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01 什么是储能？为什么需要储能？
其实关于储能是什么很好理解，说白了就是电力系统的“充电宝”。而为什么要发展储能，核心的关键是储能可以让新能源真正实现能源革命。 迄今为止，世界共经历了4次能源危机，人类逐渐厘清了能源与经济发展、社会稳定乃至国力竞争之间的关系。 解决能源危机的办法既需调配，又需消纳，而储能则是解决这一问题的关键。 一方面，通过储能“顶峰”作用可保障能源安全供应，另一方面通过储能的“调峰”作用可提升新能源消纳能力，从而达到削峰填谷，驱动新能源产业发展的终极目标。 为大力发展储能，国家在《“十四五”新型储能发展实施方案》中提出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。 很多城市在推进“新能源+储能”新模式时，也会强制要求清洁能源基地建设须配套20%的储能规模。内蒙古、新疆等一些新能源占比较高的省份，甚至要求配时长4小时以上储能设施。 而有了储能，新能源可以自由并网，风机可以随意转动而不限电，微网系统让社区更安全，智能电网不在流于概念，能源互联将会轻松实现，有了储能，我们更可以像在淘宝网上买衣服一样购买电能。因此储能是新能源代替化石能源的关键一环，是能源利用方式变革的支点。 在用户方面，储能最常见的应用是利用峰谷电价差进行套利。具体来说，通过在低电价时给储能系统充电，在高电价时给储能系统放电，可以实现峰谷电价差套利，降低电力成本。对于大型工业企业来说，也可以利用储能在负荷高峰时放电，从而实现降低产能电费。
02 技术路径百花齐放电化学储能最受关注 在技术路径方面，广泛使用的储能技术分类方法是基于其储能形式。储能可以分为：机械储能、电化学储能、热储能和化学储能。 
其中机械储能中的抽水蓄能由于技术最为成熟，目前是储能市场上应用最广、占比最高的技术，但是抽水蓄能对于地理条件的依赖度高。 尽管多重技术路径颇有百花齐放的态势，但锂离子电池在新型储能应用上仍占据绝对“C位”。 根据中国化学与物理电源行业协会的统计数据，2022年全球新型储能累计装机中，锂离子电池占比为86.8%，备受资本关注的钠离子电池和液流电池仅为1.3%和0.9%。 中国的情况如出一辙。2022年中国新型储能新增装机中，锂离子电池占比为90.7%，液流电池占比为3.5%，压缩空气占比为1.9%，其余路径均分别不超过1%。 从成本角度看，根据光大证券测算，抽水蓄能是当前成本最优的长时储能方式，技术成熟，各项指标不会再发生明显的变动；压缩空气储能若实际储能效率提升到70%，其经济性有望超过抽水蓄能。 锂离子电池储能：随产业化进程加速和原材料价格回落，锂离子储能初始投资成本将逐步下降；钠离子电池储能：当初始投资成本降低到1.3元/Wh时，其经济性有望超过现在的锂电储能；液流电池储能：当初始投资成本降低到2元/Wh时，其经济性有望超过现在的锂离子电池储能。
03 机构集体看好储能未来市场空间 对于储能的未来需求，各大机构可以说是非常看好。甚至有观点认为储能就是2019年的光伏，储能是下一个光伏赛道。 大家的观点无非是储能赛道渗透率够低，渗透率5%，刚从主题投资进入赛道投资阶段，后续空间巨大且不可证伪。 过去一直是炒概念，国家强推来配储，虽然可能赛道里大家跑马圈地阶段抢市场，根本就不赚钱，但是风光的加速发展、储能的成本快速下降一叠加，刚刚突破性价比奇点，进入了实际被产业认可的赛道投资阶段。 而支撑这些观点的则是储能的增长数据确实非常快。 从装机数据看2023Q1淡季不淡，国内储能装机2.4GWh，yoy+2105%；储能中标9.92GWh，其中1、2、3月分别为2.6、3.1、4.2GWh，逐月提升。根据CNESA，中国2023年新型储能装机有望达到18.2GW/yoy+149.3%。 国际市场，根据集邦咨询预测，2023年全球储能装机有望达到34.9GW/77.9GWh，按功率计算同比增长71.1%，其中德国有望新增装机1.58GW/2.84GWh，yoy+23.44%/+40.59%，美国有望新增装机11.67GW/30.12GWh，yoy+133.87%/+121.8%。 
根据CNESA、亿欧智库，全球2025年储能新增装机容量有望达348GWh，若以2022年新增储能结构折算，全球2025年新型储能装机有望达257.8GWh，2023-2025年的3年CAGR高达69.1%。其中，中国新型储能2023-2027年有望共新增125.3GW，5年CAGR为44.2%。 
04 大量玩家涌入但大部分或许只是陪跑 虽然国内储能市场仍在保持高速增长但市场主体增长更快，导致目前市场上出现“僧多粥少”的局面。 毕马威和中电联联合发布的一份行业研究报告提到，仅2022年国内成立了3.8万家储能相关企业，是2021年的5.8倍。 2022年以来，宁德时代、亿纬锂能、比亚迪、鹏辉能源、欣旺达、蜂巢能源和海辰储能等电池企业密集公布了产能建设规划、项目签约、开工、投产等动向。 除专业电池厂商外，还有不少跨界储能的企业。据统计，2022年，超20家上市公司跨界涌入储能赛道，其中不乏行业龙头，如美的集团、中核钛白等。 并且现实中，储能市场虽然仍处于发展早期，但已经形成了初步的竞争格局，市场集中度并不低。 根据CNESA和前瞻产业研究院数据，2021年国内电化学储能系统集成商CR10(前10名的市占率)就已超过75%。 这也意味着，新进玩家需要从电池巨头中抢夺市场份额。
05 储能最终还是产品力的比拼 可以预见的是当热潮退去之后，行业将进一步优胜劣汰，会逐渐形成和出现主流方案，只有在性能、成本、安全、技术上具备优势的企业才能脱颖而出，第一集团军(前10名)占据绝大多数市场空间。而后，产业进入充分的市场化，进入更为实在的技术、产品、供应链与品牌的竞争。 而决定谁能留在第一梯队的核心还是技术优势所带来的差异化产品力。目前电化学储能行业的技术竞争，多集中于锂电池研发的“军备竞赛”，聚焦储能电芯的竞速升级。 电芯作为电池中的电能存储单元，相当于储能系统的心脏。它必须具备较高的能量密度，其循环寿命也直接影响着产品的整体寿命。追求电芯的更大容量、更高循环次数，便成为了当前储能行业的一大主流趋势。 在今年的SNEC展会上，以宁德时代为例，继宁德时代宣布攻克12000次超长循环寿命电池，并带动各企业纷纷推出超12000次循环寿命的储能产品之后。本次展会首日，宁德时代又发布了系统循环寿命可达15000次的全球首个零辅源光储融合解决方案。 宁德时代储能方案总监唐志尧介绍称该系统使用高温电芯技术，有效提高储能高温环境适应性，无需冷却，解放储能电池对外部辅源电源的依赖，实现光储同寿。 宁德时代储能的技术优势也反映在了其财报上，2022年，宁德时代储能电池系统业务营收449.8亿元，同比增长230.16%，为所有业务中增速最快板块，占营收比重为13.69%。 对比过往，2021年其储能业务营收136.24亿元，占营收比重为10.45%。2020年其储能业务营收19.43亿元，占营收比重为3.86%。两年间，宁德时代储能业务营收增长超20倍，业务比重增长超3倍。 SNE统计数据显示，2022年，全球储能电池出货量122.2GWh，同比增长175.2%，其中宁德时代全球储能电池出货量市占率为43.4%，约53GWh，较2021年同期提升5.1个百分点，连续两年排名全球第一。 因此即便玩家疯狂涌入，但有着技术优势的龙头企业依然会享受到更大的市场蛋糕。
06 光储未来或将深度融合发展 而在能源转型的道路上，光伏与储能两者密不可分，光储一体化也正在加速发展。从行业发展的大趋势来看，光储深度融合已从未来变成了现实。 在“新能源+储能”的固定模式下，光伏、储能企业正在普遍加深光储一体化布局，以期面同时吃下两块蛋糕。同时凭借自家产品的标准化优势，依靠一体化的光储解决方案提高产品竞争力，树立品牌壁垒。 在此次SNEC展会上，从光储结合迈向光储深度融合的趋势非常显著。 最直观的是，各大光伏、储能企业的展台上，往往都是一半光伏、一般储能，甚至在两领域同时发布新品。 如晶科能源不仅携TigerNeo系列高效组件、晶科晶彩BIPV系列产品亮相展会，还带来了新一代电力储能系统，包括工商业SunGiga和源网侧SunTera。天合光能、晶澳科技和隆基绿能等组件龙头也都有重要储能系统推出。 07 有少数商业模式跑出但缺少一个通用的模式 最后从行业整体看，缺少一个通用的商业模式是困扰储能长期发展的关键。当前还没有一套完整、明确的盈利模式，使储能可以在全国或者说各应用场景下都通吃。 目前发展较好的模式如国内工业用户侧储能项目的商业化应用增长较快。有些行业专家称，2023年为工商业储能发展的元年。 从数据看，23年1月各地电网代理购电电价的峰谷价差呈增大趋势。从边际变化看，进入23年，峰谷价差超过0.7元/kWh的省市数量增多 (尖峰-谷时价差超过0.7元/kwh的省市由22年7月的6个上升至23年1月的18个)；横向看，各地分时电价的峰谷比亦有持续拉大，典型如河南由22年的0.72元/kwh上升至23年1月的1.021元/kwh。 
(图片来源：储能公众号，用户侧储能电站盈利模式分析文章) 每天一充一放下储能LCOE(平准化度电成本)约为0.63元/kwh，当峰谷电价差大于储能LCOE，工商业储能投资具有经济性，即在峰谷价差不断增大的趋势下，全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。此外，对大工业用电而言，安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出。 在满足每天两充两放基础上，以浙江为例，当前该省峰谷差约为1元/千瓦时，工商业储能每天两充两放，再结合电芯和系统价格的走势，已经可以实现较高的回报水平，部分项目内部收益率(IRR)达到16%，个别优质的项目甚至超过了20%，基本上小于五年或者五到六年左右回本，盈利状况较好。 
(图片来源：储能公众号，用户侧储能电站盈利模式分析文章) 虽然理想状态下的用户侧储能收益模型是很可观的，但实际情况更为复杂。 首先各地推进用户侧储能的难度系数仍然存在很大差异。例如，浙江、广东和江苏苏南的用户侧储能相对容易推进，而其他大部分省份，尤其是西部地区推进起来则较困难。这种现象归根结底还是由于不同地区的峰谷电价差异。 其次这要求工商业用户的用电曲线与电网的负荷曲线趋于一致。也就是说，在电网的尖峰电价时段正好是企业用电量最大的时候，这时候才是适合做储能的。反之，若尖峰电价时段企业本身的用电量就不大，那么收益也就不明显。 最后，国内的工商业电价很多采用的是两部制电价，即结合与容量对应的基本电价和与用电量对应的电量电价共同决定电价。如果一家企业24小时的用电曲线比较平稳，那么在谷时电价时段可能会出现两种现象，一是企业的变压器都用在企业自身生产所需的负荷上了，没有多余的容量给储能系统进行充电；二是即使有多余的容量，也可能增加企业所缴的需量电费，固定时段内的最大需量电力因为储能的加入而增加了。 因此如何给予用户和投资方可观的收益、如何保障产品的硬件安全和数据安全，是在用户侧储能走向更普及前不得不解决的问题。
综上 1.储能需求的大头目前仍是政策强制配储所带来的，还没有一个通用的市场化商业模式出现； 2.在一众技术路线中，电化学储能中的锂离子路线当前最被看好； 3.虽然有大量玩家涌入，但行业龙头如宁德时代的份额依然在提升，锂电池技术门槛较高，先行者技术优势明显，在锂电池技术路径下，新进的储能企业很难打破原有格局； 4.光伏企业纷纷布局光储一体化，未来光伏龙头和动力电池龙头或许将联手瓜分储能市场蛋糕。
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发表于 2023-6-25 15:01:36
