“双碳”背景下，储能产业站上市场风口，全球储能市场需求迅猛爆发。作为储能产业链的中游环节，系统集成商上承设备提供商，下接储能系统业主，已经成为储能行业最受关注的“焦点”。对于储能系统集成商来说，技术、渠道、资金这三个关键是决定其成败的关键因素。
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，各环节的综合管理最优达“1+1>2”效果。
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。
储能系统搭建的经验积累是重要因素，管理系统往往是自主搭建。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。
储能系统集成竞争激烈，技术落后就面临淘汰。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。
越成熟的储能市场，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。
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。
在储能领域，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。
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。
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。
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。
2022年，硅料价格大涨导致部分光伏装机项目延后，加上碳酸锂价格创新高导致锂电池价格居高不下，使得业主对储能并网项目积极性不高。
但2022年全球储能并网装机量依然实现翻倍增长，2023年光伏组件成本与碳酸锂价格双双下降，预计将会对储能项目落地起到推动作用，对于储能系统集成商来说正是一次绝佳的机会。
参考资料：安信证券、电化学储能
原文始发于微信公众号（艾邦储能与充电）：储能系统集成三大关键法则
