我国储能行业飞速发展有行业管理政策、价格政策和经济性三重驱动因素，具体为：各地储能规划投资热度高涨，同时强制配储政策支撑储能需求;地补政策和电价政策改善收益端;持续的技术研发投入和规模效应作用下，储能成本快速下降，且大储和工商业储能的盈利模式也日益清晰。

　　(一)储能行业管理政策：投资热度高涨，安全问题不容忽视

　　装机规划目标跃升，新型储能进入发展“快车道”。进入“十四五”以来，国家及地方密集发布储能政策。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，到2025年实现新型储能装机3000万千瓦以上。2022年以来，广东、青海、甘肃等26省市提出“十四五”新型储能装机目标，合计规划装机6585万千瓦，远超3000万千瓦的装机目标，新型储能已进入快速增长的发展阶段。

　　强制配储政策客观上拉动储能装机需求。2021年2月，国家发改委、能源局出台《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确增量风光储一体化要优化配套储能规模，充分发挥储能调峰、调频作用。5月出台的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》也指出保障性并网以外的项目，需通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后并网。自此，多地相继发布电源侧风光强制配储政策，多要求10%/2h的配置比例和时长，并且政策要求逐渐向15-30%和4-5h的高比例、长时储能发展。事实上，多地风光项目招标竞争过程中，实际配储情况高于政策要求。

　　独立主体身份赋予大型储能更广阔的商业模式和盈利空间。2022年5月，国家发改委、能源局出台《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确了新型储能可以独立主体身份参与电力市场交易，有利于储能创新商业模式，扩大盈利空间，有助于新型储能行业良性发展。以独立储能的代表性商业模式共享储能为例，独立储能电站一方面能够为新能源电站提供容量租赁服务，降低其强制配储成本，另一方面可以直接参与电力现货交易或提供辅助服务，获取直接收益。尽管大型储能(主要为电源侧强制配储)仍是风光投资的成本项，但共享独立储能模式的出现新能源开发商强制配储的成本明显降低，同时大大提高电源侧强制配储的实际利用效率，因此共享储能成为当前主流模式和政策推动方向。

　　储能安全重要性凸显，国标储能安全规范即将落地。近年来，全球储能安全事故频发，且多为电池热失控引发的火灾事故，2021年4月，北京大红门储能电站起火爆炸，导致1名值班人员遇难、2名消防员牺牲，直接财产损失1660万元。储能质量和安全管理重要性不断提升，2022年4月国家能源局印发《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》，2023年6月国家标准《电力储能系统 并网储能系统安全通用规范》征求意见，文件规定了电力储能系统接入电网的安全风险识别、安全风险评估和降低风险措施等通用安全技术要求。储能安全规范在行业发展初期更早地介入有助于促进行业有序良性竞争，减少阶段性严监管对行业发展的非市场化影响。

　　(二)储能行业价格政策：地补政策和电价政策改善收益端

　　现阶段储能行业正处于发展初期，未来一片蓝海，价格政策中补贴力度较大，地方对于项目投资、产业发展的竞争热度居高不下;价格政策中的电价政策不断调整以适应行业发展需要。地补政策和电价政策两相作用之下，储能投资收益端不断改善。

　　储能行业补贴政策以地方补贴为主，包括度电补贴和投资补贴两种。各地为吸引储能投资、加快当地储能行业发展，其补贴力度较高，政策出台层级细分至县区级，充分体现储能行业发展高景气。

　　1)近期政策中度电补贴以放电量0.3元/kWh为主，少部分地区补贴力度较高，如浙江温州龙港市、天津滨海高新区储能项目度电补贴分别达到0.8元、0.5元/kWh;

　　2)投资补贴有总投资按比例补贴、容量一次性补贴和容量分期补贴等方式。

　　补贴政策能在短期内为储能电站投资带来一定收益，推动储能行业早期快速发展，但长期来看市场化体制机制才是保障储能发展的关键，而电价政策正是盈利机制的主要影响因素。近年来我国储能发展相关的电价政策在不断完善中。

　　对于大储而言，过去电源侧配套建设储能的方式主要为平抑风光出力波动、提高新能源利用率，因此其投资仅能依靠新能源发电回收，基本可以看作成本项。而在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》、新版《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》等文件发布以后，储能参与市场的主体地位得到认可，催生了共享独立储能模式，其可通过共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价获取收益(详见下节)。

　　对于用户侧储能而言，2021年发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求完善分时电价机制，引导用户削峰填谷、改善电力供需情况，其后各省市分时电价机制趋于完善，工商业用电峰谷差持续拉大，显著地提升了工商业建设储能电站的经济性。截至2023年8月底，除甘肃、宁夏等七省市(自治区)外，其余各省均执行尖峰电价。2023年8月上海市执行两部制1.5倍尖峰电价时，峰谷价差达到1.7585元/kWh，广东珠三角五市单一制峰谷电价差为1.4366元/kWh，多省市最大峰谷电价差超过1元/kWh。

　　(三)储能经济性提升：成本下降+盈利模式趋于明朗

　　当下储能发展主要制约在于经济性不佳，但在技术更迭和机制完善的背景之下，储能成本快速下降，盈利模式日益清晰，其投资经济性在边际改善。

　　在持续技术研发投入和规模效应下，储能成本快速下降。以锂电池储能为例，得益于新能源汽车和储能行业共同发展，锂电池储能成本以年均15%的速度下降，2013年锂电储能建设成本约为4.5-6.0元/Wh，2017年成本降至1.6-2.0元/Wh，近两年受上游锂价上涨影响，锂电储能成本降幅放缓，2023年上半年锂电储能成本约为1.24-1.61元/Wh。

　　成本下降的同时，大储和工商业储能的盈利模式也日益清晰，大储可通过共享租赁、现货市场套利、提供辅助服务和获取容量电价盈利，工商业储能通过峰谷价差套利以及节约用能成本盈利。

　　大储方面，独立储能可以获取四类收益：

　　1)共享租赁收入，即部分容量租赁以满足风光项目配储需求，获得容量租赁收入。对于新能源业主而言，其可以大幅降低一次性资本开支，因此也有极大意愿与独立储能电站合作。

　　2)现货市场套利，主要通过充放电价差获利。2022年6月国家发改委、能源局《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》明确指出独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，政策进一步拉大充放电价差，利于储能提高经济性。国内初步建立的区域现货市场中，山东允许独立储能采取报量不报价的方式参与现货市场，山西允许独立储能按月自选报量报价或报量不报价的方式参与现货市场。

　　3)辅助服务补偿，目前储能可参与的辅助服务产品主要有调峰和调频，分别依据调峰电量和调频里程补偿，具体补偿标准因地各异。

　　4)容量电价，山东启动现货市场试运行后，参照火电标准给予电化学储能容量电价;湖南发布了全国首个储能容量交易试点方案，推动独立储能进入容量租赁市场交易;河南、广西等省区基于政府指导价，通过双边协商开展容量交易。事实上现货市场和辅助服务收益体现的是储能调用的变动成本，而储能的投资成本需要通过容量价值回收，共享租赁收入一定程度上体现了这点。进一步地，储能对于电力系统的价值需要建立更为完备的容量补偿机制或容量市场。