商業化程序艱難，但儲能場景依舊光明。
作者 |
範亮
出品 |
投
資人說
（touzirenshuo）
過去，當電網還沒有像現在覆蓋到全國的各個角落時，農牧地區的家家戶戶都會選擇安裝一架小風機，亦或是一塊光伏板，來滿足用電需求。
當風勢漸漸變大，風機吱吱呀呀地轉起來，大概是當地小朋友們最歡樂的時候，這意味著他們又可以坐在電視前，心滿意足地觀看一集喜歡的動畫片。
然而，風的來去並沒有規律可循，當無風時，家裡的電器就會面臨無電可用的窘境。
為了平滑風力發電的不確定性，每家每戶還會為風機配置一塊大電池，當風力較強時，這塊電池可以將多發的電儲存起來，從而實現無風時的用電需求。
當然，安裝光伏的家庭也會遇到類似的問題，因此也會配備對應的電池，在白天儲存電能，進而在夜晚放電。
透過這樣的組合，有無數農牧地區的家庭在夜晚享受到了光明，也有無數的小朋友度過了一個記憶深刻的童年。
隨著電網覆蓋率的大幅提高，目前已經幾乎沒有家庭需要再考慮供電問題，家用風機/光伏+電池的組合本來會逐漸淡出人們的視野。
現在，因為碳中和的到來，這種組合卻正在成為全國電力系統必不可少的組成部分。
為什麼需要儲能？
我國擁有一個龐大且複雜的電力系統，簡單來說，這個系統主要由發電、輸配電、用電三個部分組成。
在
發電側
，各類電站首先將電力出售給國家電網；
在
輸配電側
，國家電網再將電力輸送、配送給終端的各類使用者。
我國電力系統構成
電能有一個非常明顯的特點，即無法被直接儲存，也就是說，發出多少電，就要用掉多少電。
從總量角度來看，發電量與用電量需保持一致；
從瞬時角度來看，發電功率與用電功率需要保持動態平衡。
作為發電側與用電側的中間人，國家電網一直承擔著維護髮電與用電平衡的重任。
在以火力發電為主的時代，國家電網實施的種種調控手段還可以勉強滿足電力的供需平衡。
例如，可以透過電網排程將某個地區多發出的電力輸送至缺電的地區；
例如，可以對用電高峰與低谷時間段設定不同的電價來平抑需求；
再不濟，還可以在發電端，透過控制發電機組的功率來匹配不同時間段的用電需求，以滿足調峰、調頻的要求。
也就是說，盡
管用電需求是不穩定的，但火電站的電力供應卻是穩定且可控的。
國家電網可以在供給側，把對電力供應的調節作為最終的調控手段，以匹配需求端的電力變化，進而維持電力的供需平衡。
然而，在碳中和的浪潮下，不斷提高的綠電佔比，正在使電力的供應也逐漸失去控制。
2021年，我國風電、光伏發電量佔全社會用電量的比約為11%左右。根據發改委預測，到2050年，僅光伏發電的佔比就會達到約39%。
舉一個極端的例子，假如全國的電力結構都以光伏發電為主，由於各地氣候條件的變化難以掌控，這導致光伏電站的出力（輸出功率）本身就處於不穩定的狀態。
這種情況下，電網也就無法像控制火電機組那般，控制光伏發電的多寡以匹配當時的用電需求。
另外，當夜幕來臨，光伏電站停止發電時，全國又將會面臨無電可用的困境。
這時候，儲能的出現就是自然且必然的。
透過儲能系統，可以在綠電發電高峰時，將電力“消化”並儲存起來，同時在發電低谷時，釋放電力以滿足當時的用電需求。
也就是說，
儲能系統實質上起到了在供給側對綠電的穩定和調控作用。
就像文章開頭時提到的農戶在安裝風機或光伏時一定會配備電池，當整個國家的電力結構開始向綠電傾斜時，對儲能系統的需求也日漸迫切。
在光伏、風電等專案如火如荼地開展之時，與儲能相關的國家政策也開始密集公佈。
從政策定位來看，目前我國的新型儲能專案（如電池、氫儲能等）尚在商業化初期，2025年將會實現儲能從商業化初期向規模化發展轉變，直到2030年實現儲能全面市場化發展。
不難看出，儲能從商業化初期到全面市場化將會是一個長期的過程，並非一蹴而就。
儲能目標規劃
與儲能相關的政策彙總 ，資料來源：發改委
電池儲能為何成了行業“明星”？
按技術路徑分類，儲能系統主要分為化學儲能和物理儲能兩大類。
其中，
化學儲能
透過將電能轉化為化學能，“消耗”電能並將其儲存，主流的技術路徑包括電池儲能和氫儲能，目前資本市場上大熱的鋰電池、鈉電池、釩電池就是化學儲能的代表作。
物理儲能
主要包括飛輪儲能、電容儲能，以及大家耳熟能詳的“老一輩儲能”抽水蓄能。
飛輪儲能的工作原理是在電力富裕條件下，由電能驅動飛輪到高速旋轉，將電能轉變為機械能儲存，但儲能時間短。
抽水蓄能則是用電能將水抽至高處，將電能轉變為重力勢能儲存。
按儲能系統的作用分類，又主要分為功率型儲能與容量儲能。
功率型儲能
主要透過瞬時的充電與放電維持時點上電力系統的功率平衡，而容量儲能則主要用於平滑峰谷的電力需求。
儲能分類，資料來源：招商銀行
從知名度來看，電池儲能無疑是市場上的“香餑餑”，而從市場佔比來看，目前背後的贏家卻是抽水蓄能。
根據招商銀行統計，
截至2020年，我國已投運的儲能專案累計裝機規模35。6GW，其中抽水蓄能佔絕對主導地位，達到31。79GW。
新型儲能中的電化學儲能規模位列第二，為3。3GW，在電化學儲能技術中，又以鋰離子電池的規模最大，累計規模為2。9GW。
不難發現，最“高大上”的電磁儲能與氫儲能反而在實際應用中默默無聞。
這是因為，綠電行業時刻被一隻無形的大手操控，那就是控制成本。
只有綠電行業整體的成本和價格行成對火電的絕對優勢，才可以被用電市場有效接納，從而更迅速地實現碳中和。
因此，
成本是綠電行業最優先考慮的因素，技術進步亦是為降本服務，儲能作為綠電重要的組成部分，自然也不例外。
對儲能系統成本的衡量，市場上常常使用全生命週期度電成本（LOCE）這個指標。
簡單來說，就是把儲能系統在其生命週期內發生的所有支出折現（包括購置支出、運維支出等），再除以其生命週期內累計放電量而得來。
根據英大證券測算，抽水蓄能的度電成本約為0。23- 0。34元/kWh，電池儲能約為0。67元/kWh（未來鈉電池/釩電池最低有望下探至0。27/0。44元）。
而在目前的應用場景下，氫儲能的度電成本則達到1元以上，電磁儲能還未完全達到商業化應用條件。
很明顯，抽水蓄能擁有最領先的成本優勢，因此也獲得了最大的市場份額。
那麼，為何電池儲能卻成為了資本市場的“香餑餑”？
一個重要的原因是，受地理環境的限制，抽水蓄能的增長空間有天花板，長期看無法滿足儲能龐大的需求。
另一個重要的原因是，抽水蓄能主要應用於容量儲能，在功率儲能方面尚有欠缺，而電池儲能在容量儲能與功率儲能均有不錯的表現。
另外，從初始投資成本（購置支出）的角度來看，建設一個抽水蓄能電站的初始投資成本動輒數億甚至數十億，而電池儲能卻可根據需求靈活安排規模大小，也可以吸引更多的社會資本參與。
因此，
應用場景更加靈活、度電成本僅次於抽水蓄能的電池儲能，就成為了未來儲能的主力。
當然，短期內抽水蓄能仍將在儲能市場佔據重要地位。
“剛需”下的商業困境
儲能長期的空間是確定的，但短期的起步卻是艱難的。
作為綠電的剛需配套，儲能目前主要還是一個成本專案，而非盈利專案。
在我國的電力系統中，儘管儲能可靈活參與從發電側到使用者側的各個環節，但資本進場的意願並不強。
儲能參與電力系統的方式
對發電側而言，我國強制性要求風電和光伏專案按裝機量配置一定比例的儲能系統，這是儲能市場目前主要的需求來源。
隨著配置比例越來越高，電站的成本壓力也日漸沉重。成本壓力傳導至下游，也會打擊消費者對使用綠電的積極性。
根據天風證券測算，假設一個日均有效發電時間為3。8h的光伏電站，按常規10%的裝機比例配置2小時的儲能專案（相當於電站總髮電量的5%），那麼將儲能成本分攤至光伏電站發出的每度電中，將會使光伏每度電成本增加0。03元（約10%成本增幅）。
而2022年，山東棗莊的電站專案配儲比例甚至已達到30%，最高配儲時長達到4小時。
對電網和使用者側而言，社會資本可自願購買電池儲能系統，在電力市場透過參與調峰、調頻獲得補償收益，也可以透過峰谷電差套利。
但是，目前盈利模式還沒有完全走通。
獨立儲能獲利方式
成本方面
，根據前文的資料，獨立儲能的生命週期度電成本約為0。67元/kWh。
如果該專案要實現盈利，那麼獨立儲能專案參與調峰的補償、以及峰谷電價差就要超過度電成本。
收入方面
，根據天風證券測算，目前僅廣東和天津等地的調峰補償大於0。67元，也就是說，在大部分省份，獨立儲能參與調峰的收益不足以彌補成本。
而在峰谷電差套利方面，也僅有北京等少數地區可實現專案盈利。
而要在電網和使用者側引導社會資本自願參與儲能市場，減輕發電側的配儲壓力， 就必須要讓社會資本“有利可圖”。
也就是說，儲能專案要實現商業化，才可以在電網側和使用者側得到更廣泛的應用。
各省調峰補償價
政策在持續加碼
對於目前獨立儲能參與電力市場的困境，
各地也已經開始積極進行政策支援，如提高調峰補償價格、提高峰谷電價差等。
例如，2022年5月4日發改委在《關於進一步推動新型儲能參與電力市場和排程運用的通知》特別指出，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
過去獨立儲能透過峰谷價差參與電力市場時，其從電網購電的價格，主要由上網電價+輸配電價格+政府性基金及附加等構成。
根據中泰證券統計，輸配電價和政府性基金及附加合計佔購電價格的比例超過30%，以江蘇省為例，上網電價、輸配電價、政府性基金及附加分別為0。4594、0。2110、0。0294元/kWh，輸配電價及政府性基金佔用電價格比例為34。35%。
若儲能購電時不承擔輸配電價和政府性基金及附加，這一規定將大幅降低儲能充電成本，提高峰谷電價差收益。
獨立儲能購電價構成，資料來源：36氪整理
普通使用者購電價構成
另外，根據各地公佈的調峰補償費用來看，整體也處於上升趨勢。
如南方區域的廣東、廣西等地在2022年的調峰補償已明顯高於2020年。
以上的兩種措施均會明顯提高社會資本參與獨立儲能的收益，進而促進楚儲能市場的發展。
南方區域深度調峰補償標準變化，資料來源：36氪
儲能空間有多大
不過，對於儲能商業化的程序，
二級市場並不是很擔心。
投資者們早已開始為儲能未來的光明前景下注，無論是去年大熱的鈉電池，還是今年異軍突起的釩電池與重力蓄能，相關的概念股已經受到資本市場的熱捧。
那麼，儲能的空間到底有多大？
根據天風證券測算，未來幾年儲能市場規模仍主要由發電側強制配儲貢獻。
預計21-25年國內發電側儲能裝機量有望達到4。7 /14。3 /25。2/42。4/68。4GWh，4年複合增長率達到95%。
國內發電側儲能裝機量測算，資料來源：天風證券
在電網側，預計2021-2025年電網側獨立儲能需求將達1。2/3。5/6。3/9。8/13。8GWh，複合增長率約為85%。
國內電網側獨立儲能裝機量預測
也就是說，2025年國內僅髮網側及電網側的儲能裝機需求就會達到80GWh。
不過，與新能源汽車動力電池的裝機量相比，儲能仍是小巫見大巫。
根據中汽協預測，2025年國內動力電池出貨量將會達到500GWh。
但是，根據政策規劃，2025年僅是儲能實現規模化發展的起點，根據海通證券預測，隨著全球風光等清潔能源在能源系統佔比的持續提高，儲能未來的市場規模大機率會超過動力電池，達到1000-2000GWh。
在儲能市場具有確定性的、長期的增長下，正如前文分析，電池儲能作為目前靈活性最強、成本適中的儲能方式，將會在政策支援下，逐漸接棒“抽水蓄能”，成為儲能市場的主力。
那麼，哪些行業將會因此受益呢？
從電池儲能系統的具體構成來看，主要包括電池、電池管理系統（BMS）、變流器（PCS）、能量管理系統（EMS）、屏櫃電纜以及土建安裝等幾大部分。
其中，電池在初始投資成本中的佔比約為60%，其次變流器佔比約為20%，BMS和EMS合計佔比約15%。
儲能系統投資成本佔比最高的環節，自然也是價值量最高的環節，因此電池、變流器、BMS及EMS相關的企業將會最先受益。
儲能系統結構及成本構成
其中，儲能系統中的電池部分，實質上與新能源汽車中使用的電池類似。
如動力電池與儲能電池目前均採用磷酸鐵鋰為主要的正極材料，技術已經比較成熟。
因此，
儲能電池產業鏈中的主要參與方，目前也仍以寧德時代等一眾動力電池生產商為主。
但是，在磷酸鐵鋰價格飛漲的背景下，逼迫其他儲能電池廠商不得不開始尋求替代方案。
比如寧德時代去年牽頭髮布的第一代鈉離子電池，以及近期資本市場大火的釩電池，就是在磷酸鐵鋰價格暴漲下的折中選擇。
從產業鏈成熟度來看，鋰電池已經在動力電池領域得到了市場的認可，並且形成了完整的產業鏈，而鈉電池及釩電池在產業鏈成熟度、能量密度方面相對於鋰電池仍有不足。
不過，鈉電池及釩電池在產業鏈成熟後具有明確的降本預期，英大證券測算未來鈉電池/釩電池度電成本（LOCE））最低有望下探至0。27/0。44元，這將對鋰電池形成明顯的成本優勢。
因此，相關領域的新進入者，也會受益於儲能建設的浪潮。
電化學儲能技術路線對比
從投資的角度來看，目前大部分與儲能相關的上市公司，其儲能業務在營業收入中的佔比仍較低，因此短期來看很難形成估值支撐。
而像鵬輝能源、派能科技、德業股份等這類儲能業務佔比較高的企業，短期內將會享有更高的估值彈性。
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