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儲能裝機量需求彈性巨大，國內(nèi)儲能的未來將是多技術(shù)路線并存的市場化競爭。儲能的下游是電網(wǎng)、電站運營、戶用等，與車用鋰電（認證周期長、一致性要求高）進入壁壘高、集中度高不同，很難出現(xiàn)寡頭的格局，更多是以經(jīng)濟性和成本優(yōu)勢為核心的競爭格局，從產(chǎn)業(yè)史上來看和光伏產(chǎn)業(yè)更為相似。研究儲能的技術(shù)路線的選擇和投資機會，必須以“長時儲能需求和經(jīng)濟性”作為研究的出發(fā)點，儲能時長才真正意義上代表了儲能的市場空間。

海外借鑒：德國戶用光伏與儲能的發(fā)展依賴經(jīng)濟性。德國光伏發(fā)電景氣度與政策導(dǎo)向高度同頻，對補貼依賴度較高，新增裝機以經(jīng)濟性驅(qū)動的戶用為主；相應(yīng)地，隨儲能系統(tǒng)成本的下降，用電側(cè)儲能裝機占比持續(xù)提升，單戶規(guī)模約8.5kWh，與非光伏發(fā)電時段的單戶用電量基本匹配。經(jīng)測算（俄烏沖突之前），德國500EURO/kWh 系統(tǒng)成本下的戶用儲能系統(tǒng)靜態(tài)投資回收期4.28 年，具備良好經(jīng)濟效益。

國內(nèi)展望：發(fā)電側(cè)的政策性配儲規(guī)模的核心是合理的IRR。目前，各地依據(jù)本地情況出臺配儲比例政策，常見要求配儲10%、2h（0.2wh）。長期來看，配儲規(guī)模的增長彈性取決于光伏和儲能裝置成本的持續(xù)下價，理論上是維持光儲一體化資產(chǎn)的合理IRR。我們按照2030 年光伏和儲能的成本測算，配儲0.6wh 的IRR 可以達到6%。

國內(nèi)展望：用戶側(cè)的經(jīng)濟性體現(xiàn)在峰谷電價差和充放電次數(shù)。國內(nèi)用戶側(cè)的峰谷電價差套利，我們認為主要體現(xiàn)在小工業(yè)和商業(yè)。按照地區(qū)分布，主要是長三角和珠三角。儲能裝置的經(jīng)濟性體現(xiàn)在兩峰兩谷（平），每天可以有效充放電兩次的區(qū)域，比如廣東、浙江、江蘇等，按照我們的測算，廣東、浙江、江蘇三省儲能系統(tǒng)投資回報期僅3-5 年。

原標(biāo)題：產(chǎn)業(yè)深度：儲能技術(shù)路線選擇(一)：從長時儲能需求說起