行业格局未定，储能集成环节的发展情况如何？
从近几年储能的发展节奏来看，2021年被认为是行业启动年，2022年是订单兑现年，2023年则是需求爆发年。行业需求快速起量导致订单外溢，众多新进入者有望通过低价、渠道复用等方式实现从0到1的突破，但部分企业订单存在转包、代工等现象，真正的“有效订单”（自主设计、生产、制造）才是衡量标准。当前，储能需求的确定性和行业的火爆毋庸置疑，在极高的讨论热度下，储能集成环节的发展情况如何？
行业格局未定，实现“平价+稳定”路漫漫
现阶段的储能市场规模仍较小，即使是头部企业也尚未体现出明显的规模优势，而储能又是资金、渠道、品牌依赖严重的产业，巨头企业亲自下场或赋能相关公司能够体现出明显的相对优势，也给未来可持续发展带来更大想象空间。
有机构预测，储能可能到2025年前都处于导入期。储能企业的业绩及订单跟踪往往是跟踪一年兑现一年，收入占比是观察企业发展的重要指标。当前，新能源产业发展核心矛盾已发生变化，正从“平价”转为“平价+稳定性”，利润分配机制亦重构。
过去的新能源产业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。
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。在未迈入平价周期前，储能行业仍处于导入期，行业增速波动较大，其影响因素主要在于政策的落地、产业的规模化发展等。
发展阶段不同，国内外储能业务利润来源有区别
从当前的盈利来看，海外项目经济性驱动制造业利润，国内示范性项目给予制造业溢价。海外利润高低是评估项目竞争力重要指标，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。
国内储能业务利润兑现度取决于国内大型央企项目占比。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和集中。以EnergyTrend储能统计的2023年4月招标数据（此处仅展现部分招标项目）为例，项目方基本上为大型电力央国企。
细分领域来看，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。
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。
短期内国内系统集成环节进入壁垒低，部分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。
