來源，有望支撐儲能項目收入保持平穩(wěn)。

　　在國內(nèi)市場，根據(jù)長江證券測算，假設獨立儲能電站容量若容量供需系數(shù)為0.7，若電價維持10年、兩年后不退坡，僅靠現(xiàn)貨市場套利全投資收益率為2.7%左右，疊加容量電價（容量電價：甘肅儲能容量電價計費方式為：容量電費=申報容量×容量電價×容量供需系數(shù)；其中申報容量不超過有效容量，儲能有效容量=滿功率放電時長×額定功率/6；其中容量功率系數(shù)為容量需求與有效容量的比值，數(shù)值大于1時取1。），全投資收益率提升至6.22%，考慮甘肅調(diào)頻輔助服務收益，貸款投資收益率預計更高。若兩年后容量電價退坡至當前的80%，預計也有5%以上全投資收益率。

　　其模型假設條件為：1-5月甘肅儲能現(xiàn)貨套利價差平均0.27元/kWh、平均日充放電次數(shù)為1.48次，保守考慮EPC成本0.95元/Wh，轉(zhuǎn)換效率86%、首年衰減5%、充放深度90%。

　　大型儲能系統(tǒng)是一個復雜的系統(tǒng)性工程，涉及直流側(cè)的電池設備和交流側(cè)的變流設備。大儲系統(tǒng)主要涵蓋電池管理系統(tǒng)(BMS)、功率轉(zhuǎn)換系統(tǒng)(PCS)、能量管理系統(tǒng)(EMS)等關鍵設備，其中電池成本占比最高達67%，其次為儲能PCS 10%，電池管理系統(tǒng)BMS和能量管理系統(tǒng)EMS分別占比9%和2%。

　　在企業(yè)競爭層面，如今大容量電芯比拼激烈上演，尤為考驗電池廠商安全設計、生產(chǎn)、制造能力。

　　2024年以來，314Ah電芯逐步接替280Ah電芯成為儲能市場主流。同時，寧德時代、億緯鋰能、遠景、欣旺達等電池企業(yè)紛紛推出500Ah+電芯積極備戰(zhàn)長時儲能，推出的下一代大容量儲能電芯的創(chuàng)新圍繞著循環(huán)壽命、高安全性和超低成本等方面。目前大容量電芯的比拼正激烈上演，或進一步帶來一二線或二三線儲能電芯企業(yè)分化。

　　事實上，314Ah電芯也正在推動儲能系統(tǒng)大型化浪潮，據(jù)不完全統(tǒng)計，目前50余家廠商推出了5MWh+電池直流艙（或交直流一體機），這其中，44款產(chǎn)品采用314Ah電芯。

　　如今更大的儲能系統(tǒng)也在持續(xù)投入市場。如寧德時代6.25MWh天恒儲能系統(tǒng)、比亞迪儲能MC Cube-T 6.432MWh儲能系統(tǒng)、天合儲能7MWh+儲能系統(tǒng)、瑞浦蘭鈞7.03MWh儲能系統(tǒng)等。

　　幾個月前，國軒高科、Fluence、Elinor Batteries等多家企業(yè)也相繼宣布了7MWh+儲能新品的動態(tài)，7MWh+儲能系統(tǒng)再添強力新軍。

　　時間再往前回撥，在24年9月2日第三屆EESA儲能展上，遠景儲能正式發(fā)布全球最大儲能系統(tǒng)，標準20尺單箱8MWh+，推動儲能行業(yè)進入8MWh級時代。這是行業(yè)內(nèi)儲能系統(tǒng)容量的又一次躍升。

　　據(jù)了解，遠景8MWh+儲能系統(tǒng)采用了自研的700Ah+儲能專用電芯。該儲能電芯來自遠景動力，是全新一代電芯產(chǎn)品，RTE達到96%，能量密度440+Wh/L，循環(huán)次數(shù)超15000次。高能量密度儲能電芯結(jié)合集約化的系統(tǒng)設計，讓遠景儲能8MWh+儲能系統(tǒng)單位面積能量密度達到541kWh/㎡，創(chuàng)下了行業(yè)內(nèi)的新紀錄。

　　如今更多的中國企業(yè)開始角逐全球市場。比如在中東地區(qū)，以陽光電源、華為、晶科能源等為代表的中國企業(yè)在開拓方面進展迅速。

　　比如在2021年10月，華為數(shù)字能源與山東電力建設第三工程有限公司成功簽約沙特紅海新城儲能項目，共同建設1300MWh大型儲能電站。該項目已于2024年完成1.3GWh儲能容量的建設工作，為全球規(guī)模最大的離網(wǎng)電池儲能系統(tǒng)。

　　自2022年以來，陽光電源相繼與ACWA Power、Larsen&Toubro等巨頭達成儲能項目供應合作。2024年7月，陽光電源又與沙特ALGIHAZ簽約全球最大的儲能項目（容量高達7.8GWh），將于2024年就開始交付，并且在2025年將實現(xiàn)全容量并網(wǎng)運行。

　　晶科能源也在持續(xù)向中東地區(qū)交付儲能產(chǎn)品，2024年3月，晶科能源將向中東地區(qū)的Abaad工程公司交付兩套20英尺集裝箱裝、容量為6.88MWh的大型液冷儲能系統(tǒng)藍鯨。

　　最新消息（2月16日），比亞迪儲能與沙特電力公司成功簽署全球最大的電網(wǎng)側(cè)儲能項目合同，容量達12.5GWh。加上此前已交付的2.6GWh項目，目前雙方合作總量已高達15.1GWh。截至目前，比亞迪儲能產(chǎn)品已遍布全球超110個國家和地區(qū)，交付超350個儲能項目，擁有超75GWh的商業(yè)運營經(jīng)驗?；谏詈竦滋N和豐富經(jīng)驗，比亞迪儲能具備一次性供應超15.1GWh超大規(guī)模項目的綜合實力，在質(zhì)量控制、交付及售后支持等方面展現(xiàn)卓越水準。

　　此外中國企業(yè)也在加速進軍澳洲儲能市場，陽光電源、楚能新能源、海博思創(chuàng)、欣旺達、國軒高科、南都電源等中國企業(yè)在澳大利亞斬獲超大規(guī)模儲能訂單。

　　而以比亞迪、科陸電子、科華數(shù)能為代表的中國企業(yè)均有在南美獲得儲能項目的經(jīng)驗。根據(jù)電池中國，24年9月，Grenergy將對阿塔卡馬綠洲太陽能+儲能項目進行擴容，光儲容量從 1GW/4.1GWh擴容到2GW/11GWh，該項目為南美最大的儲能項目，項目一期工程將于2024年年底之前并網(wǎng)，其余各期工程預計將在2025年至2026年期間并網(wǎng)。

　　根據(jù)國金證券不完全統(tǒng)計，2024年至今，國內(nèi)儲能企業(yè)簽約或中標海外儲能項目規(guī)模約38GWh。

　　結(jié)合全球儲能最近發(fā)展趨勢與變化，我們分析認為，在未來深層次競爭中，價格戰(zhàn)并不是決定性因素，未來全球儲能市場，尤其是大儲市場份額大概率持續(xù)向具備技術(shù)、經(jīng)驗及資金優(yōu)勢的頭部企業(yè)集中，核心原因有三：

　　其一，海外電力市場化程度普遍較高，不同國家和地區(qū)有不同的技術(shù)標準和法規(guī)要求，對系統(tǒng)集成商的經(jīng)驗和技術(shù)要求更高，因此具有海外成熟項目業(yè)績積累的集成商更易獲取客戶信任。同時，由于海外大型新能源開發(fā)商儲備項目規(guī)模較大，進入客戶供應體系并成功交付項目后有望持續(xù)獲取新簽訂單，以國內(nèi)陽光電源、阿特斯、比亞迪近幾年新簽訂單為例，其中不乏與同一個開發(fā)商簽約多個項目的案例。

　　其二，儲能屬于資本密集型行業(yè)，如今動輒幾百MWh至GWh級別的項目前期墊資需幾億至幾十億元，而且儲能電站運行壽命普遍在10年以上，重資產(chǎn)及長期運營屬性決定頭部企業(yè)強者恒強。

　　在市場化條件下，儲能電站作為資本開支較大的長期運營類資產(chǎn)，其經(jīng)濟效益由項目穩(wěn)定運行的時間決定。因此海外項目對設備故障后的及時維護能力及一旦發(fā)生事故的賠付能力提出較高要求。因此，對于開發(fā)商而言，在選擇系統(tǒng)供應商時會更傾向于選擇，具備本地化服務支持能力以及市值較高，資金及項目可融資能力較強的頭部企業(yè)。

　　而且儲能系統(tǒng)集成并非簡單的組裝，其在電站的建設和運營中扮演著至關重要的角色。儲能系統(tǒng)集成商負責將電池單元、電池管理系統(tǒng)(BMS)、儲能變流器(PCS)、能量管理系統(tǒng)(EMS)以及其他配件等組合成一個復雜的系統(tǒng)。他們不僅需要確保所有部件的兼容性和協(xié)同工作能力，還要保證整個系統(tǒng)的安全性和可靠性。由于電池儲能系統(tǒng)往往包含來自多個供應商的產(chǎn)品，為了保障系統(tǒng)工作時的一致性，需要集成商在設計、安裝、調(diào)試等多個環(huán)節(jié)進行把關。

　　與普遍認知不同，從故障分析結(jié)果來看，集成、組裝及施工階段的難度大于制造。根據(jù)美國電力研究所(EPRI)發(fā)布的《來自EPRI電池儲能系統(tǒng)故障事件數(shù)據(jù)庫的見解：故障根本原因分析》報告，與以往普遍認為電池是造成系統(tǒng)故障的觀點不同，報告根據(jù)對過往26個儲能項目的故障分析，認為BOS和控制系統(tǒng)是故障最常見的原因，電池單元本身的故障相對較少；同時故障更多出現(xiàn)在集成、組裝和施工環(huán)節(jié)，其次是運營環(huán)節(jié)，而制造問題導致的故障數(shù)量最少，體現(xiàn)出集成商交流側(cè)集成能力和現(xiàn)場調(diào)試經(jīng)驗等 “軟實力” 的重要性。

　　其三，構(gòu)網(wǎng)型儲能對PCS及并網(wǎng)技術(shù)要求進一步提高門檻，頭部企業(yè)優(yōu)勢穩(wěn)固構(gòu)網(wǎng)型儲能對維持電網(wǎng)穩(wěn)定具有重要意義。

　　隨著光伏、風電等可再生能源滲透率的持續(xù)提升，逆變器等電力電子設備逐步取代傳統(tǒng)同步發(fā)電機在電力系統(tǒng)中的主導地位。傳統(tǒng)的并網(wǎng)型逆變器一般采用最大功率跟蹤輸出原理，主要目的是將新能源注入電網(wǎng)，但面對系統(tǒng)電壓、頻率變化時響應不夠迅速，且無法在沒有電網(wǎng)的情況下提供必要的慣性支持，導致電力系統(tǒng)慣性減少、穩(wěn)定性面臨挑戰(zhàn)。在此背景下，業(yè)界提出構(gòu)網(wǎng)型逆變器的概念，本質(zhì)上是通過特有的控制策略實現(xiàn)電力電子設備獨立產(chǎn)生并維持電網(wǎng)電壓和頻率，可以在電網(wǎng)故障或孤島模式下幫助電網(wǎng)維持穩(wěn)定，具有構(gòu)網(wǎng)型逆變器功能的電池儲能系統(tǒng)被稱為構(gòu)網(wǎng)型儲能系統(tǒng)。

　　目前中國、澳大利亞、歐洲、美國構(gòu)網(wǎng)型儲能占比達到1.5%、23%、8.6%和2.6%。根據(jù)GGII預計，構(gòu)網(wǎng)型儲能未來5年在全球有望達到20%的滲透率。

　　從定義可以看出，構(gòu)網(wǎng)型儲能技術(shù)的核心在于更為復雜的電力電子控制技術(shù)，需要相關企業(yè)在控制策略、拓撲設計及硬件電路設計方面有豐富的經(jīng)驗和技術(shù)積累。全球范圍來看，構(gòu)網(wǎng)型技術(shù)仍屬于前沿技術(shù)領域，目前只有在美國、澳大利亞、英國、歐盟等國家和地區(qū)得到較為廣泛的研究和應用，并且了建立相對全面的技術(shù)標準和規(guī)范，其他地區(qū)仍處于發(fā)展初期。因此，目前構(gòu)網(wǎng)型儲能市場的主要參與者主要為在歐美及中國頭部電力電子企業(yè)，目前國內(nèi)僅有華為、陽光、遠景、科華、盛弘、南瑞繼保等少數(shù)廠商具備構(gòu)網(wǎng)型儲能的技術(shù)能力。從單價來看，以蒙能集團儲能系統(tǒng)集采為例，構(gòu)網(wǎng)型儲能單價較跟網(wǎng)型儲能高15%以上。

　　海外具備構(gòu)網(wǎng)技術(shù)的企業(yè)主要有德國SMA、 特斯拉等。未來隨著越來越多國家和地區(qū)對構(gòu)網(wǎng)型儲能技術(shù)要求的提高，國金證券認為對電網(wǎng)及并網(wǎng)技術(shù)的深刻理解將成為電力電子企業(yè)出身的系統(tǒng)集成商形成差異化競爭力的關鍵。

　　從結(jié)果來看，2022-2023年市場化程度最高的歐美市場競爭格局已經(jīng)呈現(xiàn)出提升的趨勢。歐洲地區(qū)前三大儲能系統(tǒng)集成商日本電產(chǎn)、特斯拉和比亞迪的市場份額從2022年的54%增加到2023年的68%；北美地區(qū)前三大系統(tǒng)集成商特斯拉、陽光電源和Fluence的份額從2022年的60%增加到72%。尤其是特斯拉，隨著其新產(chǎn)能的持續(xù)釋放，在歐美市場的市占率顯著提升。

　　展望未來，預計行業(yè)將進一步向具備 “全球布局與品牌影響力、 垂直一體化制造能力和雄厚資本實力” 龍頭企業(yè)集中。