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！
今天，从七个方面，和大家分享一下储能这个正处于爆发黎明时刻的万亿级别赛道的投资逻辑。
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？
01
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。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。
02
为何在这个时点引爆？
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，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，装机规模达万千瓦以上。到年，实现新型储能全面市场化发展。
出台用户侧发展政策，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，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-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-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。从年到年间，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。
03
储能有哪些技术路线？
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，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。宁德时代年7月底发布的第一代钠电池，循环次数可达到次以上，突破之前一致认为的次上限，据测算，若循环次数提升到次，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Wh/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，年多家企业开始布局氢能氢储产业链。
04
当前，储能处于什么发展阶段？
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。
截至年电化学储能装机量已经达到了3.27GW，年至年复合增速达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