尽管现在新能源加储能已被普遍接受，不过，市场仍然习惯于将光伏、风电等新能源为主角，而储能只是一个配角。
新能源行业无疑是欣欣向荣、前景可预期的。近年来，我国政府出台一系列政策支持新能源建设，并将其列为国家战略。但随着风电的发展、光伏及其他装机量增长迅速，新能源消纳日益凸显，能源转型受到了严重的挑战。
近十多年来，中国能源转型在全球范围内取得显着成就。随着风电、光伏等可再次生产的能源渗透率逐步的提升，我国已进入大规模发展阶段。据国家能源局的统计，到2021年为止，我国风光累计装机容量的比重为26.7%，风光发电量比例为11.7%。在未来相当长一段时间内，风能仍将占据主导地位，但随技术进步及设备更新，光伏发电、生物质等清洁可再次生产的能源将会有更大发展空间。展望将来，新能源发电的比重仍将继续增加，直到变成了电力的大多数来自，而且传统火电也慢慢退到二线，终极角色就是充当调峰，补充产能的。
但是在新旧能源角色互换的进程中，新能源消纳成为阻碍其持续发力上行的重要因素。
图1:2021年新能源装机渗透率达到26.7%（单位：万千瓦），数据来源：Wind，华宝证券
大家都知道风电、光伏属于间歇性能源，易受气候天气的干扰，就是典型的“靠天吃饭”。随着可再次生产的能源发电比重持续不断的增加和电网规模逐步扩大，电力供需缺口日益增大，弃风限电现象日趋严重。一遇到极端天气，新能源出力不确定，易造成局部地区缺电。
无论是2021年，还是全国大面积拉闸限电，或在2022年暑期错峰用电，缺电问题均严重地影响着经济的发展与居民的生活。从国家层面来看，我国目前面临着巨大的电力缺口。其背后的实质是新能源对传统能源进行了取代，新能源并网消纳产生了问题。
另一方面是光伏、风电出力高峰通常不满足用电需求，随着慢慢的变多的新能源进入电网中，会对电力系统造成特别大的影响，严重时，可造成电网频率的崩溃，导致大范围停电。
据全球能源互联网发展合作组织的调研资料显示，新能源渗透率从20%向上增加时，会导致电力系统净负荷波动急剧增大，对电网安全提出了挑战。就山西省而言，我国是新能源装机大省，山西火电机组最近几年一次调频的数量已经增加到了每天几百次。
图2：随着新能源渗透率的增加，电网净负荷的波动加剧。数据来源：全球能源互联网发展合作组织
一、前言在新能源发电侧配储能能够兼顾新能源随机性与波动性，这样就有效地避免了新能源出力减少时，或者当用电负荷增加时，由于发电容量的不足而造成停电的问题。其次，在电力系统中应用光伏，风电等可再次生产的能源后，将产生大量弃风电量和弃光量，而这些弃光和弃光电能都有必要进行消纳。例如，风光储一体化项目。
二是电网中储能的分配相当于加入一个“缓冲器”，能有效地保证发电端与用电端的动态平衡。
最后，由于火电和其他传统可调节电力比例持续下降，有必要引入储能，使其成为一种新型调节能力，从而增强了电力系统运行的灵活性。
然而当前储能装机速度远跟不上可再次生产的能源的发展，还有显著差距。在新能源领域中，我们正真看到了许多新技术、新形态，如分布式电源和大规模风电等。并且，我们正处于电气化深化的时代，今后电气化的景象将变得更丰富。在这样的一个过程中，电力将逐步取代石油成为主要的二次能源形式之一。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2060年，电能在终端用能中的比例预计为66%。
凝练为一个字——光伏、风电所占比重慢慢的变大，储能既是开发新能源的一个重要先决条件，也会深度介入能源转型的进程，就成了电力系统中至关重要的一部分。
根据《“十四五”可再次生产的能源发展规划》提出：2030年前我国将全力发展风电、光伏总装机容量要超过12亿千瓦。随着新能源装机规模一直增长，其对电网安全稳定运行造成的影响也慢慢变得大，其中尤以调峰调频能力不足为突出。面对这样规模巨大的新能源接入，电网消纳的压力可想而知，电力系统急需大规模储能，以应对新能源的消纳，为了提高电力系统与能源系统运行的安全性与稳定性。
什么是大规模储能？大型储能电站就是将电能转换成其他形式的能源或化学能而存储在地下深处。顾名思义，就是功率更大，容量更高的储能。根据国标《电化学储能电站设计规范》，大型储能电站是指功率30MW、容量30MWh或更大的储能电站。
储能的主要应用场景覆盖发电侧（风电场，光伏电站和传统电站）、电网侧（电网公司等）和用电侧（家庭、工商业等）。并且大型储能在发电侧，电网侧得到了更加广泛地运用。
当前，大规模储能路线呈多点开花之势，最引人瞩目的当属抽水储能与电化学储能。
抽水储能等。随着电网规模扩大和需求增长，抽水蓄能将发挥慢慢的变大的作用。作为全球技术最为成熟的国家、装机量最多储能技术之一，占我国储能装机容量的86%左右。可认为抽水储能在能源系统中起到了定盘星的作用。
锂电池储能等。目前，全球范围内对锂离子电池储能的需求正在不断攀升，特别是在电动汽车领域。以其建设周期短，场地选择灵活等特点、调节性能突出等，锂电池储能在电化学储能领域已处于领先地位。据InfoLink统计，2022年，全球储能锂电池累计发货142.7GWh，较上年同期增长204.3%。
全钒液流电池储能等。以其高度的安全性和扩容、循环寿命长，全生命周期费用低，预计将来会在长时储能中占有一席之地。
另外，有氢储能和压缩空气储能也正朝着规模化应用的方向发展，并在能源革命的时代渐渐脱颖而出。
从整体上看，储能应用场景多样决定储能技术多元化，各类大规模储能技术相辅相成，发挥其特有性能优势。
以往由于新能源的渗透率处于一个较低的水平，电力系统充分发挥了水电调节能力，对一些火电机组进行灵活性改造，则能达到平稳运行的要求，因此，发电端对于大规模储能的要求不是十分紧迫。
与此同时，大规模储能对于电力系统来说也是一个新的环节，加之规模宏大，投入的代价是巨大的，而回报却非常有限，却变成一种成本负担。在目前政策环境下，大规模储能的发展必须考虑其经济性问题。长期以来，新能源分配大规模储能在经济上驱动力不足，甚至出现储能并网项目空闲。
大型储能是新能源发电企业的刚需，其建设成本与盈利能力始终是后一领域研究的重点。近年来，国内一些地区相继出台了相关政策文件对储能发展给予扶持和引导，并鼓励投资开发储能项目，推动行业健康持续发展。但以往已建成的储能项目多数并没有形成一个稳定、理性的收益模式，建设成本高与回报微薄是根本不相称的。
一直到近几年，以各种方式进行示范探索，持续推出储能产业鼓励政策，我国大型储能项目利润逐渐提升。
在储能收入端进行了剖析，储能项目以低电价下充电为主、高电价放电挣取电价差，以获取相应的利益。因此，电价是影响储能效益发挥的重要因素之一。2021年7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确要适当扩大峰谷电价价差，系统峰谷差率大于40%处，峰谷电价价差，原则上不得小于4:1，其他部位原则上不少于3:1。
特别是最近几个月来在上海，湖北，河南，江西等地、包括山东在内的许多省市区，都启动了峰谷分时电价机制的新一轮调整，尖峰电价与低谷电价的上下限比较。这也意味着，在电力市场环境下，储能技术将迎来巨大机遇。随峰谷价差的变大，储能盈利困境预计将在一定程度上得以缓解。
图5:2022年10月全国部分省份峰谷电价最大差值（元/度），数据来源：北极星储能网、方正证券
二是电力辅助服务市场机制逐步完善，大规模储能收益来源较为丰富，如辅助服务收益的提供，容量租赁和容量补偿。第三，随着电网公司改革进程的深入推进，大型储能参与市场交易也是大势所趋。这也意味着，以往大规模储能收益渠道单一的现状迎来了提升空间，将来能靠多搞“副业”赚钱。
举例而言，我国正在探索“共享储能”的模式，以提高储能电站收益来源。共享储能是指由电网公司通过市场化手段提供给用户使用的储能设施，包括储能设备和电力用户两个主体。2021年起在宁夏和青海开展工作、包括山东在内的许多省份相继从政策上明确了共享储能的构建和发展，并对租赁价格进行了细致指导。这也预示着我国共享储能将迎来快速发展机遇。比如河南印发的《河南省“十四五”新型储能实施方案》中，规定储能租赁指导价每kWh年200元。
被称为共享储能，就是把单独分散在电源一侧、电网侧储能资源的集成，并移交给电网统一协调，服务众多新能源电站，进而提高储能资源的利用率，增强收益能力。
对于新能源企业来说，它能够在服务期限内拥有储能充放电权力，以满足其消纳需求，不需要另行修建储能电站，因而显着减低了初始资金投入。此外，储能项目能够有效地利用电网中可再生能源并实现削峰填谷功能。对于共享储能的投资商，储能项目实施后，容量租赁费用成了收入的稳定来源。共享储能还可作为一种新型融资工具，为投资企业提供了更多的投资机会。同时共享储能也可以参与到电力辅助服务中获得调峰、调频和其他辅助服务费。
当然是在客观现实面前，是我国储能市场起步比较晚的，不可否认，它还处在商业化的初期，配置储能经济性未发挥，今后的商业盈利模式仍需要进一步改善。
然后对储能成本端进行了分析，并基于BNEF的数据，从2010年到2020十年间，锂电池组的平均价格从1100美元/kWh降至137美元/kWh，降幅达89%。这意味着随着储能技术的成熟和价格的降低，锂电池储能将逐渐取代传统铅酸蓄电池成为未来电网中重要的电能存储设备。下一步，锂电池储能系统应该发挥出更多的功效，核心驱动力仍然是靠成本的继续下探。
2022年1月29日，国家发改委、能源局发布《“十四五”新型储能发展实施发案》，提出了到2025年电化学储能系统造价下降30%以上的开发目标，进一步适应了建设新型电力系统的需要。
事实上降低储能成本对于促进新能源发展具有重要意义。目前我国储能技术和设备水平较低，在电力市场中缺乏竞争力，导致电价偏高，影响了储能技术和设备的推广与应用。仅储能成本不断降低，为了达到不断降低新能源综合用电成本的目的，从而取代了传统火电，成功实现能源转型。
早于2011年宁德时代便已布局储能领域，但多年徘徊不前。直到近两年，宁德时代储能业务真正进入快车道，并成为该公司的第二大业务。这背后的一个重要原因是之前锂电池的成本过高，极大地限制锂电池储能装机量。
但现在因为锂、镍和其他电池原材料的价格正处于较高水平，造成锂电池储能系统的价值不能得到完全的释放，极大地制约了它的装机规模迅速膨胀。因此，在当前市场环境下，锂电池储能系统建设应以市场需求为导向，通过技术和商业模式创新实现产业化应用，从而提高产业发展水平。今后，在核心原材料价格走低的情况下，锂电池的价格又回到了合理的价格范围内，锂电池储能项目的建设过程会得到进一步的推进。
总之，唯有大规模储能项目取得合理的收益能力才会推动储能装机放量并反过来反哺新能源规模化发展。
大型抽水储（蓄）能，按照国家能源局的计划，2025年、2030年前，我国抽水蓄能装机规模将分别达到6200万千瓦和1.2亿千瓦。随着大规模的电网建设，大量的电力用户用电需求也在不断增长，而抽水蓄能电站可以有效地利用可再生能源发电来满足这些要求。如按6000元/kw成本计算，则截至2030年止，抽水蓄能行业总投资规模将达到1.6万亿元，年平均投资超过1600亿元。
再来看锂电池储能，据高工锂电数据显示，预计到2025年，全球锂电池储能出货量将达到460GWh，对应2021-2025年CAGR达到60%。从市场规模来看，目前世界锂电池储能市场的需求在不断增长，未来几年内仍将保持较快增长速度。其中中国，美国以及欧洲为锂电池储能的主要市场。
放眼未来，新能源装机将维持较快增长态势，与其相匹配的大规模储能也迎来了确定性增长，其中，产业链的核心环节首先会从产业的成长红利中获益。
抽水储能产业链的上游，以设备制造商为主，包括水泵水轮机等、发电机、主变压器及其他核心设备的生产厂家。中游主要为抽水蓄能电站建设与运营管理企业。其中水轮机的主要提供者是东方电气、哈尔滨电气、浙富控股等；水泵的主要提供者是凌霄泵业和大元泵业；变压器的主要提供者是保变电气和新华都。
抽水蓄能产业链的中游以电站设计建设和电站运营公司、电站设计为主、建设以中国电建为主，中国能建为辅，电站运营以国家电网为主，南方电网为辅。
图9：抽水储能产业链一览，资料来源：水电水利规划设计总院，中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，中信证券
针对锂电池储能产业链，所述核心环节储能系统包括储能电池、蓄能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）与能源管理系统（EMS）组成。其中，储能变流器是整个储能系统中最关键的设备，它将能量转换为电能或别的形式存储于电池中。其中储能电池在整个储能系统中占据着主要地位，同时又是最昂贵的，它在储能系统中的价值量为60%，其余为PCS、EMS和BMS成本占比依次递减，分别约为20%、10%和5%。
考虑到储能电池与动力电池在技术原理上具有一致性，并且产能是可以互相切换，以宁德时代、亿纬锂能、国轩高科、以中创新航为代表的动力电池企业率先冲进了储能赛道。据了解，在“十三五”期间，国家将大力推动新能源产业发展，并制定了有关政策支持动力电池行业发展。至今宁德时代的储能产品已经覆盖发电侧、电网侧与用户侧之间，覆盖了太阳能和风能发电的储能配套、工业企业储能等、商业楼宇及其他方面；亿纬锂能计划到2025年储能产能达100GWh。
值得一提的是，动力电池产能大范围膨胀，后续有产能过剩可能，行业竞争白热化。随着国家新能源汽车政策扶持力度不断加大，以及市场上消费升级需求持续增加，储能电池市场规模将进一步扩大。尽管储能电池比动力电池所需的能量密度更小，但它对于使用寿命、充放电次数，电池的安全性、经济性要求高，预计将来掌握核心技术，成本控制能力强的电池企业将首先获胜。
其次是储能逆变器（PCS）供应商。在储能市场加快速度进行发展的大背景下，储能逆变器行业迎来了高速增长阶段。由于储能逆变器与光伏逆变器的技术原理与相同，制造产线也是如此，能够进行灵活的切换，储能逆变器和光伏逆变器产业的竞争格局存在一定的重合。阳光电源、上能电气、像锦浪科技这样的光伏逆变器制造商已经成为储能行业的重要参与者。