文 | 范亮
(資料圖)
編輯 | 黃繹達(dá)
過去，當(dāng)電網(wǎng)還沒有像現(xiàn)在覆蓋到全國的各個角落時，農(nóng)牧地區(qū)的家家戶戶都會選擇安裝一架小風(fēng)機(jī)，亦或是一塊光伏板，來滿足用電需求。
當(dāng)風(fēng)勢漸漸變大，風(fēng)機(jī)吱吱呀呀地轉(zhuǎn)起來，大概是當(dāng)?shù)匦∨笥褌冏顨g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(fēng)的來去并沒有規(guī)律可循，當(dāng)無風(fēng)時，家里的電器就會面臨無電可用的窘境。
為了平滑風(fēng)力發(fā)電的不確定性，每家每戶還會為風(fēng)機(jī)配置一塊大電池，當(dāng)風(fēng)力較強(qiáng)時，這塊電池可以將多發(fā)的電儲存起來，從而實(shí)現(xiàn)無風(fēng)時的用電需求。
當(dāng)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(yīng)的電池，在白天儲存電能，進(jìn)而在夜晚放電。
通過這樣的組合，有無數(shù)農(nóng)牧地區(qū)的家庭在夜晚享受到了光明，也有無數(shù)的小朋友度過了一個記憶深刻的童年。
隨著電網(wǎng)覆蓋率的大幅提高，目前已經(jīng)幾乎沒有家庭需要再考慮供電問題，家用風(fēng)機(jī)/光伏+電池的組合本來會逐漸淡出人們的視野。現(xiàn)在，因?yàn)樘贾泻偷牡絹?，這種組合卻正在成為全國電力系統(tǒng)必不可少的組成部分。
我國擁有一個龐大且復(fù)雜的電力系統(tǒng)，簡單來說，這個系統(tǒng)主要由發(fā)電、輸配電、用電三個部分組成。
在發(fā)電側(cè)，各類電站首先將電力出售給國家電網(wǎng)；在輸配電側(cè)，國家電網(wǎng)再將電力輸送、配送給終端的各類用戶。
圖：我國電力系統(tǒng)構(gòu)成 資料來源：36氪整理
電能有一個非常明顯的特點(diǎn)，即無法被直接儲存，也就是說，發(fā)出多少電，就要用掉多少電。
從總量角度來看，發(fā)電量與用電量需保持一致；從瞬時角度來看，發(fā)電功率與用電功率需要保持動態(tài)平衡。
作為發(fā)電側(cè)與用電側(cè)的中間人，國家電網(wǎng)一直承擔(dān)著維護(hù)發(fā)電與用電平衡的重任。
在以火力發(fā)電為主的時代，國家電網(wǎng)實(shí)施的種種調(diào)控手段還可以勉強(qiáng)滿足電力的供需平衡。
例如，可以通過電網(wǎng)調(diào)度將某個地區(qū)多發(fā)出的電力輸送至缺電的地區(qū)；例如，可以對用電高峰與低谷時間段設(shè)置不同的電價來平抑需求；再不濟(jì)，還可以在發(fā)電端，通過控制發(fā)電機(jī)組的功率來匹配不同時間段的用電需求，以滿足調(diào)峰、調(diào)頻的要求。
也就是說，盡管用電需求是不穩(wěn)定的，但火電站的電力供應(yīng)卻是穩(wěn)定且可控的。國家電網(wǎng)可以在供給側(cè)，把對電力供應(yīng)的調(diào)節(jié)作為最終的調(diào)控手段，以匹配需求端的電力變化，進(jìn)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(yīng)也逐漸失去控制。
2021年，我國風(fēng)電、光伏發(fā)電量占全社會用電量的比約為11%左右。根據(jù)發(fā)改委預(yù)測，到2050年，僅光伏發(fā)電的占比就會達(dá)到約39%。
舉一個極端的例子，假如全國的電力結(jié)構(gòu)都以光伏發(fā)電為主，由于各地氣候條件的變化難以掌控，這導(dǎo)致光伏電站的出力（輸出功率）本身就處于不穩(wěn)定的狀態(tài)。這種情況下，電網(wǎng)也就無法像控制火電機(jī)組那般，控制光伏發(fā)電的多寡以匹配當(dāng)時的用電需求。另外，當(dāng)夜幕來臨，光伏電站停止發(fā)電時，全國又將會面臨無電可用的困境。
這時候，儲能的出現(xiàn)就是自然且必然的。
通過儲能系統(tǒng)，可以在綠電發(fā)電高峰時，將電力“消化”并儲存起來，同時在發(fā)電低谷時，釋放電力以滿足當(dāng)時的用電需求。也就是說，儲能系統(tǒng)實(shí)質(zhì)上起到了在供給側(cè)對綠電的穩(wěn)定和調(diào)控作用。
就像文章開頭時提到的農(nóng)戶在安裝風(fēng)機(jī)或光伏時一定會配備電池，當(dāng)整個國家的電力結(jié)構(gòu)開始向綠電傾斜時，對儲能系統(tǒng)的需求也日漸迫切。
在光伏、風(fēng)電等項目如火如荼地開展之時，與儲能相關(guān)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(yè)化初期，2025年將會實(shí)現(xiàn)儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，直到2030年實(shí)現(xiàn)儲能全面市場化發(fā)展。不難看出，儲能從商業(yè)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(biāo)規(guī)劃 資料來源：36氪整理
圖：與儲能相關(guān)的政策匯總 資料來源：發(fā)改委、36氪整理
按技術(shù)路徑分類，儲能系統(tǒng)主要分為化學(xué)儲能和物理儲能兩大類。
其中，化學(xué)儲能通過將電能轉(zhuǎn)化為化學(xué)能，“消耗”電能并將其儲存，主流的技術(shù)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(xué)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?shù)?strong>“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(qū)動飛輪到高速旋轉(zhuǎn)，將電能轉(zhuǎn)變?yōu)闄C(jī)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(zhuǎn)變?yōu)橹亓菽軆Υ妗?/p>
按儲能系統(tǒng)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(diǎn)上電力系統(tǒng)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(jù)招商銀行統(tǒng)計，截至 2020 年，我國已投運(yùn)的儲能項目累計裝機(jī)規(guī)模 35.6GW，其中抽水蓄能占絕對主導(dǎo)地位，達(dá)到 31.79GW。新型儲能中的電化學(xué)儲能規(guī)模位列第二，為3.3GW，在電化學(xué)儲能技術(shù)中，又以鋰離子電池的規(guī)模最大，累計規(guī)模為2.9GW。
不難發(fā)現(xiàn)，最“高大上”的電磁儲能與氫儲能反而在實(shí)際應(yīng)用中默默無聞。
這是因?yàn)椋G電行業(yè)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(yè)整體的成本和價格行成對火電的絕對優(yōu)勢，才可以被用電市場有效接納，從而更迅速地實(shí)現(xiàn)碳中和。
因此，成本是綠電行業(yè)最優(yōu)先考慮的因素，技術(shù)進(jìn)步亦是為降本服務(wù)，儲能作為綠電重要的組成部分，自然也不例外。
對儲能系統(tǒng)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(biāo)。簡單來說，就是把儲能系統(tǒng)在其生命周期內(nèi)發(fā)生的所有支出折現(xiàn)(包括購置支出、運(yùn)維支出等），再除以其生命周期內(nèi)累計放電量而得來。
根據(jù)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(yīng)用場景下，氫儲能的度電成本則達(dá)到1元以上，電磁儲能還未完全達(dá)到商業(yè)化應(yīng)用條件。
很明顯，抽水蓄能擁有最領(lǐng)先的成本優(yōu)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(huán)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(yīng)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(xiàn)。
另外，從初始投資成本（購置支出）的角度來看，建設(shè)一個抽水蓄能電站的初始投資成本動輒數(shù)億甚至數(shù)十億，而電池儲能卻可根據(jù)需求靈活安排規(guī)模大小，也可以吸引更多的社會資本參與。
因此，應(yīng)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(dāng)然，短期內(nèi)抽水蓄能仍將在儲能市場占據(jù)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(tǒng)中，盡管儲能可靈活參與從發(fā)電側(cè)到用戶側(cè)的各個環(huán)節(jié)，但資本進(jìn)場的意愿并不強(qiáng)。
圖：儲能參與電力系統(tǒng)的方式 資料來源：36氪整理
對發(fā)電側(cè)而言，我國強(qiáng)制性要求風(fēng)電和光伏項目按裝機(jī)量配置一定比例的儲能系統(tǒng)，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(dǎo)至下游，也會打擊消費(fèi)者對使用綠電的積極性。
根據(jù)天風(fēng)證券測算，假設(shè)一個日均有效發(fā)電時間為3.8h的光伏電站，按常規(guī)10%的裝機(jī)比例配置2小時的儲能項目（相當(dāng)于電站總發(fā)電量的5%），那么將儲能成本分?jǐn)傊凉夥娬景l(fā)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(dá)到30%，最高配儲時長達(dá)到4小時。
對電網(wǎng)和用戶側(cè)而言，社會資本可自愿購買電池儲能系統(tǒng)，在電力市場通過參與調(diào)峰、調(diào)頻獲得補(bǔ)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(dú)立儲能獲利方式 資料來源：36氪整理
成本方面，根據(jù)前文的數(shù)據(jù)，獨(dú)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(shí)現(xiàn)盈利，那么獨(dú)立儲能項目參與調(diào)峰的補(bǔ)償、以及峰谷電價差就要超過度電成本。
收入方面，根據(jù)天風(fēng)證券測算，目前僅廣東和天津等地的調(diào)峰補(bǔ)償大于0.67元，也就是說，在大部分省份，獨(dú)立儲能參與調(diào)峰的收益不足以彌補(bǔ)成本。而在峰谷電差套利方面，也僅有北京等少數(shù)地區(qū)可實(shí)現(xiàn)項目盈利。
而要在電網(wǎng)和用戶側(cè)引導(dǎo)社會資本自愿參與儲能市場，減輕發(fā)電側(cè)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(shí)現(xiàn)商業(yè)化，才可以在電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)得到更廣泛的應(yīng)用。
圖：各省調(diào)峰補(bǔ)償價 資料來源：天風(fēng)證券，36氪整理
對于目前獨(dú)立儲能參與電力市場的困境，各地也已經(jīng)開始積極進(jìn)行政策支持，如提高調(diào)峰補(bǔ)償價格、提高峰谷電價差等。
例如，2022年5月4日發(fā)改委在《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》特別指出，獨(dú)立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。
過去獨(dú)立儲能通過峰谷價差參與電力市場時，其從電網(wǎng)購電的價格，主要由上網(wǎng)電價+輸配電價格+政府性基金及附加等構(gòu)成。
根據(jù)中泰證券統(tǒng)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(wǎng)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(dān)輸配電價和政府性基金及附加，這一規(guī)定將大幅降低儲能充電成本，提高峰谷電價差收益。
圖：獨(dú)立儲能購電價構(gòu)成 資料來源：36氪整理
圖：普通用戶購電價構(gòu)成 資料來源：36氪整理
另外，根據(jù)各地公布的調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)用來看，整體也處于上升趨勢。 如南方區(qū)域的廣東、廣西等地在2022年的調(diào)峰補(bǔ)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(dú)立儲能的收益，進(jìn)而促進(jìn)儲能市場的發(fā)展。
圖：南方區(qū)域深度調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)變化 資料來源：36氪
不過，對于儲能商業(yè)化的進(jìn)程，二級市場并不是很擔(dān)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(guān)的概念股已經(jīng)受到資本市場的熱捧。
那么，儲能的空間到底有多大？
根據(jù)天風(fēng)證券測算，未來幾年儲能市場規(guī)模仍主要由發(fā)電側(cè)強(qiáng)制配儲貢獻(xiàn)。預(yù)計21-25年國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能裝機(jī)量有望達(dá)到4.7/14.3/25.2/42.4/68.4GWh，4年復(fù)合增長率達(dá)到95%。
圖：
在電網(wǎng)側(cè)，預(yù)計2021-2025年電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能需求將達(dá)1.2/3.5/6.3/9.8/13.8GWh，復(fù)合增長率約為85%。
圖：國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能裝機(jī)量預(yù)測 資料來源：天風(fēng)證券，36氪整理
也就是說，2025年國內(nèi)僅發(fā)網(wǎng)側(cè)及電網(wǎng)側(cè)的儲能裝機(jī)需求就會達(dá)到80GWh。不過，與新能源汽車動力電池的裝機(jī)量相比，儲能仍是小巫見大巫。根據(jù)中汽協(xié)預(yù)測，2025年國內(nèi)動力電池出貨量將會達(dá)到500GWh。
但是，根據(jù)政策規(guī)劃，2025年僅是儲能實(shí)現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展的起點(diǎn)，根據(jù)海通證券預(yù)測，隨著全球風(fēng)光等清潔能源在能源系統(tǒng)占比的持續(xù)提高，儲能未來的市場規(guī)模大概率會超過動力電池，達(dá)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(qiáng)、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(yè)將會因此受益呢？
從電池儲能系統(tǒng)的具體構(gòu)成來看，主要包括電池、電池管理系統(tǒng)（BMS）、變流器（PCS）、能量管理系統(tǒng)（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(tǒng)投資成本占比最高的環(huán)節(jié)，自然也是價值量最高的環(huán)節(jié)，因此電池、變流器、BMS及EMS相關(guān)的企業(yè)將會最先受益。
圖：儲能系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及成本構(gòu)成 資料來源：國信證券，36氪整理
其中，儲能系統(tǒng)中的電池部分，實(shí)質(zhì)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(shù)已經(jīng)比較成熟。因此，儲能電池產(chǎn)業(yè)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(chǎn)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(fā)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(chǎn)業(yè)鏈成熟度來看，鋰電池已經(jīng)在動力電池領(lǐng)域得到了市場的認(rèn)可，并且形成了完整的產(chǎn)業(yè)鏈，而鈉電池及釩電池在產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)鏈成熟后具有明確的降本預(yù)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(yōu)勢。因此，相關(guān)領(lǐng)域的新進(jìn)入者，也會受益于儲能建設(shè)的浪潮。
圖：電化學(xué)儲能技術(shù)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(guān)的上市公司，其儲能業(yè)務(wù)在營業(yè)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(yè)股份等這類儲能業(yè)務(wù)占比較高的企業(yè)，短期內(nèi)將會享有更高的估值彈性。
*免責(zé)聲明：
本文內(nèi)容僅代表作者看法。
市場有風(fēng)險，投資需謹(jǐn)慎。在任何情況下，本文中的信息或所表述的意見均不構(gòu)成對任何人的投資建議。在決定投資前，如有需要，投資者務(wù)必向?qū)I(yè)人士咨詢并謹(jǐn)慎決策。我們無意為交易各方提供承銷服務(wù)或任何需持有特定資質(zhì)或牌照方可從事的服務(wù)。
