储能装机量需求弹性巨大，国内储能的未来将是多技术路线并存的市场化竞争。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，从产业史上来看和光伏产业更为相似。研究储能的技术路线的选择和投资机会，必须以“长时储能需求和经济性”作为研究的出发点，储能时长才真正意义上代表了储能的市场空间。
　　海外借鉴：德国户用光伏与储能的发展依赖经济性。德国光伏发电景气度与政策导向高度同频，对补贴依赖度较高，新增装机以经济性驱动的户用为主；相应地，随储能系统成本的下降，用电侧储能装机占比持续提升，单户规模约8.5kWh，与非光伏发电时段的单户用电量基本匹配。经测算（俄乌冲突之前），德国500?/kWh系统成本下的户用储能系统静态投资回收期4.28年，具备良好经济效益。
　　国内展望：发电侧的政策性配储规模的核心是合理的IRR。目前，各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10%、2h（0.2wh）。长期来看，配储规模的增长弹性取决于光伏和储能装置成本的持续下价，理论上是维持光储一体化资产的合理IRR。我们按照2030年光伏和储能的成本测算，配储0.6wh的IRR可以达到6%。
　　国内展望：用户侧的经济性体现在峰谷电价差和充放电次数。国内用户侧的峰谷电价差套利，我们认为主要体现在小工业和商业。按照地区分布，主要是长三角和珠三角。储能装置的经济性体现在两峰两谷（平），每天可以有效充放电两次的区域，比如广东、浙江、江苏等，按照我们的测算，广东、浙江、江苏三省储能系统投资回报期仅3-5年。