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長江證券認為：對于驅動儲能行業增長的核心要素排序，好的商業模式比系統價格下降更為重要，儲能項目與光伏、風電項目具有高度相似性，一是初始投資大、運維成本低，二是回報周期長，且投資屬性下對IRR的敏感度高。

對(dui)于(yu)此(ci)類(lei)投資(zi)，最為重(zhong)要的(de)是(shi)在相對(dui)清晰的(de)現金流預期下，具備投資(zi)的(de)經濟性。儲能(neng)的(de)成(cheng)本，是(shi)充放(fang)電一(yi)次(ci)的(de)成(cheng)本；儲能(neng)的(de)收益，取決于(yu)商業模式。

以下分別為美國、歐洲及中國儲能市場發展現狀：

美國：2020H2邁入爆發期，2021年延續高增

美國市場在2020H1前(qian)比(bi)較(jiao)平淡，住宅(zhai)需求占比(bi)較(jiao)高，2020H2以來進(jin)入爆發式增(zeng)長(chang)階段，拉動2020年(nian)增(zeng)速(su)超過200%，2021年(nian)增(zeng)速(su)有望保持在200%左右(you)，裝機容量(liang)從2020年(nian)的(de)3.5GWh，增(zeng)長(chang)至2021年(nian)的(de)10GWh以上，且將呈現電源側、住宅(zhai)需求共振的(de)狀態。

電(dian)(dian)源側PPA模式，實現“可預見+高(gao)收益”。PPA模式是(shi)指電(dian)(dian)力(li)用(yong)戶（通(tong)常是(shi)企業）與(yu)發電(dian)(dian)廠(chang)直接簽署(shu)電(dian)(dian)力(li)采(cai)購合同，通(tong)常會(hui)約定(ding)期限(xian)、電(dian)(dian)量、電(dian)(dian)價（含(han)綠證(zheng)價格(ge)）等細(xi)則，成為(wei)電(dian)(dian)力(li)買賣(mai)與(yu)銀行融資的(de)基(ji)礎，PPA模式的(de)核心特(te)征(zheng)，一(yi)是(shi)電(dian)(dian)價確定(ding)（固(gu)定(ding)/跟隨通(tong)脹/上下限(xian)），二是(shi)有電(dian)(dian)力(li)消納的(de)保障機(ji)制。

以(yi)前期招標的加(jia)州Eland項(xiang)目(mu)(mu)為(wei)(wei)例，該項(xiang)目(mu)(mu)光伏裝機400MW，配套300MW*4h的儲能，簽訂PPA為(wei)(wei)40美元/MWh，其(qi)中(zhong)光伏PPA為(wei)(wei)20美元/kwh，該項(xiang)目(mu)(mu)計(ji)劃在(zai)2023年(nian)并網(wang)，目(mu)(mu)前美國(guo)儲能項(xiang)目(mu)(mu)投資額為(wei)(wei)310美元/kwh，考慮近些年(nian)的價格下降，預計(ji)該項(xiang)目(mu)(mu)IRR比較可觀。

歐洲：住宅儲能需求占據主導，電源側有望發力

歐(ou)洲(zhou)儲(chu)能市場(chang)(chang)近兩年保持穩定增(zeng)長，2019年增(zeng)速較低與英國市場(chang)(chang)2018年的搶裝有(you)關，核心驅動歐(ou)洲(zhou)儲(chu)能放量的戶(hu)(hu)用市場(chang)(chang)增(zeng)長持續性(xing)較強，德國是歐(ou)洲(zhou)戶(hu)(hu)用儲(chu)能市場(chang)(chang)的領導(dao)者，近些年保持50%以上的復合增(zeng)長。

此外意(yi)大(da)利(li)、英國、奧地利(li)、瑞士等國家的增速也較快。過去幾年(nian)歐(ou)洲電源側市場的占比較低(di)，未來有望成為(wei)重要的增量貢獻。

高居民電(dian)價(jia)與(yu)FIT退坡(po)，驅動(dong)儲(chu)能需求(qiu)。儲(chu)能市(shi)場增(zeng)長的(de)核心(xin)驅動(dong)邏輯在于“可(ke)行的(de)商業模式+可(ke)觀的(de)投資(zi)回報率”，對(dui)于戶用(yong)儲(chu)能而言，多數情況下所賺取的(de)是“自用(yong)電(dian)價(jia)”與(yu)“補(bu)貼電(dian)價(jia)”的(de)價(jia)差。

因而(er)(er)從全球來看：1）戶用儲(chu)能(neng)發展較好的(de)(de)地區(qu)往(wang)往(wang)是家庭電(dian)價(jia)(jia)較高的(de)(de)地區(qu)，例如德國(guo)、日本、意大利(li)、英國(guo)等；2）伴(ban)隨光伏補貼(tie)政策的(de)(de)退出，“自(zi)用電(dian)價(jia)(jia)”與(yu)“補貼(tie)電(dian)價(jia)(jia)”價(jia)(jia)差拉大，進而(er)(er)會(hui)催生(sheng)戶用儲(chu)能(neng)需求(qiu)的(de)(de)持續增長。

中國：用戶側先行，向電網、電源側過渡

國內(nei)儲能(neng)市場在2017年(nian)以前(qian)較為(wei)平淡，2018年(nian)在電網側(ce)大規模投(tou)資帶動下，呈現爆發式(shi)增長，裝機功率(lv)突破600MW，對應(ying)容量接近900MWh；2019年(nian)5月，《輸配(pei)電定價(jia)成本監審辦法》出臺，不允許儲能(neng)設施成本納入輸配(pei)電價(jia)，進(jin)而導致(zhi)電網側(ce)投(tou)資熱情下降，2019年(nian)國內(nei)亦出現下滑。2020年(nian)，多地出臺可再生能(neng)源(yuan)(yuan)項目(mu)在電源(yuan)(yuan)側(ce)配(pei)套(tao)儲能(neng)的政策文件，推動國內(nei)儲能(neng)市場二度向上。

拐點是商業模式，首(shou)要(yao)依(yi)賴于電力改革。發改委發布《加(jia)快推(tui)動新型儲能發展的指導意(yi)見(jian)》：

1）允許儲能(neng)同時(shi)參與各類電力(li)(li)市場，因(yin)地制宜建立完善“按(an)效果付費(fei)”的電力(li)(li)輔助(zhu)服(fu)務補償機制；

2）包括電(dian)(dian)網側(ce)獨立儲(chu)能(neng)電(dian)(dian)站(zhan)容量(liang)電(dian)(dian)價機制(zhi)，探索將電(dian)(dian)網替代性儲(chu)能(neng)設(she)施(shi)成本收益(yi)納入輸配電(dian)(dian)價回(hui)收，完善峰谷電(dian)(dian)價政策；

3）在競爭性配置、項目(mu)核準（備案）、并網時(shi)序、系統調度運行安排、保(bao)障(zhang)利(li)用小(xiao)時(shi)數(shu)、電力輔助服務補償考核等方面給(gei)予(yu)適當傾(qing)斜。

分時電價改革，用戶側發力，象(xiang)征意義更強。

電(dian)源側(ce)也是(shi)儲(chu)能(neng)應(ying)用(yong)的(de)重要(yao)場(chang)景，且具(ju)備(bei)內生的(de)偏(pian)消費屬性，用(yong)戶側(ce)峰(feng)谷價(jia)差需(xu)求空間，本質(zhi)上取決于各地峰(feng)谷負荷(he)錯(cuo)(cuo)峰(feng)幅(fu)度(du)，錯(cuo)(cuo)峰(feng)幅(fu)度(du)越大，削(xue)峰(feng)填(tian)谷的(de)空間也越大；根據國(guo)家(jia)電(dian)網的(de)數(shu)據，2019年日間功率波動超過10GW的(de)地區包括山東、江蘇、浙江、廣東、四川等地，全國(guo)33個省市合計(ji)接近200GW。由此(ci)估算錯(cuo)(cuo)峰(feng)需(xu)求所對應(ying)的(de)儲(chu)能(neng)潛在裝(zhuang)機容量在240-480GWh。