需求扩大和政策支持双驱动，储能步入快车道
从需求端来看，新能源发电具有不稳定特征，大规模接入给电力系统带来挑战，推动储能的需求更加明确。从政策端来看，国家&地方政策对于储能建设的支持力度不断加大， 风光配储目标下，储能规模有望持续增长。
上下游环境预期改善，储能安装条件向好
光伏&电池端成本下行有望加速储能的建设进程。1）在硅料等环节产能持续释放的背景下，光伏产业链目前进入降价阶段，多晶硅、硅片、电池片和组件价格均有不同程度下降，将促进光伏建设成本优化，进一步推动储能需求释放。2） 碳酸锂价格回归合理区间，带来电芯核心环节的成本下行。储能上下游环境改善，安装条件向好发展。
电力市场化环境优化，助力储能经济性提升
国内电力市场持续优化，为储能提供更好盈利机制。国家层面推动全国电力现货市场建设，为储能项目创造更为灵活的市场环境；地方层面辅助，山东省等作为储能发展先驱，为储能提供多方面盈利来源。
分时电价逐步落实，峰谷价差拉大为储能经济性提升提供可靠支撑。根据CNESA对一般工商10kV电价变化和各地电网代购电最大峰谷电价差平均值统计，0.7 元/kWh 是用户侧储能实现经济性的门槛价差，2022 年统计的31 个省/市/地区的总体平均价差约为0.7 元/kWh，其中有16 个省/市/地区超过平均值，广东省（珠三角五市）最高价差可达1.259 元/kWh。
行业快速发展，储能景气度上行
储能装机规模快速提升， 新型储能为发展主力。根据CNESA，截至2022 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为59.8GW，同比增长38%；其中新型储能累计装机量13.1GW。2022 年新型储能累计装机量大幅提高，2022 在所有储能累计装机量中占比为22%，同比显著提升10pct。
国内储能装机量未来将保持快速增长。根据CNESA 对未来储能市场装机量预测：保守场景下，预计2027 年新型储能累计规模将达到97W，2023-2027 年CAGR 为49%；理想场景下，预计2027 年新型储能累计规模将达到138.4GW，2023-2027 年CAGR 为60%。
投资建议
多因素共同推动国内储能行业进入快速发展时期：1 ）新能源发展需求扩大； 2）政策端持续激励，包括配储要求明确、电力市场更为灵活等； 3）成本端压力释放； 4）商业模式的不断开拓，预计国内储能规模有望保持快速增长。
持续看好国内电网侧大储以及工商业储能机会，具体包括：
1）储能变流器相关；2）储能系统集成；3）高压级联；4）电池等环节机会。
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