碳中和未来40年最大的机遇（二）

　　一、前文回顾
　　我国的双碳目标为在2030年前碳达峰，在2060年前实现碳中和，这个目标相对于目前世界上的几大主要经济体而言，是要求最高，时间最紧迫的。
　　而目前我国的能源结构中，非化石能源占比仅仅为15.9%，清洁能源（包括水电）发电量占比36%，煤炭占比52%。
　　为助力实现双碳目标，在能源的供给端，提高可再生能源在电力供应和终端消费中的占比，是实现双碳目标最有效的途径。
　　但以风电、光伏为代表的电源侧可再生能源波动性强，不能持续稳定提供电能，这就引出了下一个亟待解决的问题——储能。
　　PS：全文较长，可以先点赞收藏慢慢看，记得关注不迷路哦，产业链分析在第三部分。 二、储能
　　2.1 储能的必要性
　　近年来，随着光伏组件的成本进一步下探，无补贴下光伏电站已经可以盈利，大量资本涌入光伏产业，从生产到运营，整个光伏行业规模大幅度增长，但同时也带来了一个问题，那就是光伏只能在白天发电，晚上怎么办？风机只能在有风的情况下转动，没风的时候又怎么办？
　　每日风速波动较大
　　随着可再生能源（风电光伏）的用电量占比不断提升，风电和光伏的不稳定性带来的不单单是短时的无电可用，其波动性对于电网的冲击会引起配电网潮流变化，影响电能质量（电压、频率、波形），对电网侧和用户侧都有较大的影响。
　　在10年前，各地电网尚未像现在这般强大时，对于风电、光伏之类的垃圾电，电网公司向来是拒绝的，这也是为何在用电量较少的省份，弃风弃光限电的情况很多。
　　而将短时超发（用不完）的电储存起来，在没电的时候（晚上或者无风的时候）将这部分电能持续输出上网，就可以避免出现上述情况。
　　2.2 储能如何盈利
　　储能以前一直是政治任务，因为挣不了钱啊，但目前技术已经达到了将要盈利的瓶颈，国家就开始往储能行业里加火了。
　　7月23日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。明确了储能行业的发展规划与目标，到2025年实现 新型储能 从商业化初期向规模化发展转变，累计装机规模30GW以上，2030年实现全面市场化发展。
　　随后没过几天，又出台了提高分时电价的政策：
　　7月29日，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地进一步完善分时电价机制。
　　文件的主旨就是继续拉开平峰和高峰时期的电价，条件具备区域，分时电价差距可达到4倍。 这两份文件一明一暗，都是在鼓励发展储能行业，在技术变革的前夕，政策层层加码，相信储能行业实现全面盈利只是时间问题。
　　目前大型电站并网侧的储能电站，在财务测算上，已经能实现盈利，只是以目前峰谷电的差价，盈利能力大概和存定期差不多。
　　2.3 电网侧储能
　　电网侧储能的主要作用就是调峰调频，保证用户用电质量，而最常见的用来调峰调频的手段就是抽水蓄能电站。
　　8月6日，国家能源局综合司印发关于征求对《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(征求意见稿)的函，提出到2035年我国抽水蓄能装机规模将增加到3亿千瓦，相对2020年将增长10倍，远超市场预期。此前业内预期2030年我国抽水蓄能总装机达到1.13亿千瓦，到2060年底总装机达到1.8亿千瓦。这意味着，到2030年投产总规划就将远远超过此前2060年的目标。抽水蓄能迎发展窗口期。
　　大规模的抽水蓄能电站投运，将大大增强现有电网的调峰能力，增加电网对可再生能源的消纳能力，最终提高我国电网用电中的清洁能源占比。
　　抽水蓄能是当前最成熟、装机最多的主流储能技术，在各种储能技术中度电成本最低，如上图所示，抽水蓄能电站由2个高度不同的水库组成，连接上下两个水库的是输水系统和发电机组。
　　在电网负荷低谷时段，电站利用廉价的谷电，将下水库里的水抽到上水库中储存起来，也就是将电能转化为重力势能。而等到电网负荷的高峰时段，电站再放出上水库的蓄水发电，这样就能以高价卖电。
　　抽水蓄能电站的缺点也显而易见，受地形影响较大，在地形复杂的情况下，建设成本会大幅上升，工期大约持续5-8年，而且电站建成后，由于长距离的管道输送和多个水轮机配合，机械能量损失较高，能量储存效率约70%。
　　目前国内做抽水蓄能电站的主要是各大地方电网公司，电站建设过程中所需的设计、施工或者总包方，几乎由一家央企垄断——中国电建。
　　中国电建公司囊括了中国几乎所有的头部水电系设计院，其中最为著名的是位于杭州的华东勘测设计研究院，其一年的营收就在百亿往上，超过了大部分上市公司。
　　其抽水蓄能市场占有率在国内达到了80%，全球达到了50%，可以说是当之无愧的 中国水电建设 第一股。
　　抽水蓄能电站的主设备为水轮机，在这方面，传统的汽轮机厂都有较为实力沉淀，比如东方电气和哈尔滨电气，但水轮机作为成熟的发电设备，技术已经较为成熟，在价格上少有溢价。
　　电网侧储能总结：抽水蓄能说到底是上个世纪的技术，其根本还是简单的土木工程+设备，很难获得高溢价，投资机会一般。
　　2.3 电源侧储能
　　2.3.1 其他储能形式
　　抽水蓄能电站属于机械储能的一种，其他较为成熟的机械储能方式还有：飞轮储能、压缩空气储能等等。
　　而根据储能介质不同，储能还可以分为电化学储能、化学储能、热储能及电磁储能等，但截至目前，机械储能依旧是其中最成熟，成本最低的储能方式。
　　电化学储能 的应用目前最为广泛也最有前景，新能源车产业链的核心部件，动力电池就是电化学储能应用的一种，按照介质不同，可分为锂离子电池、铅酸电池、钠离子电池等。
　　化学储能 概念简单，但操作过程异常复杂。顾名思义就是将电能转换为化学能储存起来，最常见的就是电解水制氢。
　　热储能 ，典型的应用就是光热电站，将阳光聚集后，把作为介质的熔盐融化，吸收大量热量，熔盐再继续加热水，形成水蒸气，推动汽轮机发电。太阳下山后，电站可以继续利用融化的熔盐所储存的热量来发电， 光热电站是为数不多的可以稳定供能的新能源电站。
　　某50MW光热电站效果图
　　电磁储能 ，主要有超导储能、电容储能、超级电容器储能等，其储能效率高，但距离实际应用还相当遥远。
　　目前电源侧的储能主要以电化学储能和化学储能为主，分别对应了并网型电站和分布式电站两种电站形式。
　　2.3.2 电化学储能
　　目前各地新上的集中式（并网型）新能源电站都要求适配储能，这部分储能主要是为在新能源电站波动较大时储能使用，由于集中式电站的上网电价均是固定的，其不存在利用峰谷电价差价盈利的情况，主要是增加电站上网电量，提高电站营收。
　　同时，在电网侧，也有大量的储能电站上马，其作用和抽水蓄能相同，调峰调频，其盈利模式就是对电能的低买高卖。
　　图片摘自某券商研报
　　这部分储能主要以电化学储能为主，而电化学储能中较为有前景的是：锂离子电池和钠离子电池。
　　以锂离子电池为代表，简单讲一下电化学储能的优劣：
　　1、成本下降迅速
　　在政策利好的推动下，这几年锂电的度电成本下降飞快，目前已经有成熟的锂电储能电站应用，在特定电价条件下，储能电站的内部收益率（IRR）可以达到8%，已经够着了大部分国企央企投项目的最低标准。
　　2、 几乎不受场地条件约束
　　化学储能需要较大的场地和较高的安全生产标准，而锂电储能因为能量密度相对较低，体积也较小，对场地要求较低，适合在工业园区、充电站、高端仪器设备等场所应用。
　　3、成本下降恐怕进入瓶颈
　　锂矿资源有限，可以预见，按照目前的速度发展，不远的将来，锂电将会由于上游材料价格的上涨，而进入瓶颈，锂电的度电成本不可能保持目前的趋势下降。
　　4、能量密度提升陷入瓶颈
　　虽然锂电的能量密度在过去的几年已经得到了大幅度提升，但相较于人类对能源的利用量来说，依旧太小，而锂电能量密度提升的速度并不像半导体那样成指数式增长，而是缓慢得正比例提高，锂电能量密度的提升可能跟不上人类对储能容量的需求。
　　钠离子电池相较于锂离子电池的优势在于成本低，且钠的储量远大于锂（已探明储量约是锂的420倍），未来有大规模应用的可能，但钠离子电池目前的可重复充放电使用的次数仍然偏低，能量密度较小，还不具备经济性。
　　而锂电池的优势在于，随着新能源车的普及未来电动车所装备的动力电池退役后，可以继续用作储能电池使用。
　　在电化学储能领域，宁德时代是当之无愧的绝对龙头，其不但在近期发布了钠离子电池，且中报显示宁德时代的储能业务相比2020年，增长超过了7倍。
　　从宁德时代的身上，我们足以预见，未来的电化学储能市场将极为广阔。
　　2.3.3 化学储能
　　化学储能主要以制氢储能为主，对于氢储能，比较直接的盈利模式是由化工企业投资新建分布式光伏电站，利用光伏制氢，而氢气正好是大部分化工企业的制造原材料，比如氢制乙烯。
　　在光照条件不错又富含水资源的区域，化工企业很容易降低制造成本，从而盈利。
　　此外，还有海上风电制氢应用于沿海化工厂生产的，电解水制氢制甲醇作为燃料电池燃料的，盈利能力完全取决于自然条件（风/光资源以及运输管道长度）。
　　关于氢能产业链的分析由于篇幅不再展开，感兴趣的可以看往期文章，在未来新能源+氢储能的分布式电站建设，一定是一个重要的发展方向：
　　未来尚远——氢能源产业链简析
　　2.4 用户侧储能
　　用户侧储能目前以电化学储能为主，随着应用端电动车的普及，用户侧储能的需求缺口会越来越大。
　　做个简单的计算题：现在很多人都用上了电动车，一台电动车如果使用快充，大概1小时就能达到其电量的75%，而充电桩的功率大约为100-200kw，也就是1小时100度到200度电，在电动车尚没有全面普及前，这点小功率对于电网洒洒水而已。
　　但要是当一个几十万（百万）人口的十八线小县城全面普及电动车后，几千（万）辆车同时充电的场面，瞬时功率会达到一个恐怖的数值，大部分县一级的电网都承受不住如此高功率的冲击。
　　因此一些分布式的充电桩运营公司就应运而生，比如宁德时代投资的主打储充检一体化运营的快卜科技。
　　将光伏、电化学储能、充电桩结合在一起，不但可以大幅度降低充电站的运营成本（不需要向电网买电），还可以缩短充电站的建设审批时间（不需要获得电网配电许可），不过新增的光伏组件和电化学储能设备也会大幅度增加充电站的建设成本。
　　其他用户侧的应用，比如大型设备UPS，工业园区储能电站等，还有很多，就不一一举例了。 三、产业链简析
　　储能形式多样，这里主要分析最具前景的电化学储能产业链。
　　3.1 电化学储能系统原理
　　其中PCS：储能变流器，连接电池系统与电网，实现直流和交流电的双向转换。
　　BMS：电池管理系统，用于电池的充放电管理。
　　BS：电池组，核心部件，主要成本就在电池上。
　　EMS：能量管理系统。
　　电化学储能系统的成本如上图所示，其中EPC指的电化学储能电站建造的总承包费用占成本的比重，可以看到整个系统中电池成本占据了一半以上，其次是PCS储能变流器，而这两项也是储能系统中技术含量最高，壁垒最厚的版块。
　　3.2 各板块龙头
　　储能电池代表企业：宁德时代 、 派能科技 、 比亚迪 、 亿纬锂能 。
　　宁德时代：无可争议的绝对龙头，中报显示储能业务同比增长7倍以上，在电池领域拥有绝对的话语权。
　　亿纬锂能：在5G和风光电站储能方面发展迅速，但依旧属于二线电池厂中的第一位。
　　比亚迪：全产业链覆盖，技术沉淀深厚，海外市场亮眼，但主业是整车，储能业务弹性可能一般。
　　派能科技：储能业务纯正，专注用户侧储能，目前业绩释放一般。
　　PCS（储能逆变器）：阳光电源、固德威、锦浪科技
　　阳光电源：储能逆变器和储能系统双龙头，在全球逆变器市场都处于龙头地位。
　　固德威：和派能科技类似，专注于用户侧储能逆变器市场。
　　锦浪科技：逆变器领域的新秀，发展没几年就从阳光电源手下抢来不少国内市场，后市可期。
　　系统集成：盛弘股份。
　　EPC：永福股份，垃圾，就是个破设计院，要不是宁德时代入股，就是个渣渣。 四、结语
　　今天文章写得有点长，产业链部分简单了些，储能截止目前是在政策扶持下，刚刚能够实现国企投资需求的水平（大概就比定期强一点的收益率），离全面爆发尚远。
　　如果要投资储能领域，最先爆发的必然是价值量最高的电池和逆变器，至于其他，尽量别碰。