新型储能市场蓬勃发展，中国新型储能累计装机规模突破10GW
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2016-2022年，全球电力系统新型储能项目每年新增装机规模由0.7GW增加至20.4GW，年均复合增速达75.4%；全球电力系统中已投运新型储能项目累计装机规模在全球已投运电力储能项目中占比由1.2%增加至19.3%，现阶段新型储能技术发展潜力巨大。中国储能市场的快速发展在全球市场中也占据了重要地位。2022年，中国已投运电力储能项目累计装机规模为59.8GW，在全球规模中占比25.2%，同比增长37.8%，增速快于全球增速。从中国已投运的储能项目装机结构来看，仍以抽水蓄能为主，但抽水蓄能累计装机占比首次低于80%，为77.1%；新型储能高速发展，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，占电力储能累计装机规模的21.9%。
百兆瓦级新型储能项目迅速崛起，2022年国内新增投运规模翻倍
据CNESA的统计，2022年，国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh，单个项目规模与以往相比大幅提升，百兆瓦级项目成为常态。20余个百兆瓦级项目实现了并网运行，5倍于去年同期数量，而规划在建中的百兆瓦级项目数更是达到400余个，其中包括7个吉瓦级项目。
共享储能模式：降低初始投资成本，提高系统利用率
由于商业模式尚未成熟，储能系统的需求空间有限，当前新能源配储普遍利用率不足，同时强制配储又增加了发电企业的初始投资成本，导致项目现金流紧张。部分项目为控制成本采购质量得不到保障的低价储能系统，加剧了安全隐患。为了降低初始投资，提高系统运行效率，发挥储能对系统的调节作用，2019年青海、江苏、湖南等地开始探索共享储能的建设运行模式。通过规模化建设独立储能电站，以租赁容量的方式满足新能源配储需求，或将成为未来主流的项目配储方式。独立储能项目基于新能源租赁收益，共享储能容量并分摊储能费用，能够有效降低初始投资成本，同时还可以作为主体参与市场，接受电网的统一调用，增加系统利用率。2022年，独立储能已接近新增投运新型储能装机规模的50%，成为各地新能源配储建设的主要模式之一。
电力市场改革，峰谷电价差拉大刺激工商业储能需求
随着电力市场化改革的推进，分时电价机制完善、高耗能用电成本上升和限电政策将进一步刺激工商业用户的电化学储能配置需求。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，且浙江、江苏等地区的工商业峰谷价差已达到0.85/kWh。业界认为0.7元/kWh为用户侧储能实现经济性的门槛价差。另外，在全国范围内，随着储能补贴政策陆续出台，工商业储能已初步具备经济性。此外，据CNESA分析，用户侧储能项目静态回收周期约为6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。
东欧能源危机助推欧洲户用储能市场爆发，德国光伏配储率居全球首位
2022年，东欧地缘冲突引发的能源危机导致电价飙升，海外户用储能需求超预期爆发，欧洲成为最大的户用储能市场。据EV Tank及BloombergNEF数据显示，在欧洲户用储能市场中德国居首位，2022年户用储能新增装机约1.9GWh，同比上升40.3%，占欧洲新增的33.5%；累计装机5.33GWh，同比增加55.4%，占欧洲累计装机的的48.1%。早在2014年，德国小型户用光伏储能投资补贴计划正式确立。该政策为功率30kW以下、与户用光伏配套的储能系统提供30%的安装补贴，并通过德国复兴发展银行（KfW）的“275计划”对购买光伏储能设备的单位或个人提供低息贷款，旨在支持家庭和企业安装储能系统。截止2021年，德国新增光伏配储率由前一年的59%增加至 70%，位居全球第一，并且该配套率还有持续上升趋势。未来随着光伏+户储系统成本的下降，户储的经济性将会愈发显著。
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