文 | 范亮
(資料圖)
編輯 | 黃繹達
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，風的來去并沒有規律可循，當無風時，家里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。
通過這樣的組合，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。
我國擁有一個龐大且復雜的電力系統，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、配送給終端的各類用戶。
圖：我國電力系統構成 資料來源：36氪整理
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發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，可以通過電網調度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置不同的電價來平抑需求；再不濟，還可以在發電端，通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，不斷提高的綠電占比，正在使電力的供應也逐漸失去控制。
2021年，我國風電、光伏發電量占全社會用電量的比約為11%左右。根據發改委預測，到2050年，僅光伏發電的占比就會達到約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，由于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）本身就處于不穩定的狀態。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。
通過儲能系統，可以在綠電發電高峰時，將電力“消化”并儲存起來，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、風電等項目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布。
從政策定位來看，目前我國的新型儲能項目（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，并非一蹴而就。
圖：儲能目標規劃 資料來源：36氪整理
圖：與儲能相關的政策匯總 資料來源：發改委、36氪整理
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，化學儲能通過將電能轉化為化學能，“消耗”電能并將其儲存，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。功率型儲能主要通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于平滑峰谷的電力需求。
圖：儲能分類 資料來源：招商銀行，36氪整理
從知名度來看，電池儲能無疑是市場上的“香餑餑”，而從市場占比來看，目前背后的贏家卻是抽水蓄能。
根據招商銀行統計，截至 2020 年，我國已投運的儲能項目累計裝機規模 35.6GW，其中抽水蓄能占絕對主導地位，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，綠電行業時刻被一只無形的大手操控，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周期度電成本（LOCE）這個指標。簡單來說，就是把儲能系統在其生命周期內發生的所有支出折現(包括購置支出、運維支出等），再除以其生命周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。
那么，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，抽水蓄能主要應用于容量儲能，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、度電成本僅次于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占據重要地位。
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項目，而非盈利項目。
在我國的電力系統中，盡管儲能可靈活參與從發電側到用戶側的各個環節，但資本進場的意愿并不強。
圖：儲能參與電力系統的方式 資料來源：36氪整理
對發電側而言，我國強制性要求風電和光伏項目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小時的儲能項目（相當于電站總發電量的5%），那么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，山東棗莊的電站項目配儲比例甚至已達到30%，最高配儲時長達到4小時。
對電網和用戶側而言，社會資本可自愿購買電池儲能系統，在電力市場通過參與調峰、調頻獲得補償收益，也可以通過峰谷電差套利。
但是，目前盈利模式還沒有完全走通。
圖：獨立儲能獲利方式 資料來源：36氪整理
成本方面，根據前文的數據，獨立儲能的生命周期度電成本約為0.67元/kWh。如果該項目要實現盈利，那么獨立儲能項目參與調峰的補償、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于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項目盈利。
而要在電網和用戶側引導社會資本自愿參與儲能市場，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，儲能項目要實現商業化，才可以在電網側和用戶側得到更廣泛的應用。
圖：各省調峰補償價 資料來源：天風證券，36氪整理
對于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持，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《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》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。
過去獨立儲能通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占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占用電價格比例為 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。
圖：獨立儲能購電價構成 資料來源：36氪整理
圖：普通用戶購電價構成 資料來源：36氪整理
另外，根據各地公布的調峰補償費用來看，整體也處于上升趨勢。 如南方區域的廣東、廣西等地在2022年的調峰補償已明顯高于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，進而促進儲能市場的發展。
圖：南方區域深度調峰補償標準變化 資料來源：36氪
不過，對于儲能商業化的進程，二級市場并不是很擔心。
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。
那么，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年復合增長率達到95%。
圖：
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，復合增長率約為85%。
圖：國內電網側獨立儲能裝機量預測 資料來源：天風證券，36氪整理
也就是說，2025年國內僅發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占比的持續提高，儲能未來的市場規模大概率會超過動力電池，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，將會在政策支持下，逐漸接棒“抽水蓄能”，成為儲能市場的主力。
那么，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）、屏柜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占比約為60%，其次變流器占比約為20%，BMS和EMS合計占比約15%。儲能系統投資成本占比最高的環節，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。
圖：儲能系統結構及成本構成 資料來源：國信證券，36氪整理
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采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發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，并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、能量密度方面相對于鋰電池仍有不足。
不過，鈉電池及釩電池在產業鏈成熟后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，也會受益于儲能建設的浪潮。
圖：電化學儲能技術路線對比 資料來源：國信證券，36氪整理
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占比仍較低，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占比較高的企業，短期內將會享有更高的估值彈性。
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