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(2)

新能源配储现状：需求空间有限，利用率和调度不足，重要原因在于需求空间有限，转变定位或可迎来转机。推动新能源 配建储能作为联合主体参与市场交易，有望增加新能源配储利用率和调用频次。其次，对于还未进行新能源配储的项目，还可通过集中建设储能电站实现新能源配储需求，新能源项目共享储能容量、分摊储能费用，降低成本的同时增加其利用率和调用频次。
国内因峰谷价差拉大，促进工商业储能配套以节省用电成本，工商业储能具备经济性，全国各地储能补贴政策出台，助力工商业储能经济型的提升。2023年3月，我国多个省区的一般工商业峰谷平均价差超过0.7元/kWh，且广东、山东地区的工商业峰谷价差甚至超过1元/kWh，而0.7元/kWh正是用户侧储能实现经济性的门槛价差。此外，据CNESA分析，用户侧储能项目静态回收周期约为5.58年，明显低于电源侧和电网侧储能项目大多10年以上的投资回收期。
我国第三产业和城乡居民用户的用电量占比不断提升，电力系统峰谷差率拉大，峰谷价差有望维持高位，继而提升储能配置需求。未来随着电力市场化改革的推进，工商业用户逐步进入电力市场，分时电价机制完善、高耗能用电成本上升将刺激工商业用户的电化学储能配置需求。同时，限电政策的出台也将进一步提升工商业储能配置需求。
海外户储需求景气度持续攀升。2021年全球户用储能需求爆发，2022年，能源危机叠加过高电价导致需求进一步激发，其中欧洲为户储最大市场。2015-2021年，欧洲户储复合增速达63%，增长十分快速。2021年德国新增户用储能1.48GWh，同增45%，占全球的34%；累计装机3.92GWh，同比增加60.60%，占全球的32%。2021年德国光储渗透率为3.6%，位居全球第一。未来随着居民电价以及光储系统成本的差额逐渐拉大，户储的经济性将会愈发显著。
电网侧：独立储能调峰调频 共享储能盈利模式，成熟模式仍在探索。独立储能建设渐入佳境，2022年并网投运 启动项目总规模达16.5GW/35GWh。共享储能可提高储能使用率，降低发电企业为强制配储的初始投资成本，规模化建设更利于集中管理。
经测算，我们预计2027年，全球及中国储能逆变器需求分别为1605.72、654.81万台，市场规模将达到1129.91、460.78亿元；全球及中国储能锂电池需求分别为589.54、240.41GWh，市场规模将达到5895.40、2404.13亿元。