在碳达峰、碳中和的政策指引下，新能源产业高歌猛进，不管是从未来的市场空间，还是从短期业绩的高增，都在不断强化和验证新能源这个赛道的高景气度。继新能源汽车、光伏两个高光赛道之后，储能，这颗未来之星冉冉升起！无论从空间、持续度还是投资机会均可与新能源汽车、光伏风电相媲美。其本质驱动是顺应了双碳目标、新型电力系统的刚性需求，因此会迎来持续的政策利好和基本面兑现！

1.为什么要发展储能？

2.储能的商业模式如何？

3.为什么是在这个时点引爆？

4.储能的技术有哪些？

5.储能目前处于什么发展阶段？

6.储能未来的空间有多大？

7.相关产业链的投资机会在哪？

今天带着这些问题，一起来梳理一下储能的投资逻辑。

一、为什么要发展储能？储能的商业模式如何？

储能最重要的用途在于解决电力供需的时间错配问题。光伏、风电受光照、风速等因素影响，出力曲线难以预测，且具有明显的间歇性、随机性特点，通过储能可以为可再生能源实现消纳、调频和削峰填谷的多重功效。

从应用场景看，储能在发电侧、用户侧和电网侧三个方面发挥着不同作用，其商业模式也有较大差别。从储能项目的现金流模型出发，会发现其与光伏、风电项目的高度相似性：一是初始投资大，运维成本低；二是回报周期长，对投资内部收益率（IRR）敏感度强。

发电侧，装机占比最高且发展最快。主要目的为平滑出力波动、减少弃风弃光、提升新能源的调频调压能力（使随机变化的输出功率转换为相对稳定的输出，满足并网的各项技术要求）。其盈利模式是将弃风弃光电量存于电池，适当时机并网消纳，通过并网发电量获取收益。2019年新疆以“发电小时奖励”出台弃电消纳的储能解决方案，但仍难以覆盖投资成本。

用户侧，装机占比次之，随着国内政策出台拉大峰谷价差，推动需求加速释放。主要为了自发自用（海外市场化电价，自发自用具备高经济性）、“谷存峰放”节省电费开支、作为备用应急电源、满足多样化用电需求。其盈利模式是谷电价充电、峰电价放电，通过峰谷电价差赚取电力供需错配的利润，同时，对于采用容量电价和电度电价两部制电价的大工业用电，通过储能调峰可以减少企业的最大需量，进而减少容量电价的支出。

一般峰谷价差达到0.7元/kwh以上具备经济性，从全国各地的数据看，北京峰谷价差最大，最高超过1元；江苏、广东、浙江等地接近0.8元，大多数地区在0.6-0.7元，最低在0.3-0.4元。随着电池循环寿命提高和储能系统成本下降，以及国家拉大峰谷电差政策，储能削峰填谷的套利空间将进一步打开。

电网侧，主要安装在变电站及附近，随着储能成本下降，电化学储能调峰的应用日益增多。主要作用是参与系统调峰、调频、调压，提高输配电安全性、稳定性和灵活性，延缓电网升级改造投资。目前，调峰能力不足是造成限电的最核心问题，也是造成西北地区弃风弃光的主要原因，近两年国内调峰费用呈翻倍增长态势。其盈利模式是通过赚取调峰调频服务费（国内调峰服务费以0.4-0.6元/kWh为主）的形式来补偿储能投资成本。

二、为什么是在这个时点引爆？

最近，储能处于市场的聚光灯下，相关个股更是突飞猛进。为什么是在这个时点引爆？一是政策，二是成本下降。

1.政策支持是目前阶段推动储能发展的最大动力。

出台储能发展总纲要，2021年7月23日，国家《关于加快推进新型储能发展的指导意见》明确，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能技术在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达 3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

出台用户侧发展政策，2021年7月29日，国家发改委《关于进一步分时电价机制的通知》明确，最大峰谷差达到40%的地方，峰谷电价差原则上不低于4：1，其他地方不低于3：1，尖峰电价在峰段电价基础上原则上上浮不低于20%。

出台发电侧发展政策，2021年8月11日，国家出台《关于鼓励可再生能源企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，今年以来国内多个省份出台储能支持政策，要求新建风光发电项目一般要配置10%-20%的储能设施。

其实在过去的十年之间，我国已经出台了一系列扶持储能产业的政策。政策横跨储能产业的技术验证期、示范应用期、商业化初期再到当前的产业规模化发展期，对储能行业的发展进行了长期且具有针对性的扶持。

从全球市场看，各国对储能技术的支持力度都非常大，大多数国家都将储能技术定位为支撑新能源发展的战略性技术，为储能产业发展制定了一系列相关计划、投资与补贴政策。

韩国是全球第二大市场，但2018-2019年韩国发生27起储能电池起火事故，新增装机量下滑，给行业带来庞大负面影响。

美国2020年储能市场迸发，成为全球第三大储能市场，新增储能主要来自公共事业，装机占比高达80%，户用增长也迅速。美国由于电力供应不稳定、PPA高电价、政策支持力度大，加之储能交易模式成熟且市场化程度高，储能高速增长，或为2021-2024年全球最大的储能市场。

欧洲为全球最大户用市场，其中德国是最大的户用市场，英国是欧洲最大公用事业储能市场。欧洲由于电价高、政策好、居民环保意识强，户用市场空间大、发展快，是欧洲市场最大看点。

2.成本下降是驱动电化学储能市场扩张的长期保证。

锂电池成本持续下降驱动储能应用扩大。从 2010 年到 2019 年间，锂电池Pack平均价格下降了87%。同时，以储能在光伏发电中的应用为例，根据彭博新能源财经（BNEF）的预测，锂电储能系统的度电成本在2025年将达到0.19 元/kWh（目前是0.59元左右），实现由“光伏平价”到“光储平价”。基于经济性角度考虑，电化学储能的市场空间也会逐步扩大，成为未来储能发展的长期保证。

三、储能的技术路线有哪些？

储能存在多种不同的技术方案，各类技术方案的成熟度大不相同，产业化应用水平也存在比较大的差距。

1.抽水蓄能应用广泛但发展渐缓。因成本低、寿命长、技术成熟，抽水蓄能应用广泛，2020年全球储能装机占比90%以上，但受地理环境制约、投资高、建设周期长等影响发展渐缓。

2.飞轮储能是新型储能技术之一，但处于商业化早期。飞轮储能具有使用寿命长、不受充放电次数限制、安装维护方便等优点，主要集中在石油钻井行业、轨道交通领域、UPS 备用电源等领域。但其相对能量密度低、静态损失较大，现仅处于商业化早期。

3.电化学储能已进入商业化阶段，呈现规模化发展态势，或成未来发展重点。电化学储能装机目前占比达9%，但在2020年新增储能装机中，占比却高达73%，其中锂电占比高达90%，是目前主流的储能装机技术方案。尤其是磷酸铁锂电池，从安全性、能量密度、成本、发展路径等方面考虑，是目前储能综合性价比最高的技术方向。

但是，钠电池理论成本更低，或成为未来技术方向。当前，由于钠电池循环寿命和能量密度相较锂电池偏低，技术成熟度不高，产业规模小，尚不具备经济性。但钠离子储量为锂储量420倍，存量丰富、价格低廉，且钠电池安全性、高低温、快充性能更优异，随着技术不断成熟和产业规模化，在未来的储能市场具备广阔应用空间。宁德时代2021年7月底发布的第一代钠电池，循环次数可达到3000次以上，突破之前一致认为的1000次上限，据测算，若循环次数提升到4500次，则比较具备经济性。


4.氢储是极具潜力的新型大规模储能技术。锂电池能量密度提升目前有其 300Wh/KG 的理论瓶颈，相对氢燃料电池的能量密度极限仍存在不少差距。但目前氢储技术还不够成熟、核心组件和关键材料处在研究与小规模生产阶段，尚不具备经济性。但从更长期的角度来看，氢能能量密度高，运行维护成本低，可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备，是少有的能够储存上百GWh以上的储能形式，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术，所以储能技术方面当下看锂，远期看氢。

氢能产业链包括制氢、储运、加氢、氢能应用等方面，2021年多家企业开始布局氢能氢储产业链。

四、储能目前处于什么发展阶段？

储能行业的发展，短期靠政策推动，长期看成本下降。

过去十几年，我国在政策的长期支持下，储能行业得到了长足的发展，特别是电化学储能经历了从技术验证期、示范应用期、商业化初期到当前的产业规模化发展期。

截至2020年电化学储能装机量已经达到了3.27GW，2011年至2020年复合增速达55%。同时根据国家战略发展规划，“十四五”正是储能产业规模化发展的时期，期间储能的发展目标包括储能项目广泛应用、技术水平快速提升、标准体系完善并形成完整产业体系。

储能目前尚不完全具备经济性，短期内仍然依赖政策的支持，属于产业规模化发展的前夜，就像两年前的新能源汽车和光伏，从投资角度来看，值得深入研究并持续跟踪关注。

从国内主要核心企业的储能收入变化可见端倪，虽然，目前来自储能领域的收入占比都还不高，但增速非常迅猛。比如电池领域最大的宁德时代，2020年储能收入是19.4亿元，同增219%，占总收入比例为3.86%，但2021年上半年，储能收入达到46.93亿元，同比增长727%，占总收入比例上升到10.65%，增速和收入占比明显加快。

再看逆变器环节的龙头公司阳光电源，2020年储能领域逆变器收入11.7亿元，占比6%，但2021年上半年，储能收入达到11.2亿元，同比增长268%，占比上升到11.2%。

五、储能的市场空间有多大？

储能的生命力本质上来自于双碳目标和新型电力系统，但生命周期将不止于双碳目标，而会长期与电力系统共存。储能的场景远未被充分激发，其将与新型电力系统长期共存，并衍生出多种新的使用场景。

从最近发展情况看，中国首次公布十四五储能规划规模、有望逐步放开电网侧储能，用户侧的峰谷价差进一步扩大在即，用户侧空间有望极大释放；海外家庭储能市场已经启动、表前储能已初具经济效益。

那储能的市场空间到底有多大呢？以下预测数据均取自机构预测数据。

从终极目标看，从电力需求角度出发，可估算储能的最大潜在空间有望达到8000-10000 GWH。若考虑高比例再生能源的应用，按到2050年（30年期限）实现来看，对应年均产值有望达到4000亿元以上。

从中长期看，预计2025年新增需求约196GWh，对应市场空间约2200亿元；2030年新增需求约918GWh，对应市场空间约8000亿元；2050年累计空间约23TWh。

从装机规模看，由于2020年新增装机仅为1.56 GW，累计装机规模为3.27 GW，欲达到2025年累计装机30GW以上的目标，5年十倍的空间，逻辑强度和持续时间非常强。

六、相关产业链的投资机会在哪？

电化学储能产业链：电芯+PCS+BMS+EMS+其他

电化学储能产业链包括上游原材料、中游储能系统和下游应用。以锂电储能产业链为例，中游储能系统是以电池为核心的综合能源控制系统。主要包括电芯、 PCS（双向变流器）、 BMS（电池管理系统）、EMS（能量管理系统）等多个部分，成本占比分别约为60%、10%、10%、3.5%。

电池与 PCS 是储能产业链上的最大受益者。

电池是储能系统的核心，成本占比最大，同时技术壁垒相对最高、最成熟，是该产业链中最大的受益者。国内储能电池竞争格局正逐渐集中，宁德、力神、海基、亿纬、上汽国轩等依靠磷酸铁锂开始崛起，占领2020年中国市场储能电池的前五名，国内出货量CR5为54%，宁德2019-2020年位居首位。

储能变流器（PCS），可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换，因为其技术与与光伏逆变器无本质差别，目前看来较为成熟，先发优势明显，龙头几乎延续了光伏逆变器的的行业地位，竞争格局也比较稳定。从2018-2020年数据统计来看，前十厂商变化不大，2020年阳光电源、科华数据、索英电气位列前三甲，CR3为59%，CR5为78%，其中阳光电源凭借在并网逆变器的技术及渠道积累，龙头地位稳定，2020年国内出货量市占率17%，较2019年提升6pct。作为并网逆变器户用龙头的锦浪科技、固德威、德业股份，受益于户用储能迸发，预计后续出货和国内市占率将有所提升。

BMS主要负责电池的监测、评估、保护及均衡等，因为BMS需要与电池参数呈现对应关系同时强调算法和芯片能力，只存在少数独立的第三方，预计该环节会被电池龙头企业所占据。

EMS 负责数据采集、网络监控和能量调度等，该环节涉及能源安全存在很高的资质壁垒，国内尚未市场化，目前国内主要玩家均属国网系。

系统集成环节目前专业化程度和技术含量都较低，竞争非常的激烈，差异化的服务是竞争的核心。2020年阳光电源排名第一。

从电化学储能产业链看，电池系统与新能源汽车的动力电池产业链高度重合，逆变器与光伏重合，近两年景气度非常强，股价和估值也是持续处于高位。但储能项目的商业模式尚在探索和形成落地过程中，竞争格局未定，仍然还有许多未曾挖掘的投资机会，比如钠电池、氢能源、储能系统集成、户用储能细分领域。海外家庭储能已启动，有的已初具经济效益，可优先关注海外市场占比高的户用储能龙头，后续将继续分享相关领域的学习体会，也欢迎志同道合者留言交流。 

原标题：一个万亿级别的赛道——储能行业投资逻辑分析