深度丨全球大儲爭霸戰

作者 |24潮

來源 |24潮

在伯克希爾2024年度會議上，一名投資者問到 “為什么伯克希爾選擇在內達華投資建設新的天然氣電廠，而不是選擇建設光伏？”

對于這個問題，巴菲特副手格雷格回答道：“毫無疑問光伏是個巨大的機遇，我們會積極參與投資，但能源轉型不會在一夜之間發生。無論是光伏還是風電都面臨間歇性問題，需要依賴儲能。為了確保供電穩定可靠，當前我們還不能完全脫離化石能源。目前具備經濟性的儲能電站時長為4小時，考慮到夜晚沒有光照，4小時顯然不夠，可靠性和經濟性之間需要找到平衡點。”

巴菲特進一步補充道：“能源轉型和電力保供必須兩者兼顧，當前光伏還無法成為主要電力來源的原因是儲能問題還沒解決。我的朋友比爾蓋茨投資了儲能電池項目，正在研究如何延長儲能電池壽命，但技術突破仍然需要時間，我們需要尊重事物的客觀發展規律。”

當前產業新共識，在這場萬億級全球能源大變局下，儲能，尤其是大儲將成為決勝關鍵。

事實上，隨著AI爆發，大模型的參數量、數據中心的規模都呈現幾何式增長，這背后，需要龐大的電力來驅動計算、存儲以及冷卻系統。埃隆·馬斯克、薩姆·奧爾特曼、黃仁勛等科技大佬都曾對電力緊缺表達過擔憂。一時間，儲備電力糧草成為科技巨頭們的必修課。而由于化石能源并不符合全球碳中和的宏大敘事，科技大廠紛紛投向清潔能源。

而在全球碳中和共識下，2015年后全球能源轉型進入快車道，可再生能源裝機規模迅速增長，全球風光合計新增裝機規模從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業化進程最嚴峻的挑戰，這一趨勢在主要電網基礎設施跟不上可變可再生能源部署的地區尤為明顯，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展潛力。

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

全球大儲的宏大敘事

為了平衡 “碳中和戰略” 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Eurostat統計，2022年歐洲27國能源對外依存度高達62.5%。大力發展可再生能源，降低能源對外依存度是行之有效的戰略。

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

但隨著可再生能源占比的提升，電力的間歇性和不穩定性增強，歐洲也頻現負電價現象。2023年50個競價區中，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動下，如今歐洲大儲正在強勢崛起。根據SPE的數據，2024年歐洲大儲裝機占比約為49%，超越戶儲39%的裝機占比。

根據EUPD數據，預計2025年歐洲前19大市場的新增儲能裝機容量有望達35.3GWh，同比增長超過75%。歐洲光伏產業協會提出，到2030年歐洲儲能總裝機容量需從當前約50GWh，提升至500GWh-780GWh，實現十余倍增長，以配合其45％的可再生能源占比目標，保障電網穩定和靈活調度。電網側儲能需求顯著增長，市場重心正由戶用儲能轉向大型儲能。2025年歐洲大儲裝機預計同比增速超過180%，占比接近60%。

而根據SPE預測到2028年大儲裝機將達35.9GWh。另外根據EASE預測，到了2030年，歐洲其他各國裝機開始放量，歐洲累計裝機規模預計可達71GW/172GWh。

再看美國市場，據Wood Mackenzie&ACP聯合發布的《美國儲能裝機監測報告》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，電網級儲能占據主導地位，全年新增10.4GW/30.6GWh，占總裝機量的85%。

到了2025年，美國大儲依舊保持強勁增長趨勢。根據Wood Mackenzie，2025年第二季度美國儲能市場創季度新高，新增裝機5.6GW/15.78GWh。其中大儲為絕對主力，裝機4.9GW/14.95GWh，同比+63%。在大儲市場推動下，預計2029年美國儲能市場總規模將達到87.8GW。

根據EIA測算，假設美國電網二氧化碳排放量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。

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裝機容量將超過200GW。

回到國內市場，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提升背景下國內大儲需求有望保持高速增長。

根據尋熵研究院的追蹤統計，2025年1-9月國內累計儲能招標規模為91.6GW/342.6GWh，已超24年全年招標規模65.6GW/171.3GWh。新能源上網電價市場化改革背景下，隨著國家級規劃與各省容量政策的托底，國內大儲招投標持續超預期。

從結構上來看，大儲裝機及中標占比繼續快速上升。據華源證券統計，2022年電網側儲能占比為39%，到2024年已提升至57%。根據招標端數據，531后國內獨立儲能招標實現連續快速增長，剔除集采框采情況下，531節點后月度獨立儲能采招占比均超85%。

9月12日，國家能源局發布《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025—2027年）》，首次量化2027年儲能裝機規模≥180GW，而截至24年底，全國累計新型儲能裝機73.76GW，三年缺口約110GW/300GWh。由此可見，國內儲能，尤其是大儲仍有很大的發展空間。

另據長江證券統計，2024年12月至今，內蒙古、河北、陜西、四川、浙江、江西六省市發布儲能項目名單，涉及電網側獨立儲能項目188個，規模達到28.93GW/103.25GWh。

此外，中東、印度、澳大利亞、巴西、智利等國家與地區也都有非常大的發展空間。比如我們結合沙特和阿聯酋的2030年的風光發電目標，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、阿聯酋20GWh等大項目相繼招標，華泰證券分析認為中東地區25年開始招標或建設的儲能項目有望超過30GWh。

開源證券統計數據顯示，截至2025年9月，印度獨立儲能累計招標51個項目，共46GWh，其中25年新增27個項目，共33.75GWh，招標容量是2024年全年招標量的3倍。

根據澳大利亞能源市場運營商(AEMO)相關數據，目前預期及計劃中的儲能項目規模超 100GW，其中計劃于2025、2026年開始商業運行的大儲項目規模分別約為10GWh、13GWh。其在2024年綜合系統計劃(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。

政策與收益強力支撐大儲狂飆

如今，政策扶持已經成為大儲持續發展的強大基石之一。

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3690億美元用于企業生產能源的投資。其中，《通脹削減法案》將ITC（投資稅收抵免）延長10年，通過經濟補助政策直接對相關企業給予補貼。以特斯拉為例，根據2023年度營收及出貨量數據測算當前儲能系統成本為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濟性。

該政策進一步刺激了美國儲能產業的快速發展。政策發布當月，美國未并網儲能備案量提升至 22.68GW，環比增長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華達的NV儲能激勵計劃以及加州的自發電激勵計劃(SGIP)，這些政策成功推動了當地的儲能行業發展。

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，電力局發布政策文件將儲能納入購買義務范圍。儲能義務規定，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，印度財政部發布的2022-2023財年聯邦預算報告中將儲能技術及數據中心列為基礎設施資產，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，考慮到儲能本質上是電能量時間的轉移，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，因此儲能發展最終還是要回歸電力市場。

而電力現貨市場最重要的作用是 “發現價格”，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。

國內電力現貨市場發展歷經多階段探索，2025-2026進入全面加快建設階段。1998年啟動省內試點但未實質落地，2003年推進區域試點亦未長期運營；2017年開啟新一輪省內建設，經多年試運行，2023-2024年山西、廣東、山東、甘肅、蒙西地區現貨市場陸續轉入正式運行。2025年4月，國家發改委、能源局聯合發布《關于全面加快電力現貨市場建設工作的通知》，標志著國內電力市場改革進入新階段，明確要求大部分省份2025年底前啟動現貨市場連續結算試運行，按照《電力現貨市場基本規則》連續運行一年以上可轉入正式運行，因此2026年國內大部分省份將實現現貨市場正式運行。連續結算試運行后，儲能將可持續參與現貨市場套利。

從發達國家經驗來看，新能源滲透率對電力現貨價差有直接影響。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，同時電力現貨市場價差也不斷拉大。2020年現貨市場平均價差為32歐元/MWh，價差比例（=現貨平均價差/現貨平均電價）為107%，到2024年拉大到147%。

所以，隨國內新能源市場化比例提升，現貨市場價差未來也有望進一步擴大。

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

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

目前山東、河北、內蒙古、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。據了解，目前華北、東北等六大區域及山東、山西、甘肅等11個省份細化了區域輔助服務市場運營規則，不斷豐富新型儲能可參與的輔助服務品種。

在政策與市場加持下，全球很多國家投資大儲能獲得較為理想的收益率。

以德國為列，2024年前十個月德國風光發電量占比達44%，帶動電網及電力現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，受益于儲能系統價格持續下降，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，隨著英國新能源發電占比提升，批發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。

在國內市場，根據長江證券測算，假設獨立儲能電站容量若容量供需系數為0.7，若電價維持10年、兩年后不退坡，僅靠現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；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；其中容量功率系數為容量需求與有效容量的比值，數值大于1時取1。），全投資收益率提升至6.22%，考慮甘肅調頻輔助服務收益，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月甘肅儲能現貨套利價差平均0.27元/kWh、平均日充放電次數為1.48次，保守考慮EPC成本0.95元/Wh，轉換效率86%、首年衰減5%、充放深度90%。

產業龍頭血拼大儲江湖

大型儲能系統是一個復雜的系統性工程，涉及直流側的電池設備和交流側的變流設備。大儲系統主要涵蓋電池管理系統(BMS)、功率轉換系統(PCS)、能量管理系統(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BMS和能量管理系統EMS分別占比9%和2%。

在企業競爭層面，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、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、欣旺達等電池企業紛紛推出500Ah+電芯積極備戰長時儲能，推出的下一代大容量儲能電芯的創新圍繞著循環壽命、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分化。

事實上，314Ah電芯也正在推動儲能系統大型化浪潮，據不完全統計，目前至少50余家廠商推出了5MWh+電池直流艙（或交直流一體機），這其中，近50款產品采用314Ah電芯。

目前國內儲能系統集成商主要分為五類企業：

1.PCS廠商縱向延伸產業鏈：例如陽光電源等；

2.電芯企業縱向延伸產業鏈：例如寧德時代、遠景等；

3.電力電子設備企業：例如中車洲所等；

4.光伏組件廠：例如天合光能、阿特斯等；

5.專業儲能系統集成商：例如海博思創、新源智儲等。

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

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

時間再往前回撥，在第三屆EESA儲能展上，遠景儲能正式發布全球最大儲能系統，標準20尺單箱8MWh+，推動儲能行業進入8MWh級時代。

據了解，遠景8MWh+儲能系統采用了自研的700Ah+儲能專用電芯。該儲能電芯來自遠景動力，是全新一代電芯產品，RTE達到96%，能量密度440+Wh/L，循環次數超15000次。高能量密度儲能電芯結合集約化的系統設計，讓遠景儲能8MWh+儲能系統單位面積能量密度達到541kWh/㎡，創下了行業內的新紀錄。

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

比如在2021年10月，華為數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，為全球規模最大的離網電池儲能系統。

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年將實現全容量并網運行。

晶科能源也在持續向中東地區交付儲能產品，2024年3月，晶科能源將向中東地區的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藍鯨。

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側儲能項目合同，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，比亞迪儲能產品已遍布全球超110個國家和地區，交付超350個儲能項目，擁有超75GWh的商業運營經驗。基于深厚底蘊和豐富經驗，比亞迪儲能具備一次性供應超15.1GWh超大規模項目的綜合實力，在質量控制、交付及售后支持等方面展現卓越水準。

此外中國企業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、欣旺達、國軒高科、南都電源等中國企業在澳大利亞斬獲超大規模儲能訂單。

而以比亞迪、科陸電子、科華數能為代表的中國企業均有在南美獲得儲能項目的經驗。根據電池中國，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，其余各期工程預計將在2025年至2026年期間并網。

據24潮產業研究院(TTIR)不完全統計，2024年-2025年8月，中國儲能企業簽訂海外訂單總規模近250GWh。這已經是2024年海外新型儲能市場新增裝機量(81.5GWh)的3.07倍。從地區分布看，美國以近60GWh的訂單量位列第一，其次是中東的52.96GWh，第三名是歐洲45.41GWh，其他依次為澳大利亞36.14GWh、亞洲23.82GWh、印度15.91GWh、南美12.77GWh。

在企業層面，28家儲能企業海外訂單量突破1GWh，6家企業突破10GWh，前三名依次為寧德時代(49.65GWh)、海辰儲能(33.73 GWh)和陽光電源(27.83 GWh)。具體海外訂單明細，詳見中國儲能企業海外訂單排行榜（2024/2025年）。

結合全球儲能最近發展趨勢與變化，我們分析認為，在未來深層次競爭中，價格戰并不是決定性因素，未來全球儲能市場，尤其是大儲市場份額大概率持續向具備技術、經驗及資金優勢的頭部企業集中，核心原因有三：

其一，海外電力市場化程度普遍較高，不同國家和地區有不同的技術標準和法規要求，對系統集成商的經驗和技術要求更高，因此具有海外成熟項目業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商儲備項目規模較大，進入客戶供應體系并成功交付項目后有望持續獲取新簽訂單，以國內陽光電源、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商簽約多個項目的案例。

其二，儲能屬于資本密集型行業，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，重資產及長期運營屬性決定頭部企業強者恒強。

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，其經濟效益由項目穩定運行的時間決定。因此海外項目對設備故障后的及時維護能力及一旦發生事故的賠付能力提出較高要求。因此，對于開發商而言，在選擇系統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。

而且儲能系統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。儲能系統集成商負責將電池單元、電池管理系統(BMS)、儲能變流器(PCS)、能量管理系統(EMS)以及其他配件等組合成一個復雜的系統。他們不僅需要確保所有部件的兼容性和協同工作能力，還要保證整個系統的安全性和可靠性。由于電池儲能系統往往包含來自多個供應商的產品，為了保障系統工作時的一致性，需要集成商在設計、安裝、調試等多個環節進行把關。

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

其三，構網型儲能對PCS及并網技術要求進一步提高門檻，頭部企業優勢穩固構網型儲能對維持電網穩定具有重要意義。

隨著光伏、風電等可再生能源滲透率的持續提升，逆變器等電力電子設備逐步取代傳統同步發電機在電力系統中的主導地位。傳統的并網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，但面對系統電壓、頻率變化時響應不夠迅速，且無法在沒有電網的情況下提供必要的慣性支持，導致電力系統慣性減少、穩定性面臨挑戰。在此背景下，業界提出構網型逆變器的概念，本質上是通過特有的控制策略實現電力電子設備獨立產生并維持電網電壓和頻率，可以在電網故障或孤島模式下幫助電網維持穩定，具有構網型逆變器功能的電池儲能系統被稱為構網型儲能系統。

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

從定義可以看出，構網型儲能技術的核心在于更為復雜的電力電子控制技術，需要相關企業在控制策略、拓撲設計及硬件電路設計方面有豐富的經驗和技術積累。全球范圍來看，構網型技術仍屬于前沿技術領域，目前只有在美國、澳大利亞、英國、歐盟等國家和地區得到較為廣泛的研究和應用，并且了建立相對全面的技術標準和規范，其他地區仍處于發展初期。因此，目前構網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，目前國內僅有華為、陽光、遠景、科華、盛弘、南瑞繼保等少數廠商具備構網型儲能的技術能力。從單價來看，以蒙能集團儲能系統集采為例，構網型儲能單價較跟網型儲能高15%以上。

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

展望未來，我們預計行業將進一步向具備“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”龍頭企業集中。