一个需要长期关注的行业：储能
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本文将从政策环境、产业链格局、行业内技术进展三个方面为大家简单呈现储能当下的发展情况。
一、政策环境
储能发展有一个大前提：我国要力争 2030 年前实现碳达峰， 2060 年前实现碳中和。实现碳中和，新能源替代化石能源是历史必然趋势，新能源要发展，储能必不可缺席。
目前，我国新能源装机规模已经处于规模快速扩张时期，国家对储能产业的发展要求是 “到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变”，意味着，未来 10 年，储能产业将迎来规模化红利期。
政策文件方面：大局已定，产业规范仍在建立。
以下是储能相关政策文件（ 国家发改委、国家能源局发布 ）：
上述报告详细内容请浏览：
（1） http://www.gov.cn/xinwen/2017-10/12/content_5231304.htm
（2） https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/ghxwj/202103/t20210305_1269046.html?code=&state=123
（3） https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/ghxwj/202107/t20210723_1291321.html?code=&state=123
（4） https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202107/t20210729_1292067.html?code=&state=123
（5） https://www.ndrc.gov.cn/hdjl/yjzq/202108/t20210824_1294458.html
根据储能政策出台情况可知， “十三五”期间储能产业仍处于规划阶段，但“十四五”即开始密集出台产业相关政策。可见， 2021 年是储能产业快速发展的关键节点，未来 10 年是储能落地、规模化、常态化发展的窗口期。
小结：
1 、发展态势：步入加速期。 新型储能发展速度加快， 2025 年储能装机规模要增长至少 800% 。
2 、发展布局：储能将遍布新能源革命全过程。 源网、荷、储要实现一体化，储能配套要跟上。目前，储能于电网，角色依然是 “辅助”；由于新能源不稳定，火电并不能突然退场，所以在“多能互补”中，不管是稳步增长的“风光水”，还是探索增量的“风光”，还是严控增量的“风光火”，储能都必须配套。简单来说，储能将出现在新能源扩张中的任一阶段、任一环节。
3 、发展动力：市场驱动，政策支持。 市场驱动的核心是电价。以电价政策引导市场，市场逐利刺激用户主动选择储能。
4 、发展远景：助力新能源为主体的新型电力系统。 其中，储能现阶段的作用是保障转型过程中的电力系统能平稳运行，保障用电，抵御新能源电风险；未来的作用将是 ——能源优化配置的“制动阀”。
二、产业链格局
储能即能量存储， 介于能量的生产、销售之间。 其中，电化学储能是新能源革命的核心板块。
储能产业链的上、中、下游产业链构成情况如下：
1、上游：高壁垒，较成熟
上游是资源、原材料以及零部件提供商。上游的电池组占储能系统成本的 53% ，是核心部分。电池组的高技术壁垒依赖于材料技术，尤其是正极材料（行业详情可参照“ 容百科技 ”一文）。电池组构成中，正极材料占电池成本的 30%-40% 。目前，高镍等高性能正极材料正处于高速研发阶段，价格昂贵，容量大但安全性较低，是导致是电池组成本坚挺、储能系统应用推广受阻的重要原因。
2. 中游：低壁垒，刚起步
中游解决的是系统集成问题，包括设备提供商、储能系统集成商两类主体。
但目前，国内储能系统集成大多还处于 “组装机”的粗放发展阶段，进入门槛较低，参与者较多，尚未形成头部效应。这也是储能产品质量参差不齐难以落地推广的一大原因。当前，储能集成系统的性能、安全度都需要持续优化。
3. 下游：渗透低，落地难
下游即储能的需求方，可分为发电侧、电网侧、用户侧三段。碳中和压力下，风光比例必然逐步提高，为了维持电力系统的稳定，储能必须在发电、输配电、用电三侧加快布局。但就目前来看，我国电力系统的储能落地情况仍是喜忧参半。
（ 1 ）发电侧领跑
对于发电侧而言 ，配储是硬指标。这是因为目前为止，国内煤电占比仍有 60% 以上，碳排巨大，新能源发电又具有天然不稳定性，只有配储才能维持电力持续供应，才能推进发电的“去煤炭化”进程。
而要推动发电侧配储，必须首先解决两大问题：一是发电侧储能如何盈利问题，二是安全问题。
盈利模式方面：传统的火电厂盈利主要取决于发电量、上网电价和燃料价格（燃料成本占比约 65% ），新能源发电站虽然会剔除“燃料成本”，但同时也会增加储能相关成本，包括前期储能基建、后期维护和更换等，且这笔费用不菲，将直接拉长发电站配储的投资回收期。所以，发电侧配储要盈利，首先要解决配储成本的承接问题，而这个问题目前是“初迎曙光”的状态。
2019 年，发改委在《输配电定价成本监审办法》一文中规定“储能投资建设成本不能进入输配电价的定价成本”；对此，曾有媒体认为“谁为储能买单”是储能高速发展的“致命一问”。
2021 年，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》规定：建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。
可见，未来几年储能行业的新增长可期。
安全方面：发电站配储的安全问题来源于两个方面，一是电池组的安全性，二是运营管理的技术水平。前者取决于材料的稳定性，后者则有赖于 5G 、物联网、大数据、人工智能等新革命技术的加持和优化，以及参与配储单位的管理是否足够专业、严格。
其中，发电站配储是硬指标，安全问题是硬骨头。可以说，啃不下硬骨头，硬指标就达不成。目前高性能电池组以锂电池为主，锂电池具有较高的不稳定性，安全性差；安全性能较高的磷酸铁锂电池又具有密度低、占地面积大等缺陷，要推动储能落地，就必须根据用电需求、煤电与新能源电结构比演变、地区经济条件等因素灵活定制，做到性能和安全的均衡，还要确保成本最优，这对于盈利空间本就不大的发电站而言，很难。
（ 2 ）电网侧：起步晚，赚钱难
对于电网侧而言 ，配储的紧迫性比发电侧低，起步比发电侧、用户侧慢，难度也更大。难度主要体现在： ①商业模式不明确；②技术难度大。
第一，商业模式不明确。我国电网侧属于国家垄断行业，由国家电网、南方电网两家央企主导，负责全国的输电及配售电，是非盈利目的企业，旨在保障整个社会的用电需求。传统电网侧的商业模式大体遵循 “购电——输配电——售电”的逻辑，通过“购销电价差”获得主营收入。
按照电网侧供电业务的商业模式，配储后，电网侧购电成本必然增长，除此之外，电网侧还将额外承担储能系统的运维成本以及其他相关费用，包括设备、人力资源等，所以输配电价也将增长。最终的结果就是，新能源销售电价大幅上升，社会用电总成本也将增加。
然而，作为影响国计民生的基础行业，我国电价增长到 “欧洲水平（平均 2 元 / 度）”的可能性不大。因此，为了克服“配储”所带来的“用电成本大幅增加”的问题，电力系统各个主体都必须有所作为。比如，政府已经有序开放发电、配售电两侧市场，意味着随着电力系统头尾参与主体增多，相应成本也会有所下降；比如，电网侧为了抵御配储的高成本风险，不断加快辅助服务创新、提高输配电效率、降低运维成本、拓展营收渠道。
除了电网公司全资建设配储模式以外，电网侧储能的商业模式还包括经营性租赁模式、合同能源管理模式等，也就是通过租赁储能设施、直接外包等模式来降低风险。不过，目前哪一种商业模式更优，仍未有足够的实践经验予以证明。所以说，商业模式模糊，是电网侧储能发展的一大阻碍。
第二，技术难度大。尽管我国的储能发展全球位列前茅，但仍然存在规模化发展技术成本高、技术类型与电网侧应用场景不匹配等诸多难题。首先，成本高。电网侧储能的规模化落地，需要低价、安全、稳定、大容量的储能电池，眼下符合条件的只有铅蓄电池、磷酸铁锂电池，但这两类电池平均成本在 0.6 元 / 千瓦时以上，三元锂电池更是在 1 元 / 千瓦时以上，规模化发展将耗费巨额资金，无法吸引优质市场投资者来实现可持续发展。其次，匹配度低。电力系统配储并不能一刀切，发电、输电、配电、用电以及各类子场景对储能技术的需求都不同，场景的复杂性大大增加了配储技术难度。
（ 3 ）用户侧：价格高，需求小
对于用户侧而言 ，用户侧配储的商业模式主要为 “自发自用 + 峰谷价差套利”，以及新能源汽车充电。
目前，国内用户侧以工商业储能为主，但由于成本过高，配储参与者较少。数据也显示， 2020 年，国内用户侧储能渗透率仅 0.006% 。
为刺激用户侧储能发展， 7 月 29 日国家发改委发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》规定，上年或当年电网预计最大系统峰谷差率超过 40% 的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1 ，其他地方原则上不低于 3:1 ，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20% 。试图以“拉大峰谷电价”来激发用户侧配储的“峰谷价差套利”需求，倒逼企业改变用电模式。
可见，要深耕用户侧储能市场， “还原电能的商品价值属性”是根本，但这对于人口庞大的我国而言，并非一蹴而就的事情，彻底实现新能源转型任重道远。
小结：
1 、上游电池组是储能产品的核心部分，成本占比 40% ；电池材料技术全球领先，市场头部效应已经形成。
2 、中游解决的是系统集成问题，包括设备提供商、储能系统集成商两类主体，国内储能系统集成处于粗放发展阶段，进入门槛低。
3 、下游是储能产品的安装和运营，国内电力系统三侧用户中，按照发展成熟度排序是“发电侧 > 用户侧 > 电网侧”。其中，发电侧需要解决盈利和安全性的问题；电网侧需要解决商业模式和技术优化问题；用户侧需要解决需求驱动问题。
三、国内外市场竞争格局
我国的 “新能源 + 储能”产业、技术全球领先， 2020 年，在新增投运电化学储能项目上，中国世界第一，稍领先于美国。
（图为：全球新增投运电化学储能项目情况， 2020 ）
以下是储能上、中、下游市场竞争情况：
1 、上游电池组：国内企业全球领先
电池组是储能产品的核心部件，直接决定储能产品的容量、稳定性、安全性。我国新能源电池全球领先，尤其是正极材料部分。电池组算是国内储能产品核心竞争力的体现。
电池组的头部企业包括宁德时代、 LG 化学、松下电器、比亚迪等，其中，宁德时代与 LG 化学占全球新能源电池市场的半壁江山，宁德时代全球第一。目前，上游电池组行业需要解决的是正极材料的高成本问题。
2 、中游储能系统集成：零部件市场分散
国内储能系统集成商竞争格局头部效应不强，参与者较多，进入门槛低，技术壁垒也不突出。储能系统集成的核心部分是储能管理系统（ BMS ）、储能变流器（ PCS ）。
BMS ： BMS 是储能系统集成的重要部分，负责数据采集、电池状态估算、单体电池间的均衡。但目前，全球 BMS 均处于产业的初期发展阶段， BMS 的先进程度取决于“软件算法”、“云技术”等新兴技术。 BMS 的发展方向是高集成化、高精度估算、高智能化。 BMS 的头部企业包括 Tesla Motors 、比亚迪、宁德时代、 LG 新能源等。
PCS ： PCS 主要负责给电池充放电以及平滑电源输出，是储能系统的质量控制阀。 PCS 通常应用于智能孤岛和备用电源、电网、降低成本三大领域。 PCS 的技术壁垒在于芯片、 IGBT 模块以及软件控制算法。 PCS 龙头企业有 Solar Edge 、 SMA 、英飞凌、阳光电源、盛宏股份等。
总体而言， 储能系统集成 的参与者众多，技术壁垒集中在 BMS 、 PCS 两部分，部分企业均有涉猎。产业链占位广则话语权大，产品发展空间大。因此，储能系统集成上，可重点关注产业链多环节领先的龙头企业。
3 、下游系统运营：国内外市场分化
储能产品 的最终落地，按照工序可简单分为安装和运营；按照装机用户可分为发电侧、用户侧，电网侧以及辅助服务。
储能产品系统运营往往要经历客户识别、技术交流、产品开发、样机测试、实地考察、定制化等系列流程，历时长、交涉复杂。因此，储能产品提供商与客户之间合作一旦确立，一般不会轻易更换。因此，可重点关注各分类用户市场中拥有绝对渗透率优势的企业。
从当前储能产品的装机情况来看，全球储能产品落地主要还是集中在发电侧、用户侧，电网侧以及辅助服务配储的市场仍然有待开发。
2017-2020 年，我国电化学储能累计装机规模稳步增长但增长率近两年有所放缓。 2021 年开启的“十四五”时期，预计电化学储能累计规模复合增长率为 57.4% ，储能装机规模有望持续稳步增长。
在稳步增长的增量中，国内储能技术提供商鱼龙混杂。而根据 Guidehouse Insights 排行榜说明，出于技术和市场规模壁垒，储能下游的全球市场已经出现头部效应。
小结：
（ 1 ）上游电池组国内市场区域成熟，国内电池材料技术全球领先，市场头部效应已经形成；
（ 2 ）中游储能系统集成的核心部分是储能管理系统 BMS 、储能变流器 PCS ；中游市场相对分散，技术壁垒低，全球均处于起步阶段；
（ 3 ）下游储能系统运营市场国外优于国内，国内储能用户市场低渗透，未来增长空间大。
全文总结：
（ 1 ）碳达峰、碳中和任务重，基于储能对新能源转型的关键作用，我国针对储能的推动政策于 2021 年起密集发布，储能产业发展增速将加快；
（ 2 ）储能产业链清晰但尚未完善，总体处于“上游已成熟、下游在成长、中游仍分散”的状态。
（3） 国内储能优势集中在上游电池组，国外储能优势集中在下游技术服务和运营，储能中游全球起步中。
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声 明
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文中部分资料来源于国家能源局、国家发改委、国家统计局、 Guidehouse Insights 等网站，文中观点仅供交流，不构成任何投资建议。
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