报告摘要：
一、储能需求逐年增加，锂电路线最具潜力
为什么需要储能：风光装机提升调峰调频需求，快速储能方式提供辅助服务。
储能的现在：应用于用电、发电、电网侧三大场景，主力为抽水蓄能。
储能的未来：抽水蓄能受限，锂电快速崛起。
锂电几乎不受自然环境影响，装机便捷，使用灵活，将在较长时间内保持快速增长状态，甚至成为第一大储能方式，下文将重点对锂电储能进行经济性分析与中期空间测算。
二、用电侧：自发自用经济性显著，分布式储能迎来爆发
家用储能商业模式一：光伏储能配套，实现电力完全自发自用
自发自用余电上网是指分布式光伏发电系统所发电力主要被用户自己使用，且将白天高功率时发的多余电量接入电网， 该模式一般适合家庭屋顶和工商业屋顶。
如不配备储能系统，则夜间的用电需求仍需要从电网采购；在光伏系统的基础上配套储能，即可实现白天和夜间的用电都由自家光伏提供。
目前德国在欧洲家用光伏和储能市场中处于领先地位，截至2019年底德国累计家用光伏装机量达到7.3GW，累计家用储能装机容量达到1.3GWh。其次是意大利、英国和奥地利，2020年这四个国家的新增家用储能装机量总和达到了0.7GWh，占全欧洲的85%以上。
欧洲居民电价不断上涨+光储成本下探，自发自用经济性显著
随着欧洲居民购电价格不断上涨、光伏和储能设备的价格不断下探，光伏储能配套、电力自发自用模式的经济性越来越显著。
目前欧洲各国平均电价达0.20欧元/kWh+，德国更高达0.31欧元/kWh（合人民币2.5元/kWh）。2008年至2019年间，德国居民电价由21.65欧分/kWh上涨至30.22欧分/kWh，通过拆
30% 补贴+ 使用周期大于六年，光+储将成为经济性最高的
居民侧三种用电方案的经济性对比—— 在储能享有30% 总价补贴情况下：
只装光伏的缺点在于，2016年3月后德国法规要求户用光伏回馈给电网的电量不得超过每天发电量的50%（以后可能会再次下降），意味着午间光伏功率最大时所发电量不能全部上传回电网。而家庭午间用电量比较小，若无储能设施存储电力，就会造成弃电，损失一定的经济收益。
在30% 补贴的情况下，大于六年的使用周期时，光+ 储将成为三种方案中经济性最高的。以十年周期来看，三种方案的累计费用分别为17546、11399、7804欧元， 光伏+ 储能的方案能比仅有光伏节省31.5% 的花费，比完全电网购电节省55.5% 的花费。
家用储能商业模式二：根据峰谷价差，利用储能实现削峰填谷。
家用储能市场规模测算：光伏+储能渗透率迎来迅速攀升
目前欧洲“自发自用" 模式的现状：欧洲家庭已经配备了完整的光伏+ 储能系统仅占比5‰。
ELSEVIER的一项研究显示，通过卫星图像观测，欧洲全部可用于安装光伏的屋顶面积为7935平方公里，假设每户屋顶的面积为150平方米，则欧洲可安装户用屋顶光伏的家庭共计5300万户，对应总装机量需求为300GW。
截至2020年欧洲家用光伏累计装机为21.2GW， 家用光伏渗透率为7.2%。
光伏存量远远高于储能存量：家用光伏累计装机21.4GW，对应储能需求42GWh，但目前储能累计装机仅2.75GWh，对应约28万户。
目前储能在家用光伏存量装机中渗透率仅有6.5% 。
未来的增长由两部分构成：
1） 存量增购：假设2021-2025年分别有5%、8%、11%、15%、20%的光伏存量装机家庭增购了储能系统，形成光储结合模式。
2） 增量配套：假设2021-2025年每年新增的户用光伏装机中有15.0%、25.0%、35.0%、45.0%、50.0%配套了储能系统。
家用储能市场规模测算：2025 年全球户用储能新增装机容量达93.4GWh
由于国内民用电价格较低，且住宅多为楼房高层，发展户用光伏+储能的空间较小；2020年，海外户用储能新增装机容量1900MWh，其中欧洲新增810MWh，美国新增700MWh，累计装机容量逾4.2GWh，以未来五年来看，欧洲、美国仍是户用储能增长的领导地区。
2020年受疫情影响储能的年新增装机量的增速较低，但光伏储能自发自用的商业模式已经清晰，对居民用电的经济性显著，中期来看能保持高增长，户用光伏的渗透率和和光伏储能的配套率将同步快速提升， 预计到 2025 年全球户用储能新增装机容量达 93.4GWh ， 2020- - 2025 年 CAGR 达 110% 。
工商业储能市场规模测算：光伏储能配套实现电力自发自用
对于商业和大工业用户，亦可通过光伏+储能配套的模式实现电力自发自用。由于用电高峰与光伏发电高峰时间较为一致，因此工商业分布式光伏自发自用比例较高，储能系统容量与光伏功率多为1:1进行配置。
截至2020年，全球分布式工商光伏装机量达到134.6GW，但配套的储能容量仅为11.0GWh，渗透率8.2%；根据BNEF的统计，2020年4小时储能系统平均成本降至332美元/kWh，而1小时储能系统平均成本为364美元/kWh，储能电池成本降低、系统设计优化、系统充放电时长标准化程度提高将继续推动储能系统价格下降，推动工商业光储配套的渗透率提高。
测算得2025 年与光伏配套的工商业储能新增装机容量达33.2GWh ，2020-2025CAGR 达75%
工商业储能市场规模测算：没有光伏则依托储能降低容量电价
对于商业楼宇、医院、学校等不适用于安装大规模光伏自发电的场景，则 通过安装储能系统达到削峰填谷、降低容量电价的目的。
削峰填谷的商业模式与住宅侧类似，其经济性主要取决于峰谷价差的大小。
降低容量电价：部分地区对于大工业用电、工商业用电采取两部制电价，除了根据用电量缴纳电度电费（电度电价）之外，还需要缴纳基本电费（容量电价）。
其中，电度电价单位为元/kWh，其计价规则和家用电价类似，此部分的费用取决于用户总共的用电量；而容量电价的单位为元/kW·月，此部分的费用则取决于业主最大用电需求功率或最大变压器功率。
配置后，在用电低谷时提前储存电量，即可减小企业在高峰时的最大需量功率，进而减少容量电价的支出。
测算得2025年与单独运营、非光伏配套的工商业储能新增装机容量达21.4GWh ，2020-2025CAGR 达40% 。
工商业储能商业模式二：降低容量电价的经济性测算—投资回收期约六年。
工商业储能市场规模测算：2025 年全球工商业储能新增装机容量达55GWh。
用电侧储能市场规模测算：2025 年全球用电侧储能新增装机容量达148GWh。
三、发电侧：短期政策驱动国内高增，中期成本推动全球增长
政策支持：以度电补贴& 优先批准项目为主
发电侧储能的政策支持以度电补贴和优先批准新能源发电项目为主。
综合来看，目前我国发电侧储能的政策还集中在各地方的政策出台，主要以度电补贴和优先批准新能源发电项目为主。度电补贴以储能电量为基，分别给予0.3-1元/千瓦时的补贴不等。优先支持政策则在对新能源发电项目进行批准时，优先考虑带有储能系统的新能源发电项目。
发电侧储能的政策支持时间多在2020年一季度后。
从时间上来看，政策多下发在2020年一季度后，因发电侧电站及储能系统的招标、建设周期合计需要约6个月-1年时间， 预计政策影响将集中在 2021 年得到释放。
经济性测算：政策补贴可大幅提高发电侧储能经济性
中国补贴政策可大幅提高发电侧储能经济性。假设储能可以100%实现利用，每年工作280天。以总投资额150万元/MWh分别对无政策补贴、度电补贴0.5元、度电补贴1元三种情景的国内发电端储能进行经济性测算。
在无政策补贴时，锂电储能投资回收期为24年，一般锂电寿命为13-20年，故无补贴情况下经济性差；对储能电量进行度电补贴分别为0.5元、1元时，投资回收期将下降至10.7年和6.9年，表现出明显的经济性提升。度电补贴为1元时，发电侧储能表现出较高的经济性。
海外在无政策补贴背景下，发电侧储能经济性差。从测算可见，欧洲、美国、日本的投资回收期均在20年以上，且海外几乎无对应补贴政策，发电侧储能经济性较差。
经济性测算：锂电储能成本及价格下行可显著提高储能系统经济性
随锂电储能价格下行，储能系统经济性将得到大幅提升。2020-2025年间，预计随锂电储能价格下行，给予年均15%的锂电储能投资降幅假设， 则2020至2025年储能系统投资额可自150万元/MWh下降至67万元 /MWh ，在无补贴情境下，中国、欧美、日本、澳大利亚的投资回收期均可下降至 10年左右，具备一定经济性，届时投资额降低所导致的经济性提升有望推动储能系统的装配比例快速增长。
中期中国市场预测：政策激励+锂电价格下行，发电端储能市场有望快速增长
受政策激励叠加锂电价格下行影响，预计中国发电端储能市场将快速增长。预计至2025年，中国发电侧储能市场可从2020年的0.34GWh增长至25.03GWh，CAGR达136%。