2022年是户用储能兴起元年，表前储能市场放量在即。

储能按照应用领域不同可以分为表前储能、表后储能与便携储能，表前储能可进一步细分为电源侧储能与电网侧储能，属于电力工程投资。表后储能则主要用与工商业与户用场景，其中户用储能系统直接面向终端居民用户，具有一定电器化的特征。2022年当下因为能源危机导致的电价上涨使得户用储能市场在欧洲等地呈现快速增长趋势。到2022Q4随着冬季用电高峰的到来，户用储能市场有望延续高增长态势，收益端的弹性使得户储在当下拥有更快的装机速度。

预计到2025年全球储能市场装机规模将达661.3GWh，新增装机市场规模将达10062.3亿元，中美欧将是全球储能装机主力。

中国：预计中国2021-2025年储能系统新增装机规模复合增速将达174.3%。其中表前大储将是装机国内装机主力。预计到2025年中国表前储能新增装机将达262.3GWh，年化复合增速高达190.2%。

欧洲：预计欧洲2021-2025年储能系统新增装机规模复合增速将达76.3%。其中表后储能将是未来欧洲储能装机主力，预计2021-2025年表后储能装机复合增速将达142.8%。

美国：预计美国2021-2025年储能系统新增装机规模复合增速将达118.3%。预计到2025年美国新增储能装机规模将达201.2GWh，市场空间将达3315亿元。

中国：强配政策下表前储能装机持续增长

强配政策与商业模式建立预期下，国内大储集采与招标量持续提升。当下兴起的国内储能装机需求主要源于政策需求，一方面是各地方政府强制新能源配储，另一方面是国资委对“五大四小”等发电央企到2025年新能源装机占比提出了50%的刚性要求，这是近年来国内大储需求兴起的重要原因。

国内储能招标量迅速增长。根据储能头条的不完全统计，截至2022年10月，国内储能项目累计招标量超12.1GW/26.1GWh，特别是2022年6月以来，国内储能项目招标进程加速明显，未来国内的表前储能装机量将有十分显著的提升。

电网侧储能商业模式加速成型，市场放量可期。当下的表前储能可以类别为标杆上网电价政策实施前的国内光伏行业，作为新能源行业的必需品前景光明，却没有一个能够广泛应用于不同省份或地区储能电站的盈利模式。随着河南、宁夏、山东和南方地区对新型储能商业模式的探索，国内表前储能有望迎来项目经济性的拐点。

中国：部分地区辅助服务已经初步具备了经济性

试点政策中储能电站参与电力市场调峰服务补偿和调频补偿收益可观。调峰是指在用电高峰时通过调用其他机组对来满足用电负荷，收益来源于电网向被调用的机组所支付的补偿收入。根据我们的测算，一座50MWh的独立储能电站参与电网的调峰服务在1元/kWh的调峰服务补偿收入和1.5元/Wh的储能系统成本下，其项目内部收益率可达9.7%。

调频分为一次调频与二次调频。一次调频主要有发电机组自发完成的，二次调频是指机组提供足够的可调整容量及一定的调节速率来使电网保持稳定。根据我们的测算，一座300MWh的储能电站参与电网的调频辅助服务，在9元/MW和1.5元/Wh的储能系统成本下其项目内部收益率可达9.2%。

盈利模式多样，推广指日可待。我们预计随着储能系统成本的下降和有关储能电站参与调峰和调频补偿收入的进一步明细，以及对转动惯量和快速调压等辅助补偿收益的规定，储能电站的收益模式将更加清晰，盈利性也将实现更大的提升。