国泰君安发布研究报告称，储能，尤其是新型储能，是解决可再生能源快速发展背景下电网消纳难题的重要途径，装机需求大且发展空间广阔。伴随储能配套政策的陆续出台，盈利模式有望进一步完善;上游的供需结构的改善，或推动系统成本的下降。重视23年储能需求可能超预期带来的行业投资机会，重点推荐电力设备转型的储能系统集成商：电力设备主业稳健且与新能源强相关，具备系统集成及并网的技术优势，储能客户与电力设备主业客户渠道部分重合。
国泰君安主要观点如下：
电网消纳压力凸显，政策仍是主要动力。
新能源由于随机性、间歇性、波动性等特点，大规模接入将使电力系统承压，迫切需要额外工具维持电网稳定，储能应运而生。相较而言，在综合考虑远期碳达峰碳中和目标与当下短期调峰的迫切需求下，新型储能尤其是电化学储能的建设更具前景。由于目前盈利能力尚不突出，国内大储建设的最大驱动力仍是政策端的推动，而不是市场盈利驱动。
行业持续高景气，新型技术层出不穷。
国内大储发展迅猛，装机容量快速增加，展望未来，新增储能装机规模预计保持快速攀升。储能企业乘风加快产能布局，电芯产能进入规模化增长阶段，系统集成成为企业新的业绩增长点。在商业模式方面，以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向。在储能技术方面，该行认为锂离子电池储能将是国内大储的主要载体;对于系统集成方式，目前集中式储能应用最广，交流侧多分支并联技术未来潜力巨大。
盈利模式日渐完善，供需结构有望边际改善。
目前国内储能的盈利来源主要包括容量租赁、电力现货市场套利、电力辅助服务、容量补偿电价等。全国和各地的配套政策日渐完善，确保储能系统盈利空间。锂电池的成本变动会对储能系统的成本产生巨大影响，随着储能电池产能的快速增加，电池供不应求的局面或逐渐扭转，供需结构的改善有望降低电池价格，最终实现储能电站成本的降低。
风险因素：新能源装机进度不及预期，政策配套不及预期，储能招标数量不及预期，储能装机进度不及预期，原材料价格回落不及预期等。
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