大储潜在催化充分，业绩估值有望提升
21年以来储能指数涨幅高于新能源车及光伏指数，背后原因是基本面与预期差共振向上。国内大储正在向验证放量期迈进，我们认为估值水平有望提升。目前国内大储估值已经修复到合理区间，潜在利润上涨空间主要来自1）量的增加（新能源配储、市场化并网项目、硅料降价以及火电机组退役）；2）利润率提升（共享储能带来结构优化、上游原料价格下降以及放量后的规模效应）；3）潜在催化政策（电网替代性储能/各地共享储能政策/发电侧配储权益倾斜）充裕，我们认为国内大储利润上涨弹性充足，后续估值及业绩均有提升空间。
需求维度：新能源配储提供基本盘，多因素驱动行业高增
保障性并网项目贡献国内储能需求的基本盘，据我们统计，截至23年1月已有28个省份/自治区发布了配储政策，多省分布式光伏也要求配备储能。市场化项目对配储要求更高，相较风光装机更为敏感，或将带来新增量。此外，硅料价格进入下降通道，平均配储比例要求更高的集中式大基地需求受益明显。叠加火电占比下降，火电机组退役带来更多的电化学储能需求。国内22年新增规划在建的新型储能项目达101.8GW/259.2GWh，我们预计23年新增装机规模或达17.9GW/41.1GWh，增速达到158.8%/168.4%，预计23-25年CAGR或达93.0%(GW)/103.5%(GWh)。
结构优化：共享储能助力降本，协助理顺商业模式
共享储能电站具备成本低/调用优先级高/租金收入等多重优势，相较于发电侧自用模式，可以在辅助服务市场获得辅助服务收益，实现模式优化；相较于传统的电网侧储能，能够获得租金收入，拓展收入来源。我们以山东/河南案例测算，理想情况下IRR均超11%。随着各省份关于共享储能的盈利模式细化政策逐步出台落实，权益倾斜有望带来后续需求催化。我们认为共享储能或是国内储能需求落地的主体。供给维度：环节价值量变化，行业格局尚未定局
2022年储能系统成本构成中，电池/PCS/BMS/EMS、温控、消防等其他环
节成本约占59%/16%/9%/16%。储能电池价值量占比高，我们预计未来仍将保持较高的话语权，温控与消防环节的价值量有望提升。产业链内企业具有纵横延伸趋势。电池环节新老厂商积极扩产，行业整体供给宽松，大电芯&叠片或是趋势。PCS环节海外IGBT仍供应紧张，国内厂商积极扩产，产品价格竞争日趋激烈化，市场向头部聚集。温控环节，成本下降叠加要求提升，液冷趋势已现。消防环节，行业集中度低，渠道布局为关键。集成&EPC环节，多方企业涌入加剧竞争，渠道是拿单关键，强者恒强。
利润维度：被上游挤压利润逐步修复，规模效应增强
各环节毛利率存在差异，消防环节毛利率水平最高。其他环节22H1毛利率相比21年全年普遍走低，主要系原材料涨价，产业链各环节利润受到不同程度的侵蚀。随着上游价格下行，联动机制逐步完善，我们认为各环节利润将逐步恢复，其中EPC环节利润有望实现明显好转。国内市场仍处于从前期导入到快速发展期的过渡阶段，放量后企业的营业成本有望通过规模效应下降。
