全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量
2022年全球新增电化学储能装机规模21.1GW， 同比+107.1%； 2022年全球主要储能装机地区中，中国、美国、 欧洲分别占全球新增装机36%、24%、26%，三 大主要市场装机占比超85%。
全球：储能市场空间预测
2024年全球储能新增装 机量159.4GWh，同比 增长66%。 2024年全球储能市场规 模2486亿元，同比增长 54%。
中国：产业链利好频出，工商储与大储齐头并进
中国工商储：初露锋芒，开启发展新纪元
工商储在我国处于发展初期，渗透空间广阔。 根据储能与电力市场统计，2022年我国储能市场全年并网项目总规模7.762GW/16.428GWh，其中用户侧储能仅占比10%，渗透 率提升空间广阔。（注：用户侧储能=户用储能+广义工商业储能，广义工商业储能=分布式光伏配储+工商业独立储能，可认为我 国户用储能暂无市场，用户侧储能全部为工商业储能） 工商储主要由投资经济性驱动，我们判断在经济性日益显著的时点下，工商储将迎来0-1发展。 政策端：工商储补贴持续加码、电力市场化改革推进、分时电价政策不断完善，为工商储经济性提升提供重要前提。 成本端：碳酸锂价格处于下跌通道，减轻投资成本压力。收益端：工商业储能收益来源以峰谷套利为主，还可通过能量时移、需量/容量电价管理、充当后备电源等多重途径获利。在收益 来源不断丰富背景下，商业模式逐步跑通，市场化前景可期。
中国工商储：政策端利好频出，为收益提供重要前提保证
分时电价政策是工商业储能进行峰谷套利的基础。 为引导工商业改变用电模式，在高峰时段少用电、低谷时段多用电，提高电力系统利用率，2021年7月发改委印发《关于进 一步完善分时电价机制的通知》，通知要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上 不低于3:1。 各地不断完善分时电价政策，为峰谷套利提供重要支持。 各地不断完善分时电价政策，设置高峰、平段、低谷等电价时段，山东、江苏、浙江、河南等多地在冬夏两季用电负荷高位 时出台尖峰电价，江苏试行工业用电重大节日深谷电价。此外，多地延长尖峰、高峰时长，调整电价浮动比例，对高耗能企 业执行1.5倍电价，使得峰谷价差进一步拉大。
政策补贴加码，进一步提升工商 储经济性。 多地对工商储给予放电、容量、 投资等方式的补贴，其中浙江、 江苏、安徽、广东等地政策出台 最为密集，浙江省龙港市、重庆 市铜梁区等地方政策支持力度较 大。对工商业储能的补贴体现出 与光伏结合的特点，亦有利于地 方招商、产业落地。
中国工商储：上游原材料降价，投资成本压力缓解
碳酸锂价格进入下行通道，储能成本端压力释放。原材料碳酸锂价格从2022年底高位回落，目前价格已经跌至15万元/吨以下。未来随着供给端产能 释放，价格仍有下降空间，原材料降本将进一步提升工商业储能经济性。
中国工商储：收益来源峰谷套利为主，收益模式日益丰富
工商业储能收益来源以峰谷套利为主。 工商业用户可以在电价低时向储能电池充电，在电价高时由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，节省电费获得套利收 益，这是当前工商业储能的主要收益来源。此外，工商业储能还能通过能量时移、需量/容量电价管理、充当后备电源等多重 途径获利。 工商业储能是虚拟电厂的重要聚合资源，进一步拓宽收益边界。 作为用户侧灵活性资源，工商业储能一般容量较小，会受到入市门槛或难以满足买方调度需求等因素限制，可以通过被虚拟电 厂、负荷聚合商等主体聚合的方式，参与需求侧响应、电力辅助服务市场和电力现货交易市场，增加获利渠道。
中国工商储：以江苏为例，工商业储能峰谷套利IRR测算
以江苏省为例，两充两放下测算峰谷套利IRR为9.42%。 7月份江苏省高峰-低谷价差0.86元/kWh，高峰-平时价差0.47元/kWh，平均充放价差0.67元/kWh。 假设（1）储能电站EPC成本1.5元/Wh，投资建设1MW电站，配储时长2h；（2）生命周期6000次，每日充放电2次； （3）放电深度75%，系统效率90% 。 测算得到，全投资IRR为9.42%。
中国工商储：商业模式逐渐跑通，形式灵活多样
在工商储收益来源不断丰富背景下，商业模式逐渐跑通，日益走向成熟。根据具体投资运作主体、融资 方式的不同，工商储可分为五种商业模式。 （1）具体运作主体为工商业主：此种模式下工商业主是储能的实际运作主体，能够直接自享储能峰谷套利、需求响应等收益，但需 要向能源服务方（可以与设备销售商为同一单位）支付运营维护费用，接受由能源服务方提供的充放策略、投资管理、修理维护等软性 服务。 业主直接投资：由业主自行安装工商业储能系统，但需要承担初始投资成本和每年运营费用。 业主融资租赁投资：业主能够通过融资租赁方式安装工商业储能系统，缓解初始投资的资金压力。 业主纯租赁：业主不拥有设备的所有权，仅采用租赁方式获得设备使用权，属于轻资产运作方式。 （2）具体运作主体为能源服务方：此种模式下能源服务商是储能项目的投资运作主体，通过为工商业主提供节能服务，获 取投资收益。 合同能源管理：由能源服务方投资建设工商业储能系统，直接负责工商储运作，为工商业主提供节能服务。 合同能源管理+融资租赁：能源服务方在初始投资时可以引入第三方融资租赁公司，缓解初始投资占用大量流动资金的情况。
中国大储：系统和EPC降价，刺激装机需求释放
储能系统和EPC中标价格波动下降，提升储能项目可行性。受上游原材料碳酸锂价格变动影响，2023年以来储能系统价格下降明显，11月2小时储能系统平均报价 创新低，为0.87元/Wh，同比下降41%。储能EPC价格由于受工程和系统接入复杂度、项目应用场景、项目规模大小等因素影响，项目之间报价 差异较大，有所波动，但整体看来也处于降价通道。11月2小时储能EPC平均报价1.83元/Wh，同比下 降7%。
美国：电网稳定性需要提供长期需求，后续储备项目充足
美国：配储是改善电网的经济性措施，光伏装机为大储提供基本支持
美国电网耦合性差、设备老化严重，输变电系统可靠性亟需提升。 美国电网系统是私有制经济下的产物，表现出高度分散性，由东部、西部和德克萨斯（ERCOT）三大独立体系组成，分别由66个电力调度 机构保障各区域电力系统的可靠性和实时平衡，区域间仅有几条小容量直流线路相连，互联性低。 美国电力化进程较早，大部分电网建于20世纪60年代和70年代，目前70%以上的输电线路和变压器运行年限超25年，60%的断路器运行年 限超过30年。 电网系统分散、设施陈旧影响供电可靠性，叠加飓风、极寒等恶劣天气影响，美国大规模停电事件时有发生，当务之急是保障电力系统的 安全稳定。但对电网进行改造升级需要大量资金支持，影响私有电力公司的收益，且美国跨州输电项目建设需要多州共同协调批准，流程 漫长复杂，导致电网投资意愿低下。
美国：IRA细则落地利好独立储能发展，加息放缓改善大储项目收益
贷款利率是影响大储项目IRR的重要因素，美联储加息短期抑制储能投资热情。 大储由于项目规模所需投资金额较多，预计初始投资中有一定比例来自贷款。贷款利率将影响项目投资IRR，2022年3月 以来美联储连续加息10次，2023年7月27最新一期联邦基金目标利率已达5.5%。前期高利率会对大储投资IRR带来一定负 面影响，抑制项目投资热情。 通胀压力好转下美联储加息节奏有望放缓，提升大储项目投资收益。 美联储PCE通货膨胀率预测显示，2023年后将进入通胀率下行区间。随着通胀压力缓解，美国加息节奏也有望放缓， 2023年11月美联储宣布暂停加息，维持当前5.25%-5.50%的联邦基金利率目标区间不变，或已结束本轮加息周期。利率 的边际改善，将提升大储项目IRR，促进装机需求释放。
欧洲：户储不改良好经济性，去库或接近尾声
欧洲：清洁独立能源高速发展对电网提出挑战，储能提升电网灵活性
欧盟提出“REPowerEU”计划，推动能源结构向风光新能源转型。欧洲较早开始清洁能源转型，俄乌冲突背景下欧洲需要提升能源独立性、摆脱对俄化石能源的依赖，进一步加快能源转型进 程。自2022年3月以来，欧洲对俄天然气进口依赖程度持续降低，体现欧洲保障能源独立安全的决心。2022年5月，欧盟发 布“重新赋能欧盟（REpowerEU）”计划，将欧洲2030年可再生能源占比目标从40%提高到45%。 根据Ember数据，欧洲电力结构中风光新能源占比不断扩大，2022年风电占比11.15%，光伏占比4.94%。2023年1-10月欧 洲光伏新增装机量已经与2022年持平，其中光伏装机大部分来自户用光伏。为支持能源转型目标，欧洲还将持续发展风光新 能源。
户储新增装机规模预测
预计2023-2025年全球户用储能新增装机规模分别为22/32/44GWh，2020-2025年CAGR=68%； 其中欧洲户储新增装机规模分别为11/15/20GWh，同比增长125%/42%/30%，2020-2025年 CAGR=79%。
报告节选：
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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