储能在未来真的能成为王者吗？

最近的工作日日夜夜和“源网荷储”相伴，所以本文就对其中的“储”稍作探讨，回答一个问题——“储能在未来真的能成为王者吗？”。

（来源：微信公众号：朱大熙  ID：zhubigxi  作者：朱大熙）

记得在大学学电力系统暂态稳态时，第一课就讲到了电能生产具有连续性、瞬时性、电能不能大量储存的主要特点，所以电力系统才会存在于这个世界上，让电力世界（发、输、变、配、用）从“混沌”归于“动态平衡”。

电能不能大量储存很大程度上是因为技术的限制，倘若能量密度低、充放电损耗多、安全性能弱、投资成本大、商业模式差等问题都得以解决，就能实现电能在时间上的转移，电能也能像汽油一样，借助油库、油罐车，通过各级运输实现高质量供应，现有的整个电力系统便可以宣告寿终正寝了。

当然，作为一个电力行业从业者，个人主观上认为有生之年大概率看不到这一幕，但储能依然值得探讨，它的身上被打上了“X”的烙印，“X”代表了它在电能世界的无限可能。

01 什么是储能？

——储能是蓝海，锂电正领航

让我们一起来审视一下“储能”。

储能即能量的存储。指通过特定的装置或物理介质将能力存储起来以便在需要时利用。根据能力存储方式的不同，储能可以分为机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能五类。

抽水蓄能是目前应用最为广泛的一种储能方式，作为调峰、调频和备用电源广泛应用于电网侧，技术较为成熟，但也受到地形条件、地理位置、水源条件等诸多因素限制。其他类别的储能，除电化学储能外，其余都仍处于研发阶段，本文也不做讨论（超级电容今年也在市场上火热过一段时间，未深入作了解）。所以本文关注的重点为以锂离子为代表的电化学储能。电化学储能就像10年前的光伏，目前处于示范和初期部署阶段。

电化学储能是发展方向，相比于抽水蓄能等机械储能，电化学储能受地形影响小，可灵活配置于电力系统。随着近年来的技术发展及产业化升级，锂电池突出重围。因为受到新能源汽车行业飞速发展的影响，锂电池（动力电池）的产能扩张及其迅猛，甚至在某些时段出现了产能过剩的状况，成本下降速度较快，并具备进一步下降的趋势。除了电池成本外，电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）和施工成本构成的BOS成本也在快速下降。多种因素的共振下，储能的的经济性拐点可见越来越近了。

据BNEF的预测，到2040年，全球储能累计装机（不含抽水蓄能）将达到近1095GW/2850GWh，对应投资规模6620亿美元。据CNESA预测，中国电化学储能累计装机到2020年底累计2.83GW，到2023年底累计装机19.3GW。

写到这里，简单总结下：以锂电池领军的电化学储能市场的饼画的极大，是一片可以掘金的蓝海。

02 储能的应用场景

——多侧探索，静待花开需时日

出海远航，不仅需要船只，还需要对如何登上布满黄金岛屿做预测，不同的岛屿需要不用的策略。接下来，本文基于现有的电力系统聊聊储能的应用场景。电力系统可分为电源侧，电网侧和用户侧，储能可应用于任意一侧。

在发电侧，国家发改委今年发布了大力推动风光水火储一体化建设的指导意见，储能可参与火电联合调频和新能源配套。

火电联合调频太偏技术，这里不展开说，多说说新能源配套。

新能源配套，能一定程度上解决部分地区新能源无法消纳的问题，因为光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性和随机性，近年来新能源的装机容量大幅上升，对电网的运行带来巨大的压力，弃光弃风屡见不鲜（用白话说就是需要保持上文提到的发与用的动态平衡，新能源发多了就不配上网了）。所以可能再生能源渗透率日益提升的背景下，只有配合储能的应用才能更好的消纳新能源和平抑发电波动。

不过，目前新能源配套的应用依然存在困难，湖南省今年年初制定了建立二十多个光储示范项目的目标，现在10月底了，完工的只有五、六个，背后的原因固然是经济性的阻碍——投资收不回成本。

在电网侧，储能应用场景较为单一，以辅助服务为主，即维护电力系统安全运行、保证电能质量的服务，包括调峰、调频、调压和备用等。辅助服务的需求方是整个电力系统，是一种公共产品。在实际运行，辅助服务有的发电方和电网公司承担（如中国），有的由用电方承担（美国PJM、欧洲部分国家），有的由发电方和用电方共同承担（澳大利亚）。

特别想再讲讲电网侧储能除了辅助服务外的一些作用。电网过去的设计和建设均是遵循“源随荷动”，新建或增容改造时以最大负荷为标准，即使该负荷出现的几率较小、持续时间较短，大部分时间电网都在大马拉小车，由此带来了电网投资成本过高、资产利用率较低。

电网侧储能是有效节约电网投资（减少新建需求或者延缓配网扩容）的一种另辟蹊径的方式。我们把“源随荷动”的投资模式摈弃，转变为“源荷互动”的模式，在新建电网或旧电网增容改造时，应充分评估配置电网侧储能（前提是储能的成本带来的效益能超越新建电网或者改造）的经济效益后再决定是否要开展相应工作。

电网侧储能曾在2018年有快速发展的势头，但在2019年戛然而止了，因为2019年5月国家发改委正式印发《输配电定价成本监审办法》，明确电网不得将储能设备投资纳入输配电价成本核算，国网公司失去了投资的动力。雪上加霜的是2019年11月国网公司发布了严控电网投资的通知，电网侧电化学储能和抽水蓄能电站投资被当头一棒。

于是说，电网侧储能的前景暂时被打上了一个大大的问号。

最后，在用户侧，储能的峰谷套利是主流，节约基本电费与辅助服务为补充。

峰谷套利很好解释，用户侧的大号充电宝在谷电电价低时充电，峰电电价高时放电，赚差价。项目效益评估时需要考虑充放电电能衰减和电池寿命问题（充放电次数有限）。而且国内各省电价不尽相同，峰谷价差越大，投资收益才越大。

节约基本电费也比较局限，适合于峰谷波动极大且峰时较短的大工业用户，某种特定情况下还可以延缓增容需求，减少用户的投资成本。近几年一般工商业电价连续下降更是限制了以峰谷套利为主的用户侧储能收益。

目光投向海外，美国、欧洲、澳大利亚、韩国、日本政策支持力度较大，电力交易市场化程度高，是储能发展的热土。或许国内在未来电力市场化交易的机制下，储能才能有更大的市场。

不过还有一丝隐忧，韩国曾非常激进地发展大型的电化学储能电站，财阀三星和LG在韩国国内大量投资储能后却涌现了不少安全问题，多处储能设施出现自燃，投建的脚步也随之变缓。

前段时间还听了一个线上讲座，挺有意思的，提出了“共享储能”的模式，概念乍一听挺好的，深入思考后，投资收益的测算、各方的分成、计量结算都还没有一个完美的解决方案，这些问题都是电网企业可以提前去做考量的，也许政策文件、业务细则可以一夜落地，但是信息化建设需要时日。

好了，说了这么多应用场景，再做个小结：不管是哪一侧的储能，最大的阻力依然是投资成本过高，在没有建立成熟的电力市场化交易机制的背景下，面临收不回成本的局面，同时政策偏冷。

当然这都是暂时的，电化学产业链目前已经趋于成熟，拉长周期，未来成本依旧有下降空间，这点和成本持续下降的光伏行业很像，挺有趣的。

03 储能有投资机会吗？

——缺少纯正标的，存在长期投资价值

很多新能源公司近几年也纷纷成立储能事业部，比如科士达2019年4月2日公告,公司拟以自有资金出资9,800万元与宁德时代合作合资设立宁德时代科士达新能源科技有限公司,以开发、生产及销售储能系统PCS、特殊储能PACK、充电桩及光储充一体化相关产品。公司将持有该合资公司49%的股权。

纵观国内二级市场，具有成熟储能系统解决方案的龙头公司有阳光电源、比亚迪，锂电池和锂产品的龙头公司有宁德时代、天齐锂业和赣锋锂业。我挑了几个公司看看，年初到现在好几个公司的股价都实现了翻倍。

阳光电源2020年上半年主营构成

但翻倍的原因不是因为储能业务，比如阳光电源，2020年上半年其储能业务的营收只占到总营收的3.61%。阳光电源是光伏逆变器龙头，今年光伏景气度极高（光伏是为数不多从依赖补贴的周期行业逐渐转变为价值成长的行业），除了随着市场水涨船高，阳光电源出海的路也走得非常好，叠加海外反华为的浪潮，今年海外逆变器的份额很有可能替代华为坐上头把交椅。

比亚迪2020年上半年主营构成

比亚迪、宁德时代和两个锂业的上涨同样也不是因为储能，比亚迪的主营构成甚至都没有对储能业务单独列出。今年电动汽车下半年迎来了爆棚的景气度，隔壁美股特斯拉带领所有电动汽车产业链上的企业冲向天际，蔚来居然最近成为了国内市值最高的车企。

尽管没有纯正的主营是储能的投资标的，我仍然把以上企业通通加入了自选持续跟踪，我想谁都愿意看到大陆凭借电动汽车实现汽车行业的弯道超车，当然，这些公司短期的价格的确也不便宜了，长期看其实都值得投资。也希望有更多的企业能布局储能这片蓝海，产业链上下游拓展也好，相关行业扩张也好，厮杀过后，市场所孕育的力量一定不可估量。

04 一个没有标准的答案

——让我们微笑着面对疾风吧

回到最初的问题，储能在未来真的能成为王者吗？

我的回答是储能未来一定会同光伏一样在电力系统有它的立足之地。它不是摧毁性的，不至于完全颠覆电力系统，但最终会和整个电力系统深度融合，成为电力系统的基础设施。储能将和多种设备互相联动，在各级机制的制约下（比如虚拟电厂等等），构建一个更加富有弹性、经济、安全的电力系统“大平衡”。

我们就把储能当做是一颗种子吧，大雨将至，谁也阻挡不了市场的力量，未雨绸缪的人们终将有所收获。