共享储能为国内大储主流模式
工业、工商业和居民用电负荷特征差异大，用电负荷曲线与发电曲线并不完全适配，对削峰填谷、平抑电网波动、实现电力电量平衡的需求迫在眉睫。
经济性：共享储能为国内大储主流模式，IRR为7.48%
国内大型储能商业模式目前以共享储能为主。共享储能本质上是引入第三方投资商，潜在收益来源包括容量租赁费用、现货市场、辅助服务、容量电价补偿。
在共享储能模式下，业主无需承担建设储能电站成本，只需每年支付租赁费，有利于减轻一次性投入的资本开支，缓解资金压力；第三方共享储能的投资商需承担建设储能电站的费用，收益来源为稳定的租赁费用，若考虑调峰辅助服务的收益，经济性较好，收益可观。
经济性方面，
业主方：按25年维度计算，在仅光伏电站场景IRR为7.84%的项目中，配套共享储能的IRR为6.62%，高于光伏+自建储能模式的6.45%，为目前强制配储情况下的最优解。
第三方储能投资商（仅考虑租赁费用+调峰补偿）：假设以20年维度（期间更新一次储能设备），若全容量参与调峰辅助服务（一年参与270次调峰服务），IRR可达到7.48%，具备良好经济效应。后续随着商业模式进一步优化，经济性有望抬升。
敏感性分析：成本对IRR的影响
光伏配储：以光伏组件1.7元/w，储能EPC成本1.8元/wh计算，国内光伏配储的IRR为6.45%；光伏配储整体经济性受到储能、光伏成本的影响；
1）假设组件成本保持稳定，储能系统成本每降低0.05元/w，对应IRR提升约0.08%-0.1%；
2）假设储能系统成本保持稳定，光伏组件价格每降低0.05元/w，对应IRR提升约0.2%-0.3%。
共享储能第三方投资者：需承担储能建设费用，以储能成本1.8元/wh计算，IRR为7.5%。储能系统成本每下跌0.05元/w，对应IRR提升约2.2%-2.4%。若储能系统成本持续下降，IRR将不断优化。
敏感性分析：原材料价格对成本的影响
储能系统中，电池模组占比接近55%，PCS/BMS/EMS等占比分别为12%/9%/6%，电池是储能系统中占比最大的环节。参考动力电池成本构成，假设碳酸锂约占储能电池成本的20%，属于主要的上游原材料。
核心假设：1、不考虑产业链价格博弈，假设其余环节价值量不变，碳酸锂降价直接反映在终端价格；2、以储能EPC成本1.8元/wh为例，假设50万元/吨的碳酸锂占储能电池成本20%。
敏感性分析：根据我们测算，在其余环节价值量不变的前提下，碳酸锂价格每下降5万元/吨，对应到储能EPC成本降幅为0.02元/wh。以碳酸锂价格20万元/吨为例，对应储能EPC成本为1.67元/wh，相较于之前储能EPC成本（碳酸锂50万元/吨）下降0.13元/wh。
趋势判断：价格企稳后需求有望释放。假设其他条件不变，碳酸锂价格变化直接反映到终端，以碳酸锂价格从50万元/吨下降到25万元/吨为例，对应储能EPC成本下降0.1元/wh，带来国内大型储能系统经济性IRR提升4-5%。此前产业链博弈碳酸锂价格下跌，多数企业持观望态度，目前碳酸锂价格已呈现向上反转态势，我们预计后续待产业链价格企稳后，企业排产环比将有所改善，下游储能装机需求有望起量。
