长江证券认为：对于驱动储能行业增长的核心要素排序，好的商业模式比系统价格下降更为重要，储能项目与光伏、风电项目具有高度相似性，一是初始投资大、运维成本低，二是回报周期长，且投资属性下对IRR的敏感度高。

对于此类投资，最为重要的是在相对清晰的现金流预期下，具备投资的经济性。储能的成本，是充放电一次的成本；储能的收益，取决于商业模式。

以下分别为美国、欧洲及中国储能市场发展现状：

美国：2020H2迈入爆发期，2021年延续高增

美国市场在2020H1前比较平淡，住宅需求占比较高，2020H2以来进入爆发式增长阶段，拉动2020年增速超过200%，2021年增速有望保持在200%左右，装机容量从2020年的3.5GWh，增长至2021年的10GWh以上，且将呈现电源侧、住宅需求共振的状态。

电源侧PPA模式，实现“可预见+高收益”。PPA模式是指电力用户（通常是企业）与发电厂直接签署电力采购合同，通常会约定期限、电量、电价（含绿证价格）等细则，成为电力买卖与银行融资的基础，PPA模式的核心特征，一是电价确定（固定/跟随通胀/上下限），二是有电力消纳的保障机制。

以前期招标的加州Eland项目为例，该项目光伏装机400MW，配套300MW*4h的储能，签订PPA为40美元/MWh，其中光伏PPA为20美元/kwh，该项目计划在2023年并网，目前美国储能项目投资额为310美元/kwh，考虑近些年的价格下降，预计该项目IRR比较可观。

欧洲：住宅储能需求占据主导，电源侧有望发力

欧洲储能市场近两年保持稳定增长，2019年增速较低与英国市场2018年的抢装有关，核心驱动欧洲储能放量的户用市场增长持续性较强，德国是欧洲户用储能市场的领导者，近些年保持50%以上的复合增长。

此外意大利、英国、奥地利、瑞士等国家的增速也较快。过去几年欧洲电源侧市场的占比较低，未来有望成为重要的增量贡献。

高居民电价与FIT退坡，驱动储能需求。储能市场增长的核心驱动逻辑在于“可行的商业模式+可观的投资回报率”，对于户用储能而言，多数情况下所赚取的是“自用电价”与“补贴电价”的价差。

因而从全球来看：1）户用储能发展较好的地区往往是家庭电价较高的地区，例如德国、日本、意大利、英国等；2）伴随光伏补贴政策的退出，“自用电价”与“补贴电价”价差拉大，进而会催生户用储能需求的持续增长。

中国：用户侧先行，向电网、电源侧过渡

国内储能市场在2017年以前较为平淡，2018年在电网侧大规模投资带动下，呈现爆发式增长，装机功率突破600MW，对应容量接近900MWh；2019年5月，《输配电定价成本监审办法》出台，不允许储能设施成本纳入输配电价，进而导致电网侧投资热情下降，2019年国内亦出现下滑。2020年，多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件，推动国内储能市场二度向上。

拐点是商业模式，首要依赖于电力改革。发改委发布《加快推动新型储能发展的指导意见》：

1）允许储能同时参与各类电力市场，因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制；

2）包括电网侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，完善峰谷电价政策；

3）在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

分时电价改革，用户侧发力，象征意义更强。

电源侧也是储能应用的重要场景，且具备内生的偏消费属性，用户侧峰谷价差需求空间，本质上取决于各地峰谷负荷错峰幅度，错峰幅度越大，削峰填谷的空间也越大；根据国家电网的数据，2019年日间功率波动超过10GW的地区包括山东、江苏、浙江、广东、四川等地，全国33个省市合计接近200GW。由此估算错峰需求所对应的储能潜在装机容量在240-480GWh。