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2024年储能行业全景图（上）大储篇：大储扬帆出海，市场多点开花
一、新型储能：电力系统的“蓄水池”
储能是电力系统中的“蓄水池”，是推动可再生能源大规模应用的关键技术。储能通常特指电力储能，是将不易储存的电能转化 为机械能、化学能等形式储存起来，以便需要时使用的过程。电能传输速度与光速相同，发、输、用电往往在同一瞬间完成，要 求电力生产和负荷相匹配；但风电、光伏等可再生能源具有波动性和随机性，难以实时匹配负荷，影响电能质量和利用率。储能 系统就像电力系统中的“蓄水池”，可以动态吸收能量并适时释放，从而改变电能发、输、用同步完成的模式，使得实时平衡的 “刚性”电力系统变得更加“柔性”。储能可以起到平抑新能源波动、跟踪计划出力、参与系统调峰调频、提高消纳水平等作用， 推动可再生能源的大规模应用，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。抽水蓄能装机规模庞大，新型储能增长强劲。新型储能通常指除抽水蓄能之外的储能技术，现阶段以电化学储能为主。根据CNESA 数据，截至2023年底，全球电力储能累计装机289.2GW。其中，抽水蓄能累计装机193.8GW，规模占比首次低于70%，占比较2022 年下降12.3个百分点；新型储能累计装机规模达91.3GW，是2022年同期的近两倍。新型储能项目装机中，锂离子电池仍占据绝对 主导地位。新型储能是未来储能市场发展的主力。抽水蓄能是现存储能装机的主要路线，其选址依赖特定地理资源，且建设周期长（通常在 6-7年），增速相对有限；新型储能建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性好，是建设新型电力系统、 推动能源绿色低碳转型的关键，也是未来储能市场发展的主力。分场景来看，大储仍为全球储能新增装机的主要类型。根据我们汇总CNESA、EASE、Wood Mackenzie、Sunwiz数据，2023年，全球 大储装机32.7GW，占新型储能装机比重71%；我们预计2024/2025年新增装机57.8/77.8GW，增速分别为77%/35%；户储为第二大装 机类型，预计2024年市场需求较2023年微增，不同区域表现分化；工商业储能装机体量相对较小，但在中国市场增长迅速。各国储能装机结构各有不同。从2023年装机情况来看，中国装机以大储为主，大储装机超过九成，同时工商储也扮演着越来越重 要的角色；由于我国居民电价较低，户储装机规模相对较小，可忽略不计。欧洲装机以户储居多，户储占2023年装机规模的2/3；随着部分国家对电网级大储的重视及政策扶持，后续大储占比有望提升。美国储能装机以大储为主，由于多个州仍采取净计量政 策，户储需求空间尚未完全打开，潜在渗透空间广阔。二、国内大储：政策引领装机，商业化有待完善
市场规模：招投标持续景气，预计全年大储装机32GW/70GWh中国大储市场：预计2024/2025年新增装机分别为32.0/41.8GW，功率同 比增长62%/31%。国内大储装机持续增长，根据国家能源局，2024年上 半年我国新型储能新增装机13.05GW/32.19GWh。根据储能与电力市场， 1-8月，国内储能项目完成招标规模共计34.6GW。我们使用集中式风/光 配套的储能比例估算国内大储市场规模。考虑新型电力系统建设需求， 加之新能源入市趋势下储能商业价值有望逐步得到体现，储能装机与集 中式风/光装机功率之比仍将呈增加趋势。假设2024/2025年使用功率表 示的配储比例分别为16.0%/19.0%，平均配置时长2.2h，预计2024/2025年 国内大储新增装机功率32/42GW，容量70/92GWh。项目分类：“新能源配储”和“独立储能”共同发展，长期将殊途同归大储分类口径说明。国外大储项目通常称为Utility-Scale（公用事业级）/Grid-Scale（电网级规模）项目，分类内通常不再进行细 分。国内前期将大储项目分类为“电源侧”和“电网侧”，现阶段由于新能源配储占电源侧装机的绝大部分，独立储能占电网 侧储能装机的绝大部分，较多统计口径将“新能源配储”和“独立储能”作为大储的两个主要类别。“新能源配储”和“独立储能”两者长期或将殊途同归。中电联统计，2024年上半年我国独立储能新增装机6.9GW，占储能新增 装机的66%。“新能源配储”和“独立储能”的划分依据是并网主体，前者依托于新能源场站存在，后者独立并网。理论上，前 者装机由新能源强配政策驱动，后者则将逐渐形成完整的商业模式，由市场驱动装机。但现阶段，国内独立储能收益来源以容量 租赁为主，驱动因素同样为新能源强配，两者驱动因素和使用功能并无本质区别。长期来看，符合条件的新能源配储项目允许转 换为独立储能，两者界限或将逐渐模糊，调用更灵活、商业模式更丰富的独立储能将成为国内大储的主流装机形式。驱动因素：新能源“强配”储能规定推动，形成大储装机规模刚需新能源“强配”储能规定推动，形成大储装机规模刚需。2021年，发改委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购 买调峰能力增加并网规模的通知》，超过保障性并网部分的规模初期按照功率15%的挂钩比例（4h以上）配建调峰能力，按照20% 以上比例配建的优先并网，“强配”政策首次上升到全国范围。自此，各地推出新能源配储比例要求，配储功率通常在新能源装 机规模的10-25%，持续放电时长2-4小时。“配额制”是新能源消纳责任分摊原则的体现，具有一定合理性。在我国，可再生能源消纳的主要责任由电网企业承担；随着新 能源装机和发电比例增加，电网消纳压力随之增长。“配额制”体现了令发电企业适当承担一部分并网消纳责任的导向，具有一 定合理性。
三、海外大储：发达市场、新兴市场多点开花
大储出海机遇优良，美欧、中东需求可期。与国内市场相 比，海外大储竞争格局和盈利水平相对更优，国内头部企 业寻求出海。国内企业大储出海市场主要包括两类：美欧 高价值市场、中东新兴市场。美、欧电力市场化程度高，大储项目可获得合理的经济回 报，市场高壁垒、高毛利；国内企业凭借产业链优势，可 以在相同或更低的售价下实现比欧美大储企业更高的毛利 率，分享美欧大储市场高速增长的红利。新兴市场增速强劲，政府自上而下推动集中式光储项目部 署，单体项目规模庞大；国内企业凭借优良的交付能力和 性价比竞逐新兴市场。大储出海机遇优良，美欧、中东市 场将成为全年大储需求的主要增长点。美国市场：预计2024/2025年新增装机分别为 11.5/14.3GW，同比增长45%/25%。美国大储装机持续增 长，根据EIA数据，2024年1-8月美国大储新增装机 5.96GW，同比增长57.4%。我们结合EIA规划项目进展等因 素，预计2024/2025年装机增速分别为45%/25%，则 2024/2025年美国大储新增装机分别为11.5/14.3GW。欧洲市场：预计2024/2025年新增装机分别为6.3/9.2GW，同比增长126%/46%。英国和意大利是欧洲发展大储的主要市场。英国作为岛屿国家，电力供应能力和电网稳定性有限，大储是当地发展绿电推动脱碳、同时保障电力供应能力的重要基础。英国 大储的市场回报机制已较为完善，大储可参与容量市场、电量市场、平衡备用和调频辅助服务市场，获得较为理想的回报。意大利于2023年11月推出基于长期合同的储能支持新机制MACSE（电力存储容量采购机制），意图推动大储装机，缓解电力供需 地域不匹配造成的电网拥堵问题。MACSE机制下，系统运营商将通过招标与大量储能项目方签署长期合同（12-14年），给予项目 方与通胀挂钩的固定回报，这将大幅降低储能投资风险，有望吸引基础设施和养老基金投向储能项目，推动意大利大储增长。我们采用EASE（欧洲储能协会）对未来的预测数据，该机构预测2024/2025年欧洲大储新增装机分别为6.3/9.2GW，同比增长 126%/46%。四、技术路线：锂电为主，新路线百舸争流
与用户侧储能相比，大储具有更丰富的技术路线。用户侧储能（户储、工商业储能）单体规模较小，注重灵活性、安全性和运维 简便性，因此以电化学储能为主，发达市场主要采用锂电池，新兴市场部分采用铅酸电池。大储电站容量和功率规模庞大，不同 应用场景对响应速度、充放寿命、储能时长、选址灵活性等具有不同需求，因此技术路线也百花齐放，选择较为多样。根据储能原理划分，常见的储能技术可分为物理储能和化学储能两大类。物理储能包括机械储能、热储能和电磁储能，其原理为 将电能转化为机械能、热能形式储存，或将电能以电磁能形式直接储存。化学储能包括电化学储能和氢储能，是将电能转化为化 学能，用电时通过电化学反应释放电能的技术。机械储能：抽水蓄能和压缩空气技术成熟，飞轮储能存在产业化空间机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能三种方案。抽水蓄能和压缩空气储能技术较为成熟，是两种大容量、低成本的长时储能方 案。抽水蓄能通过构建具有高低差的水库，利用水的重力势能储能，技术成熟， 装机规模占2023年底全球储能累计装机的67%（注）；但选址依赖特定地理资源， 且建设周期长（6-7年），推广范围有限。压缩空气储能使用洞穴或储气罐储存 高压空气，利用压力势能储能，建设位置限制相对较小，有一定应用前景。飞轮储能是一种新型储能技术，适用于调频场景。飞轮储能通过高速旋转的飞 轮储存动能，功率密度高、响应快，主要用于电力调频。目前飞轮储能技术路 线基本成型，国内已有部分项目落地使用。电磁储能：包括超导储能和超级电容器，效率高、响应快是主要亮点电磁储能以电磁能形式储存能量，主要包括超导储能和超级电容器储能方案。电磁储能能 量损耗极小，具有几类方案中最高的循环效率；且响应速度高，可实现毫秒级响应。电磁 储能发展阶段较早，以实验室研究为主，尚未大规模应用。超导储能利用超导线圈直接储存电磁能，其循环效率高、寿命长，且可实现毫秒级响应， 可用于一次调频、不间断电源系统、灵活交流输电系统等。超导储能是储能研究的前沿方 向，发展阶段较早，尚未大规模应用。超级电容器的能量储存机制来源于双电层和赝电容两类电容行为，前者属于物理储能，后 者则涉及一定的电化学反应。超级电容器的循环寿命和充放速度远高于常规电化学储能， 且具有功率密度大、工作温度范围广和环境友好等优点。超级电容器已广泛应用于电子通 信系统、交通工具、航空航天等领域，在可再生能源和电力领域的应用仍在探索中。五、产业链：海外大储系统竞争格局较优
大储（锂电）产业链包括上游设备+中游集成+下游电站环节锂电池储能是大储未来一段时期的主流增量装机类型，其产业链主要包括上游储能设备、中游系统集成、下游电站等环节。储能电池和PCS是大储产业链价值量最大的两个环节，两者在储能系统中分别承担电能存储和电力变换的职能。2023年初至今，全 球储能电池及系统价格下降较快，两者在系统中的价值量占比难以稳定衡量。根据Infolink，2024年6月底，国内280Ah储能电芯均 价0.35元/Wh；GGII统计，2024年6月底，国内源网侧储能PCS招标均价低至0.08元/W；储能与电力市场统计，2024年6月，国内2h 储能系统投标均价0.61元/Wh。据此粗略估计，2h储能系统中，储能电芯、PCS的价值占比分别约为57%/13%。储能安全环节包括温控、消防环节，重要性日益凸显。液冷方案渗透率的提升和Pack级消防的推广或将进一步提升板块价值量。系统集成环节参与者众多，专业集成商、大功率PCS厂商、老牌电力设备厂商均有参与。储能锂电池市场继续增长，2024H1全球出货量114.5GWh。根据Infolink数 据，2024 年上半年度全球储能电芯出货规模 114.5 GWh，同比增长33.6%。其中大储（含工商业）、小储（含通讯）分别为 101.9 GWh 与 12.6 GWh。储能电池均价继续下探。2024年1-9月，我国碳酸锂价格与2022、2023年相 比仍处于低位，且继续下探，碳酸锂价格从2024年初9.7万元/吨的水平下降 至7.6万元/吨，下降22%。电芯均价来看，9月底280Ah、100Ah我国储能电芯 均价分别为0.31和0.35元/Wh，较1月分别下降20%/26%；314Ah储能电芯持 续渗透，价格亦逐步下行，2024年9月底均价为0.33元/Wh。
报告节选：
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2024年储能行业全景图（下）户储工商储篇：新兴市场崛起，小储千帆竞发
一、新型储能：全球市场需求蓬勃增长
电力系统由发电、输电、变电、配电、用电等环节构成，储能可 用于电力系统的各个环节。电源、电网侧：安装于电源侧、电网侧的储能系统装机规模较大， 通常称为大储；亦称表前储能（安装于用户侧电表外的储能系 统）。大储可以实现调峰、调频、备用容量、平滑出力、缓解电 网阻塞等功能，从而提升电力系统灵活性，并显著提高新能源发 电电能质量和消纳水平。用户侧：主要包括居民、工商业等用电方，配置储能（可结合分 布式光伏配置）可节约用电成本、保障用电稳定。全球市场：全球新型储能需求蓬勃增长，中、欧、美为主要市场全球储能需求蓬勃增长，中、欧、美为主要市场。根据中关村储能产业联盟（CNESA）统计，2023年全球新型储能新增装机 46GW，同比增长130%。中国、欧洲和美国为三大主要市场，2023年新增装机分别为21.5/10.3/8.7GW，同比增速分别为 193%/97%/90%；2023年前三大市场装机占据了全球的88%。我们测算，2024/2025年全球新型储能新增装机将分别达到 73.1/97.2GW，同比增速分别为59%和33% 。各市场板块的详细分析及假设说明见后几章正文。预计我国2024/2025年新型储能新增装机34.8/45.6GW，增速分别为62%/31%，大储加速布局，工商储增长强劲；欧洲2024/2025年新型储能新增装机11.5/14.1GW，增速13%/23%，部分地区补贴退出导致户储需求减少，但大储需求高增， 整体装机呈现正增长。美国2024/2025年新型储能新增装机13.1/16.3GW，增速50%/24%，装机以大储为主。全球市场：大储是全球装机主要类型，新兴市场户储需求启动分场景来看，大储仍为全球储能新增装机的主要类型。2023年，全球大储装机32.7GW，占新型储能装机比重71%；我们预计 2024/2025年新增装机57.8/77.8GW，增速分别为77%/35%；户储为第二大装机类型，预计2024年市场需求较2023年微增，不同区 域表现分化；工商业储能装机体量相对较小，但在中国市场增长迅速。各国储能装机结构各有不同。从2023年装机情况来看，中国装机以大储为主，大储装机超过九成，同时工商储也扮演着越来越重 要的角色；由于我国居民电价较低，户储装机规模相对较小，可忽略不计。欧洲装机以户储居多，户储占2023年装机规模的2/3；随着部分国家对电网级大储的重视及政策扶持，后续大储占比有望提升。美国储能装机以大储为主，由于多个州仍采取净计量政 策，户储需求空间尚未完全打开，潜在渗透空间广阔。此外，2024年初以来，受益于光储产业链降价，亚非拉新兴市场分布式光 储需求迎来增长。户储在供电和输配电能力相对较弱的东南亚、南亚等市场快速渗透。二、户储：新兴市场崛起，传统市场有待回暖
户储需求方兴未艾，预计2024/2025年全球新增装机10.9GW/13.4GW户储是用于家庭用户的储能系统，用户有需求，政策强支持。对用户而言，户储系统可助力节约用电成本、保障用电稳定性，高 电价、停电等因素激励用户自发购置户储；对电力系统而言，户储可以减小户用光伏对电力系统的冲击，提高电力系统的柔性， 并提高用户在负荷高峰或自然灾害期间的抗风险能力，各国通过补贴政策予以支持。需求端：海外户储需求分化，新兴市场接棒增长。我们汇总和测算，2023年全球户储装机功率约为10.4GW，同比翻倍增长，欧洲 为户储装机的主力市场。2024年，在补贴退坡、主要市场渗透率较高等综合因素下，欧洲户储装机有所下降；同时，美国市场、 亚非拉新兴市场装机有望迎来增长。我们预计2024年全球户储装机规模基本稳定，小幅上升至10.9GW，2025年增长至13.4GW。欧洲市场：EASE预计2024/2025年新增装机分别为4.6/4.2GW，装机需求下滑。2023年，欧洲户储装机增长强劲，EASE（欧洲储能 协会）估计2023年新增装机为6.9GW，同比增长130%。欧洲户储装机主要市场包括德国、意大利、奥地利、捷克等国家，上述国 家户用光伏配储渗透率较高，市场需求受到高电价和补贴因素驱动。EASE认为，在2023年装机大幅增长后，欧洲户储装机将有所 下降，原因有两方面：一是主要市场装机下降。德国作为欧洲户储主要市场，户用光伏和储能渗透率较高，后续户储装机或将有 所下降。二是多个市场补贴退坡。2023年，意大利户储在补贴退坡前夕迎来抢装，带动欧洲户储装机总量增长；2024年，随着意 大利、西班牙、比利时补贴退坡，户储装机需求可能受到抑制。荷兰、德国是我国逆变器出口欧洲主要市场，德国是户储主要市场。荷兰和德国是我国逆变器出口欧洲的两大主要市场，1-9月出 口金额分别占欧洲市场的47%和15%。其中，荷兰逆变器需求以光伏居多，德国则兼具光储需求，是欧洲户储的主要市场。欧洲光储市场需求仍有待回暖。2024年1-9月，我国出口欧洲逆变器金额184亿元，同比下降47%。2024年，欧洲电价自2023年初的 高点回落，加之高利率、主要市场光储渗透率较高、部分市场补贴退坡等因素影响，使得欧洲户用光伏和储能市场整体表现较 弱。根据美国微逆企业Enphase对欧洲市场的展望，第四季度欧洲户用光储需求或仍承压，但欧洲市场仍存在一些值得期待的趋 势：荷兰市场方面，由于NEM将于2027年初到期，光伏配储率呈现提升迹象，虽然短期或将压抑户用光伏需求，但有望对户储需 求形成拉动；德国等市场推出阳台光伏激励政策，后续有望推动阳台光伏及相应的配储需求增加。欧洲市场|德国：9月逆变器出口环比回落，均价仍处于较高水平9月我国出口德国的逆变器金额环比回落。9月，我国出口德国的逆变器金额3.3亿元，同/环比分 别-47%/-46%。9月，我国出口德国逆变器13.1万台（环 比-16%），单台均价2483元（环比-35%），数量和均 价均有所下降。8月出口金额环比大增主要由价格上涨带动（8月我国出 口德国逆变器15.7万台，环比-21%，单台均价3847元， 环比+113%）；9月均价虽有所回落，但仍高于先前月 份，我国出口德国的逆变器产品结构可能已发生变化， 例如户储产品占比增加。欧洲市场|德国：8-9月光储装机处于低点，出货需求存在一定波动8-9月德国光储月度装机数据处于较低点。根据德国联邦网络局数据，8月/9月德国新增光伏装机分别为906/960MW，较7月的 1519MW环比下降，也低于先前各月；8月新增储能装机396MWh（其中户储337MWh），9月新增储能装机321MWh（其中户储 306MWh），均低于7月的513MWh（户储449MWh），也低于先前各月。由于联邦网络局月度数据为滚动更新，其公布的8-9月光 储装机可能较实际值略低，同时暑假等季节因素可能也对装机有一定影响。出口波动原因可能包括乌克兰需求拉动、渠道囤货等。我们认为，8月出口增长的原因可能包括库存消耗和产品结构变化。7-8月 乌克兰户用光储需求大增，德国市场部分积压库存可能售往乌克兰，库存得到消耗，分销商/安装商进货意愿提高；同时，出口逆 变器单台均价提升，可能意味着产品结构有所改变。供应链存在“牛鞭效应”，当终端需求出现变化时，由于供应链各环节反应 需要时间，中游渠道端的波动性往往大于下游终端需求的波动性。我们认为，8月德国渠道端可能存在一定囤货情形，9月则出口 回落，“过度反应”放大了需求的波动性。东南亚市场：发展中国家为主，存在能源缺口和输配电压力东南亚区域概况。东南亚地区位于亚洲东南部，包括11个国家：缅甸、泰国、柬埔寨、老挝、越南、菲律宾、马来西亚、新加 坡、文莱、印度尼西亚、东帝汶，上述国家除新加坡外均为发展中国家。东南亚地处热带，光照资源优良，具有发展可再生能 源的潜力。东南亚地区包括中南半岛和马来群岛两大部分。中南半岛：泰国、缅甸、老挝、越南和柬埔寨位于中南半岛。中南半岛位于中国以南，地形“山河相间，纵列分布”，地势北 高南低，北部多山、河流落差大，水电资源丰富；南部为平原和三角洲，地势平坦，经济相对更为发达，是主要的用电地区， 也是发展光伏的优选区域。中南半岛各国电力系统主要面临的问题包括：化石能源储量不足、水电存在间歇性、发用电中心不 匹配、电网基础设施薄弱等，导致居民电价较高，存在开发户用储能系统的需求。马来群岛：由两万多个岛屿组成，分属于印度尼西亚、马来西亚、菲律宾等国。马来群岛地区油气资源储量丰富，供电以火电 居多。马来群岛地区岛屿分布较为分散，电网铺设难度大，电网基础设施薄弱，加之存在台风、火山等自然灾害威胁，居民存 在安装分布式、离网光储系统保障供电的需求。非洲市场：1-9月逆变器出口同比下滑，但环比持续改善南非是非洲最主要的户储市场，2024年前三季度南非需求偏弱。2024年1-9月，我 国出口非洲逆变器金额27.3亿元，同比减少36%。南非是非洲最大的户用光储市 场，2023年我国出口南非的逆变器金额共计35.7亿元，占我国出口非洲逆变器总 额的72%。2024年1-9月，我国逆变器出口南非金额9.7亿元，同比减少71%，占我 国出口非洲的逆变器金额比例减少到35%。与此同时，尼日利亚、摩洛哥、肯尼 亚、马里等市场光储逆变器需求迎来快速增长。南非电网薄弱，且贫富差距大， 购买力强的高收入人群是户储产品的主要客户，因此逆变器需求以户储居多，出 口逆变器单台均价较高。尼日利亚、肯尼亚逆变器单台均价较低，短期需求或以 分布式小组串逆变器居多；单台均价较高的摩洛哥、马里、突尼斯、埃及等市场 可能已经存在一定户储逆变器需求，但单个市场体量较小。三、工商储：商业模式探索中，竞争较为激烈
工商业储能安装于工商业用户侧，产品形态含机柜式和集装箱两类工商业储能是指安装于工商业用户侧的储能系统，为用户节约用电成本、提升用电稳定性。工商业储能安装于用户侧，在电力系 统中可以提供需求侧响应功能，平滑负荷，提高电力系统的稳定性。对于用户而言，在分时电价机制下，工商业储能系统可以通 过“峰谷套利”，即谷时充电、峰时用电，帮助用户节省电费支出；同时，工商业储能系统可以起到不间断供电、应急供电的作 用，提升用电稳定性。经济性和用电稳定性构成用户购置工商业储能系统的主要动力。从产品形态来看，工商业储能产品包括机柜式和集装箱式两种。工商业储能电站规模在数百千瓦时~数兆瓦时不等。各主要参与者 的工商业储能产品包括机柜式（百kWh级）和集装箱式（MWh级）两种。机柜式产品采用模块化设计，便于安装与扩容；集装箱 式产品则与大储直流侧集装箱大致相同，但由于不向电网反送电，仅用于自用电、峰谷套利，系统构成和调度模式存在一定区 别。国内市场：工商业储能装机规模快速增长，装机类型以集装箱式为主国内工商储装机规模快速增长。工商业储能安装于工商业用户侧，与源网侧大储形成互补。国内部分省份高峰谷电价差下，工商 业储能系统收益表现良好，加之储能系统成本持续下降，工商储装机规模快速增长。根据阳光电源《工商业储能解决方案白皮 书》，2023年全国工商业储能新增装机3.5GWh，同比增长192%。EESA（储能领跑者联盟）统计，2024年上半年国内工商业储能装 机量约为2.5GWh；EESA预测，2024年国内工商业储全年装机量约5.5 GWh.从产品形态来看，国内工商业储能投运项目以集装箱式居多。EESA统计，2023年国内用于工商业项目的储能集装箱占比64.58%， 机柜式占比35.42%；工商储机柜中，200+kWh机柜为主流产品，产品使用占比超九成。降成本、保供电是海外工商储市场需求的两大驱动因素。作为电力的主要消费者，工商业储能用户可以采用峰谷套利、光伏自发 自用等方式，节省电费支出；同时，工商储系统为用户提供了用电可靠性保障，避免停电停工造成的损失。在发达市场，用户使 用工商储系统节省电费和碳税，并在自然灾害等情况下提供备电保障；新兴市场中，用户使用工商储系统与光伏相配合，在电网 薄弱、电力短缺或高电价情形下为工厂提供持续的电力。现阶段，海外工商储市场体量相对较小，市场空间有待打开。由于欧、美等海外地区工商业电价较低，工商业储能安装主要出于 高耗能企业降低碳排放、减少碳税、控制电费的要求，现阶段装机体量较小；新兴市场则处于验证阶段，储能价格的下降和参与 者的探索有望逐步打开市场。报告节选：
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