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%。