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。

對于此類投資，最為重要的是在相對清晰的現金流預期下，具備投資的經濟性。儲能的成本，是充放電一次的成本；儲能的收益，取決于商業模式。

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前比較平淡，住宅需求占比較高，2020H2以來進入爆發式增長階段，拉動2020年增速超過200%，2021年增速有望保持在200%左右，裝機容量從2020年的3.5GWh，增長至2021年的10GWh以上，且將呈現電源側、住宅需求共振的狀態。

電源側PPA模式，實現“可預見+高收益”。PPA模式是指電力用戶（通常是企業）與發電廠直接簽署電力采購合同，通常會約定期限、電量、電價（含綠證價格）等細則，成為電力買賣與銀行融資的基礎，PPA模式的核心特征，一是電價確定（固定/跟隨通脹/上下限），二是有電力消納的保障機制。

以前期招標的加州Eland項目為例，該項目光伏裝機400MW，配套300MW*4h的儲能，簽訂PPA為40美元/MWh，其中光伏PPA為20美元/kwh，該項目計劃在2023年并網，目前美國儲能項目投資額為310美元/kwh，考慮近些年的價格下降，預計該項目IRR比較可觀。

歐洲：住宅儲能需求占據主導，電源側有望發力

歐洲儲能市場近兩年保持穩定增長，2019年增速較低與英國市場2018年的搶裝有關，核心驅動歐洲儲能放量的戶用市場增長持續性較強，德國是歐洲戶用儲能市場的領導者，近些年保持50%以上的復合增長。

此外意大利、英國、奧地利、瑞士等國家的增速也較快。過去幾年歐洲電源側市場的占比較低，未來有望成為重要的增量貢獻。

高居民電價與FIT退坡，驅動儲能需求。儲能市場增長的核心驅動邏輯在于“可行的商業模式+可觀的投資回報率”，對于戶用儲能而言，多數情況下所賺取的是“自用電價”與“補貼電價”的價差。

因而從全球來看：1）戶用儲能發展較好的地區往往是家庭電價較高的地區，例如德國、日本、意大利、英國等；2）伴隨光伏補貼政策的退出，“自用電價”與“補貼電價”價差拉大，進而會催生戶用儲能需求的持續增長。

中國：用戶側先行，向電網、電源側過渡

國內儲能市場在2017年以前較為平淡，2018年在電網側大規模投資帶動下，呈現爆發式增長，裝機功率突破600MW，對應容量接近900MWh；2019年5月，《輸配電定價成本監審辦法》出臺，不允許儲能設施成本納入輸配電價，進而導致電網側投資熱情下降，2019年國內亦出現下滑。2020年，多地出臺可再生能源項目在電源側配套儲能的政策文件，推動國內儲能市場二度向上。

拐點是商業模式，首要依賴于電力改革。發改委發布《加快推動新型儲能發展的指導意見》：

1）允許儲能同時參與各類電力市場，因地制宜建立完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制；

2）包括電網側獨立儲能電站容量電價機制，探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收，完善峰谷電價政策；

3）在競爭性配置、項目核準（備案）、并網時序、系統調度運行安排、保障利用小時數、電力輔助服務補償考核等方面給予適當傾斜。

分時電價改革，用戶側發力，象征意義更強。

電源側也是儲能應用的重要場景，且具備內生的偏消費屬性，用戶側峰谷價差需求空間，本質上取決于各地峰谷負荷錯峰幅度，錯峰幅度越大，削峰填谷的空間也越大；根據國家電網的數據，2019年日間功率波動超過10GW的地區包括山東、江蘇、浙江、廣東、四川等地，全國33個省市合計接近200GW。由此估算錯峰需求所對應的儲能潛在裝機容量在240-480GWh。