储能行业：发电侧和用户侧经济性显现中上游厂商或将受益

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行情回顾：
新型储能高速发展。2016-2022年，全球电力系统新型储能项目每年新增装机规模由0.7GW增加至20.4GW，年均复合增速达75.4%；全球电力系统中已投运新型储能项目累计装机规模在全球已投运电力储能项目中占比由1.2%增加至19.3%，尽管现阶段新型储能技术在电力系统的装机规模依然不大，但开发增速加快，发展潜力巨大。2022年，从中国已投运的储能项目装机结构来看，仍以抽水储能为主，但抽水储能累计装机占比首次低于80%，为77.1%；新型储能高速发展，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW，同比增长129.8%，累计装机规模占比为21.9%，较2021年增加了9.4Pct。
中国电力储能项目累计装机规模增速快于全球增速。根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，同比增长14.9%；中国已投运电力储能项目累计装机规模为59.8GW，在全球规模中占比25.2%，同比增长37.8%，增速快于全球增速，且较2021年增速上涨15.9Pct。
电源侧装机规模在全球及中国新增新型储能项目中占比最高。据CNESA的统计，2021年全球新增新型储能项目中，电源侧占比最高，为37%。截至2021年，从中国累计投运的新型储能项目的应用分布上看，无论是累计装机规模还是新增装机规模，电源侧继2020年首次位列第一之后，2021年继续保持装机规模第一的位置，所占比重均超过40%。可再生能源并网配储受政策和需求双轮驱动，特定条件下已具备经济性
可再生能源并网配储受政策和需求双轮驱动，特定条件下已具备经济性。国内多地政府规定了对可再生能源并网侧保障性规模内的强制配储要求及支持政策，有望加快储能产业的发展。随着新能源在总发电量的应用比例加大，新能源并网侧配储需求持续提升。通过测算我们得出：（1）目前光伏电站三类资源区（光伏有效利用小时数分别为1600h/1300h/1100h）的上网电价分别为0.32/0.40/0.48元/kWh时，比较具备经济性（IRR>5%）；（2）循环次数达8500次，电站配储收益率在5%以上，具备经济性。（3）配储后成本在4.20元/W以下具备经济性。