核心观点：一季度国内新型储能投运2.9GW/6.0GWh，招标20.7GWh，同比增长1000%以上，需求高增无疑。Q1以来储能EPC、系统集成均价随着锂价下降而快速下降，一季报电池、PCS环节业绩亮眼，出货同比增速高，盈利能力环比基本持平，预计随着Q2进一步放量单位净利持平或略升；除阳光外，集成企业22年尚未大规模放量，23Q1亦为营收淡季，中标价格下降使国内集成商毛利受到压缩，具备规模优势和海外项目渠道的公司表现则相对较好。
　　2023Q1我国储能新增装机2.9GW/6.0GWh，2022年新增7.3GW/15.9GWh
　　全球：2022年全球新增新型储能装机规模约20.4GW，功率同比+109%，2021年同期为10.2GW。
　　中国：储能装机高速增长，根据CNESA统计：
　　1）2022年国内新增投运新型储能项目装机规模达7.3GW/15.9GWh，功率同比+201%，
　　2）2023Q1国内新增投运量达2.9GW/6.0GWh，功率规模同比增长1178%，环比下降52%。
　　3）考虑到2022年有超过一半的项目在12月份并网，23Q1的并网数据超预期（通常Q1为并网淡季）。推测部分为Q4项目递延贡献。
　　中国：登顶全球第一，大型储能强势主导，工商业储能值得期待
　　据中关村储能联盟初步统计，2022全年新增投运新型储能项目规模达7.3GW/15.9GWh，同比高增180%以上。
　　根据CNESA统计，2023Q1国内投运新型储能项目2.9GW/6.0GWh。所有公布的电力储能项目（含规划、建设中和运行）则达到了41.4GW/92.1GWh。
　　特点：23Q1投运项目中电网侧几乎全为独立储能，规模与新能源配储持平，用户侧仍为少数，但Q1江苏、广东备案项目多达70余。
　　风险提示
　　1）需求方面：国家基建政策变化导致电源投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对灵活性电源需求下降；储能装机增速不及预期；全社会用电量增速下降等。
　　2）供给方面：锂资源、铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；IGBT等电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期；盐穴、硐室等开凿成本高于预期；钒资源价格大幅上涨等。
　　3）政策方面：储能相关扶持政策不及预期；容量电价补偿标准低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期等。
　　4）国际形势方面：能源危机较快缓解、能源价格较快下跌；国际贸易壁垒加深等。
　　5）市场方面：竞争加剧导致储能电池、集成商、PCS厂商毛利率、盈利能力低于预期；运输等费用上涨。
　　6）技术方面：电化学储能、压缩空气储能、液流电池储能等技术降本进度低于预期；储能技术可靠性难以进一步提升；循环效率停滞不前等。
　　7）机制方面：电力市场机制推进不及预期；现货市场配套辅助服务、容量补偿、峰谷价差等不及预期；虚拟电厂、需求侧管理等新兴市场机制不及预期等