锂电储能崛起前夜

三

先说发电侧和输配电侧。

大幅增加清洁能源装机将会使发电侧的电力供应变得更加随机，而用电侧的需求同样具有一定随机性，传统电网公司的做法是提前预测用电侧需求，并据此向发电企业购电。相应地，发电企业需要通过技术手段，满足电网的需求。

一些风电光伏比例较高的国家，已通过技术改造让电网更好地消纳波动能源，比如要求具备高电压穿越能力、主动向系统提供调频服务、甚至提供虚拟转动惯量等。这些技术手段使可再生电源对电网系统更加友好，虽然额外的成本会影响可再生能源的经济性，但随着技术的进步，成本仍在持续下降。

在近两年的中国，新能源配储能成为各地纷纷鼓励的发展模式：截至2020年底，我国超过17个省份发布了要求风光发电配置储能的政策，容量配置比例为10%-20%，容量时长一般为2小时。“配置储能优先并网”，由电网企业与新能源开发商私下达成的一种潜规则，逐渐变为明规则。

然而，风电、光伏电站配置储能，利用的是电量型储能。由于成本限制，发电侧储能电池容量标配为2小时，亦即在发电高峰时段仅能存储2小时内发出的电能，若不能及时并网，风机和光伏板超出2小时以外发出的电能只能被浪费。

事实上，从世界范围看，电量型储能应用并不普遍，而是以功率型应用为主，即利用储能电池在短时间内的充放电，来响应电力系统的调峰调频需求，并利用峰谷价差赚取利润。

作为平衡整个电力系统供需关系的设备和措施，储能在发电侧和输配电侧的本质作用是相同的。储能布设在哪个阶段，主要涉及的是利益分配问题。因此，国外机构通常将发电侧和输配电侧储能统一归类为“电表前端储能”。

采用“一刀切”的方式要求新能源发电配储能，会造成资源浪费，并对众多刚刚跨过盈利线的新能源发电企业增加额外成本，打击其装机积极性。

2019年5月28日，国家发改委、能源局发布新修订的《输配电定价成本监审办法》，明确电储能设施不计入输配电定价成本，导致2019年输配电侧储能新增装机迅速下降，与此同时发电侧储能新增装机迅速提高。

发电侧与输配电侧储能新增装机此消彼长的关系，侧面印证了储能在这两个应用场景的本质用途基本相同，需求只是在不同主体间转移。

虽然储能产生的价值会使发电方、电网方和用电方均受益，但由于缺乏合理传导成本的市场机制，储能产生的额外成本便被压在了市场话语权最弱的发电企业头上。

不同地区的电网系统和风电、光伏资源各异，并非所有新能源电站都适合配置储能系统。对于一些与当地并网需求存在结构性差异的新能源发电企业而言，充放循环以小时计的储能系统犹如“水库边上挂水桶”，成本投入巨大，对新能源消纳的实际效果甚微，投入产出比很低。

针对此局面，远景能源高级副总裁田庆军曾在一次采访中表示，“强配”的局面只是暂时的，“随着电力市场建设的推进，发电商的生产管理将从过去以电量最大化为目标的发电生产模式，逐渐转向电力价值最大化的电力交易模式；从过去面向传统基建和追求规模的投资模式，转向面向风险管理的投资。”

储能本身并不生产能源。作为能量的“搬运工”，储能本质上是一种灵活性资源，其价值等于电力系统平抑波动性的边际成本。

随着整个社会向低碳化转型，不仅电力系统本身发、输、配、用各环节的运行机制将会相应调整，电力系统对全社会——特别是对用电规模巨大的工商业企业——的用电定价机制，也将逐渐更细致地反映调峰调频等灵活性服务的成本。

在这样的机制下，无论储能系统安装在发电、输电、配电中的哪个环节，都可由各利益相关方共同承担成本，形成可持续的储能商业模式。

根据中国碳达峰目标，2030年光伏+风电累计装机量将超12亿kWh，2021-2025年，风电+光伏年均新增装机空间约为110GW。

以光伏+风电装机增量为测算依据，并考虑储能配置渗透率逐渐提升，容量配置比例取15%，容量时长取2小时，预计我国2021-2025年发输配电侧（即电表前端）的储能装机需求约为48GWh。

四

在用户侧，储能的应用有更加广阔的想象空间。

前文提到的家用储能系统，由于分散度高、规模小、并网率低，其最主要的用途是为用户自身提供应急备电等服务，套利、参与调频等可运作的空间有限。

工厂、超市、办公区等企业用户侧的储能系统，则是家用储能的升级版。由于这些大型储能系统的功率可达MW级别，且工商业峰谷电价差更高，依靠储能进行峰谷价差套利的模式，盈利空间更为可观。

储能为用户带来的调节能力，也就是把负荷适时变大变小的能力，同样能够减轻电力系统的调频压力。

例如，随着汽车电动化转型加速，充电站建设将在未来5年持续高速增长。“光储充一体式”充电站，有望成为用户侧储能大规模应用的典型模式。

在传统充电站的基础上配置分布式光伏系统和储能电池，可以减缓输配电设施在应对充电站功率需求时的扩容压力，并大幅缓解充电站大电流充电时对区域电网的冲击。

我国《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》中明确鼓励“光储充放”多功能综合一体站建设。国家和各地政策的支持，加上充电站投资回报率随着电动汽车渗透率的提升而不断改善，“光储充一体站”的商业可行性将会逐渐凸显。

这样的商业前景，使得充电站运营商有望在未来进入能源运营领域——与配备储能系统的其他工商业主体相同，配有储能电池的充电站同样可以利用自己的灵活性储能资源，参与调频调峰、峰谷价差套利、电网辅助服务等业务，赚取相应的利益。

3月5日，李克强总理在《政府工作报告》中提出，将允许所有制造业企业参与电力市场化交易，预计国家从政策层面支持储能运营的进程将会加快。

未来，任何持有大量锂电池（在这一语境下，动力电池与储能电池均适用）的主体，都有机会通过电力系统的改造升级，参与到能源运营和辅助调频调峰的事业中来。亦即是说，随着电动汽车V2X技术的逐步运用，拥有大量电动汽车的出租车公司、租车公司、车队运营方，也同样可将自己的车队看作具有运营价值的储能设备。

五

通信基站，是未来5年新增储能装机的另一大重要领域。

截至2019年底，中国三大运营商共用4G基站478万个。随着5G技术的投用，4G基站不再大范围增加，未来新建的通信基站将主要为5G基站。

由于5G通信频谱分布在高频段，信号衰减更快，覆盖能力减弱，因此相比4G，通信信号覆盖相同区域的前提下，5G基站的数量将比4G基站更多。

按照功率和覆盖范围的不同，5G基站可分为宏基站和小基站，宏基站一般建设在空旷地区，再通过小基站的补充，以“宏基站+小基站”的组网模式提升覆盖范围。

根据工信部数据，截至2020年底，我国累计开通5G基站71.8万个。参考过去4G基站的建设节奏，预计至2025年，我国5G宏基站的建设数量将达到约450万个。在建设节奏方面，2021-2022年将达到高潮，随后数量逐年下降。

通信设备对电源系统的可靠性和稳定性要求极高，因此一般采用蓄电池作为后备电源，以保证连续供电。

在4G时代，铅酸蓄电池是备用电源的主流技术，而5G基站的典型功耗相比4G提升3-4倍，达到3.5-5kW，若继续采用铅酸电池，现有机房空间和设施很难承载后备电源进行大容量的扩容需求。

磷酸铁锂电池能量密度可达铅酸电池的4-5倍，且在安全性、循环寿命、快速充放性能等方面优势明显。尽管目前磷酸铁锂电池价格仍高于铅酸电池，但在全生命周期成本评价体系下，由于拥有更长的循环寿命，磷酸铁锂电池已几乎抹平了成本劣势，且未来几年仍有降本空间。

2018年，中国铁塔已停止采购铅酸电池，转而采用梯次利用锂电池。2020年，国内三大通信运营商与中国铁塔相继发布磷酸铁锂电池集中采购计划，宣告了磷酸铁锂电池在我国5G基站领域将对铅酸电池实现全面替代。

以单个5G基站功率4kW、备电时长3小时计，单站储能容量为12kWh，可以得出未来5年新增约378.2万个5G基站所需的储能总量约为45GWh。

六

尽管派能科技在海外家用储能市场表现不俗，但在国内的To B储能市场，建立于家用系统市场的品牌优势并无从发挥，性能满足需求的前提下，成本才是市场竞争力的核心。

2021年2月，在中国铁塔与中国电信备电用磷酸铁锂电池产品招标中，联动天翼、南都电源等5家中标电池企业针对电池组（含电芯、BMS、线束及外壳等）的含税均价仅为0.504元/Wh。

与之对应地，根据BNEF调研，2019年一个完成安装的4小时电站级储能系统，成本范围在300-445美元/kWh之间。BNEF预测，2020年单kWh成本仍将高于300美元，至2025和2030年有望降至203美元和165美元。

储能项目的成本差异性很大，主要受功率能量比、项目规模、项目复杂程度、冗余度以及当地法规等多方面影响。但即使将这些因素都考虑进去，与海外市场相比，中国储能市场价格竞争的激烈程度仍令人惊异。

在锂电池储能系统中，成本占比最高的三个部件分别是锂电池、PCS（逆变器）和BMS（电池管理系统），其中，电池成本占据系统总成本的比例超过60%。

随着储能市场的扩大，在动力电池行业拥有绝对规模和成本优势的企业，将凭借更低的价格，在储能市场竞争中占据主导地位。

对比2018-2019年中国储能技术提供商（即电池提供商）Top10企业的变化即可看到，宁德时代、国轩高科、亿纬锂能等国内动力电池领先企业，储能装机量均在2019年取得了明显的同比增长。

对此，派能科技深谙掌握电池产能和规模效应的重要性。2020年，派能科技自有的电芯产能为1GWh。在产能利用率接近饱和的情况下，派能科技计划大规模扩产，新增电芯产能达到4GWh。

在电池技术路线方面，由于储能系统的核心需求在于高安全、长寿命和低成本，磷酸铁锂电池热稳定性强、不含贵金属、循环寿命可达5000-10000次，尽管在能量密度方面稍逊，但固定式储能对空间和重量的要求远不及车载动力电池苛刻，因此磷酸铁锂相比三元锂电池更适合储能应用。

因此，未来几年，动力电池的竞争格局，特别是磷酸铁锂动力电池的竞争格局，也将会是中国储能市场格局的指向标。

作为在中国动力电池三元和磷酸铁锂两种技术路线上的“双料冠军”，宁德时代早在2011年便参与了国家电网风光储能示范项目。

2018年，宁德时代看到了储能爆发的势头，设立储能事业部，将储能列为重点发展业务。

此后两年中，宁德时代明显加快充能布局，先后与星云股份、科士达、易事特、国网综能、福建百城新能源等成立合资公司，为在储能竞赛中的冲刺做好准备。

2020年2月，宁德时代宣布200亿元定增，其中用于江苏时代项目（三期）中的55亿元中，包含20亿元用于电化学储能前沿技术储备研发。

阳光电源、固德威等其他储能玩家，则凭借在PCS领域的技术和市场优势，并通过向电池业务拓展、提供差异化增值服务等方式参与市场竞争。

那些在产业链中不掌握电池、PCS等核心技术的纯系统集成商，将会在下一轮更激烈的竞争中处境艰难。

尾声

储能市场的终局，很可能将会是“能源运营”。

在即将到来的市场高速增长阶段，将会是以电池成本为核心竞争力的“硬件竞争阶段”。

在这一阶段中争取到尽可能大的装机量，不仅会帮助储能/电池企业打下良好的市场基盘，更是在为其争取进入下一阶段竞争的入场券。

这非常类似于在智能电动车市场争夺尽可能大的市场份额，以进入下一轮自动驾驶、智能座舱赛道的竞争。

储能领域的下一轮竞争，同样将由软件定义——将遍布城市和乡村的储能装置，以及数以亿计的电动汽车作为与电网连接的储能终端，利用软件匹配发电方与用电方需求，通过实时控制和交易平台的形式，管理和优化设备运行策略，最大化各方收益。

拥有数据和最优算法的软件公司，将会握有打开巨额市场的钥匙。

同时握有硬件、数据和软件的垂直整合型企业，将会是未来的能源巨头。