對于驅(qū)動(dòng)儲(chǔ)能行業(yè)增長的核心要素排序，好的商業(yè)模式比系統(tǒng)價(jià)格下降更為重要，儲(chǔ)能項(xiàng)目與光伏、風(fēng)電項(xiàng)目具有高度相似性，一是初始投資大、運(yùn)維成本低，二是回報(bào)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(xiàn)金流預(yù)期下，具備投資的經(jīng)濟(jì)性。儲(chǔ)能的成本，是充放電一次的成本；儲(chǔ)能的收益，取決于商業(yè)模式。
以下分別為美國、歐洲及中國儲(chǔ)能市場發(fā)展現(xiàn)狀：
美國：2020H2邁入爆發(fā)期，2021年延續(xù)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(jìn)入爆發(fā)式增長階段，拉動(dòng)2020年增速超過200%，2021年增速有望 保持在200%左右，裝機(jī)容量從2020年的3.5GWh，增長至2021年的10GWh以上，且將呈現(xiàn)電源側(cè)、住宅需求共振的狀態(tài)。
電源側(cè)PPA模式，實(shí)現(xiàn)“可預(yù)見+高收益”。PPA模式是指電力用戶（通常是企業(yè)）與發(fā)電廠直接簽署電力采購合同，通常會(huì)約定期限、電量、電價(jià)（含綠證價(jià)格）等細(xì)則，成為電力 買賣與銀行融資的基礎(chǔ)，PPA模式的核心特征，一是電價(jià)確定（固定/跟隨通脹/上下限），二是有電力消納的保障機(jī)制。
以前期招標(biāo)的加州Eland項(xiàng)目為例，該項(xiàng)目光伏裝機(jī)400MW，配套300MW*4h的儲(chǔ)能，簽訂PPA為40美元/MWh，其中光伏PPA為20美 元/kwh，該項(xiàng)目計(jì)劃在2023年并網(wǎng)，目前美國儲(chǔ)能項(xiàng)目投資額為310美元/kwh，考慮近些年的價(jià)格下降，預(yù)計(jì)該項(xiàng)目IRR比較可觀。
歐洲：住宅儲(chǔ)能需求占據(jù)主導(dǎo)，電源側(cè)有望發(fā)力
歐洲儲(chǔ)能市場近兩年保持穩(wěn)定增長，2019年增速較低與英國市場2018年的搶裝有關(guān)，核心驅(qū)動(dòng)歐洲儲(chǔ)能放量的戶用市場增長持續(xù)性較強(qiáng)，德國是歐洲戶用儲(chǔ)能市場的領(lǐng)導(dǎo)者，近些年保持50%以上的復(fù)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(cè)市場的占比較低，未來有望成為重要的增量貢獻(xiàn)。
高居民電價(jià)與FIT退坡，驅(qū)動(dòng)儲(chǔ)能需求。儲(chǔ)能市場增長的核心驅(qū)動(dòng)邏輯在于“可行的商業(yè)模式+可觀的投資回報(bào)率”，對于戶用儲(chǔ)能而言，多數(shù)情況下所賺取的是“自用電價(jià)”與 “補(bǔ)貼電價(jià)”的價(jià)差。
因而從全球來看：1）戶用儲(chǔ)能發(fā)展較好的地區(qū)往往是家庭電價(jià)較高的地區(qū)，例如德國、日本、意大利、英國等；2） 伴隨光伏補(bǔ)貼政策的退出，“自用電價(jià)”與“補(bǔ)貼電價(jià)”價(jià)差拉大，進(jìn)而會(huì)催生戶用儲(chǔ)能需求的持續(xù)增長。
中國：用戶側(cè)先行，向電網(wǎng)、電源側(cè)過渡
國內(nèi)儲(chǔ)能市場在2017年以前較為平淡，2018年在電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模投資帶動(dòng)下，呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，裝機(jī)功率突破600MW，對應(yīng)容量接近 900MWh；2019年5月，《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》出臺(tái)，不允許儲(chǔ)能設(shè)施成本納入輸配電價(jià)，進(jìn)而導(dǎo)致電網(wǎng)側(cè)投資熱情下降，2019 年國內(nèi)亦出現(xiàn)下滑。2020年，多地出臺(tái)可再生能源項(xiàng)目在電源側(cè)配套儲(chǔ)能的政策文件，推動(dòng)國內(nèi)儲(chǔ)能市場二度向上。
拐點(diǎn)是商業(yè)模式，首要依賴于電力改革。發(fā)改委發(fā)布《加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》：
1）允許儲(chǔ)能同時(shí)參與各類電力市場，因地制宜建立完善“按效果付費(fèi)”的電力輔助 服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制；
2）包括電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量電價(jià)機(jī)制，探索將電網(wǎng)替代性儲(chǔ)能設(shè)施成本收益納入輸配電價(jià)回收，完善峰谷電價(jià)政策；
3）在競爭性配置、項(xiàng)目核準(zhǔn)（備案）、并網(wǎng)時(shí)序、系統(tǒng)調(diào)度運(yùn)行安排、保障利用小時(shí)數(shù)、電力輔助服務(wù)補(bǔ)償考核等方面給予適當(dāng)傾斜。
分時(shí)電價(jià)改革，用戶側(cè)發(fā)力，象征意義更強(qiáng)。
電源側(cè)也是儲(chǔ)能應(yīng)用的重要場景，且具備內(nèi)生的偏消費(fèi)屬性，用戶側(cè)峰谷價(jià)差需求空間，本質(zhì)上取決于各地峰谷負(fù)荷錯(cuò)峰幅度，錯(cuò)峰幅度越大，削峰填谷的空間也越大；根據(jù)國家電網(wǎng)的數(shù)據(jù)，2019年日間功率波動(dòng)超過10GW的地區(qū)包括山東、江蘇、浙江、廣東、四川等地， 全國33個(gè)省市合計(jì)接近200GW。由此估算錯(cuò)峰需求所對應(yīng)的儲(chǔ)能潛在裝機(jī)容量在240-480GWh。
