储能装机量需求弹性巨大，国内储能的未来将是多技术路线并存的市场化竞争。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，从产业史上来看和光伏产业更为相似。研究储能的技术路线的选择和投资机会，必须以“长时储能需求和经济性”作为研究的出发点，储能时长才真正意义上代表了储能的市场空间。
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国内展望：发电侧的政策性配储规模的核心是合理的IRR。目前，各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10%、2h（0.2wh）。长期来看，配储规模的增长弹性取决于光伏和储能装置成本的持续下价，理论上是维持光储一体化资产的合理IRR。我们按照2030年光伏和储能的成本测算，配储0.6wh的IRR可以达到6%。
国内展望：用户侧的经济性体现在峰谷电价差和充放电次数。国内用户侧的峰谷电价差套利，我们认为主要体现在小工业和商业。按照地区分布，主要是长三角和珠三角。储能装置的经济性体现在两峰两谷（平），每天可以有效充放电两次的区域，比如广东、浙江、江苏等，按照我们的测算， 广东、浙江、江苏三省储能系统投资回报期仅3-5年。
锂电、钠电、氢能、钒电产业链谁将胜出
国内储能的未来：市场化竞争、多技术路线并存。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，更像是光伏产业。
钠电：产业化的进程快于市场的预期，主要基于高锂价带来的理论上的成本优势，以及锂电产业链的复用。从电池到正极、负极、隔膜等产能大部分可以通用，这个跟光伏领域的单晶多晶之争、异质结不同，成熟产业链的阻力非常小。钠电不会颠覆锂电龙头的竞争格局，更多地是行业的机会，我们更需要寻找钠电和锂电在材料端的差异，比如石墨负极和硬碳/软碳的工艺和成本差异，几条不同路线正极前驱体性能和成本差异、集流体材料的差异等等。
氢能：产业链庞杂，包括制氢、储运、加氢、电堆等，最像三大化石能源中的天然气，虽然最清洁，但基于其运输瓶颈未来在能源领域大概率是补充，而不是主角；氢能的应用参考巴拉德的年报可以分为公交、重卡、船用、备用电源，在时长和功率层面要求高的领域最为适用，高功率才是氢能的核心竞争力。更简便的办法是去找柴油和燃料油的替代领域，单看商用车市场可能没多少，但看柴油和汽油的消费量，前者更大，氢能估值的天花板是否可以用柴油的需求来衡量？更长周期，氢能在能源领域的应用之外，是大量的工业领域（尤其是化工）的减排需求。
液流体系（钒电）：安全性、长寿命以及易回收等优势，长期来看是储能最优的解决方案，但产业化受制于钒资源的稀缺性和钒的提纯工艺。另外，由于液流体系和氢燃料电池在结构上的相似性，氢能产业的发展速度、燃料电池的产业链能力也同样影响了液流体系的产业化进程。燃料电池产业链尤其是材料环节和龙头竞争力将大部分传承给液流体系，我们更关注在电堆中，氢燃料电池和液流电池的共用组件部分，比如双极板、质子交换膜、气体扩散层等，单一技术路线的应用空间不应该是上游材料的估值天花板。
我们的结论：钠锂求异，氢钒求同，寻找上游材料的投资机会。我们以钠电和锂电的负极为例，寻找在原材料端的差异，酚醛树脂、生物质均是钠电不同于锂电的负极原料；我们以氢能电堆和液流电池的双极板为例，对于共用组件石墨双极板来讲，长期来看在液流电池中的应用很可能远远大于氢能电堆。
长时储能需求和经济性
储能的技术路线选择成为市场关注的焦点。6月29日，国家能源局发布《防止电力生产事故的十二五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》，指出，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池。
煤炭的清洁高效利用和火电的灵活性改造，给了储能市场更多“性价比”的约束。国内储能的未来：一定是市场化竞争、多技术路线并存。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的充分竞争，从产业史上来看和光伏产业更为相似。
放在产业大背景里去看技术路线的差异、演变和未来，我们希望完成系列报告之后可以回答以下类似的细节问题：
1、氢能领域丰田选择金属双极板，巴拉德选择石墨及复合板，作为双极板厂商哪个才更有未来？
2、钠电负极厂商，面对性能强成本高的硬碳、性能弱成本低的软碳，更优的选择是什么？
3、钒电体系承袭于氢能，除一致的材料降本之外，叠加了钒的提纯。如果储能的终极是液流体系（全钒、锌溴、铁铬、有机），钒的上游资源企业是否具备在提纯领域快速降成本的能力？
但无论如何，研究储能的技术路线的选择和投资机会，必须以“长时储能需求和经济性”作为研究的出发点，储能时长才真正意义上代表了储能的市场空间。
1. 万亿储能市场：电化学储能迎来机遇
全球能源互联网发展合作组织预测，2060年全社会用电量将达17万亿千瓦时，人均用电量达到12700千瓦时，清洁能源和新能源装机占比将达90%以上。随新能源大规模接入，为克服风光电的间歇性、波动性，整个电力系统正从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”转化，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素。
市场格局：电化学储能占比迅速提升,锂电仍为主流。储能目前主要集中在抽水蓄能和锂离子电池储能两种形式。无论是全球市场还是中国市场，抽水蓄能的累计装机规模仍占据最大比重，主要得益于较低的成本和满足长时储能的需求，但其份额持续下降；电化学储能的累计装机占比呈现出持续增长的态势，其中，2020年全球电化学储能装机规模增速稳定在50%，中国电化学储能累计装机规模同比增长91%，预计“十四五”时期市场将稳步、快速增长。
按照IEA公布的《2050年净零排放：全球能源行业路线图》的指引，要求到2030年，全球太阳能光伏发电新增装机达到630GW，风力发电的年新增装机达到390GW，这是2020年创纪录新增装机数据的4倍。我们按照中国光伏/风电装机全球占比40%简单测算（252GW、156GW）。
假设1：我们以2021-2025年复合增速5%，2026-2030年复合增速3%作为用电量的测算，2025年同比2020年累计新增发电量2万亿度电都需要由清洁能源来提供，约占全社会总发电量的20%以上。
假设2：我们按照2030年光伏新增装机252GW倒算，2021-2030光伏新增装机的复合增速在17.56%，累计装机复合增速20.42%。如果以更合理的制造业生产逻辑拟合，2021-2025年假设新增装机复合增速25%，2026-2030年新增装机复合增速依然有10%。
假设3：我们按照2030年风电新增装机156GW倒算，2021-2030年风电新增装机的复合增速在8.04%，累计装机复合增速17.54%。
基于碳达峰测算：如果光伏风电发电量占比在2025年达到25-30%的临界上（2020年仅占比5-7%），间歇性能源对于电网的冲击下，储能成为解决电网消纳问题的必然选择。面对2021年国内1.87GW的电化学储能新增装机量来讲，需求增速弹性巨大。
2. 经济性考量：借鉴海外光伏储能发展史
2020年风光发电占比最高的国家包括瑞典（19%）、德国（18%）、葡萄牙（18%）、英国（17%）和芬兰（17%）等，欧洲平均占比在12-13%（国内的数据5-7%）。由于葡萄牙、瑞典、芬兰装机规模过小不具备参考意义，我们主要关注德国和英国，其中以德国作为表后储能装机参考、以英国作为表前储能装机参考。
2.1 德国户用光伏与储能的发展依赖经济性
光伏发电景气度与政策导向高度同频，对补贴依赖度较高。德国于1990年制定“1000户屋顶计划”，拉开其光伏产业发展的序幕；1998年，政府进一步提出“10万屋顶计划”；2000年，德国通过《可再生能源法》，并于2004年、2008年、2012年对该法案进行了三次修订，明确光伏发电强制上网电价，使德国光伏装机容量快速增长，成为世界光伏标杆国家。2010-2012年，德国光伏发电新增装机量连续三年超7GW。随着光伏电站装机成本的下降，德国政府也逐渐削减上网电价补贴，装机容量增速逐渐趋于稳定。2018年，政府提出2040年可再生能源在总电力需求中的份额增加到80%的目标，2021年，该目标被提前至2030年。伴随着愈发激进的政策目标的提出，光伏新增装机规模逐年提升。截至2021年底，德国光伏装机量达59.9GW，2021年新增装机5.3GW，新增装机以分布式为主，户用光伏装机占比呈上升趋势。
储能装机方面，用电侧储能占比持续提升，结构特征显著。储能技术进步以及规模化带来的投资成本下降，叠加逐年上涨的高昂电费，推动了德国表后储能市场的蓬勃发展。据Energie Consulting统计，至2020年底，近70%的德国户用光伏发电项目都附带电池储能系统，户用储能装机已超30万个，单户规模约为8.5kWh。
随用电侧储能占比提升，德国电化学储能装机功率与容量的配比趋向1kW/2kWh。综合近年光伏和储能系统新增装机数据来看，德国户用光伏装机倾向于配置10%、2h储能，和当前我国政策中对集中式光伏发电项目所要求的配比相似。
单户光伏与储能装机并无必然联系。以户用屋顶光伏200W/平米，100平米/户的屋顶面积测算，单户光伏系统装机规模约20kW。单户储能装机平均8.5kWh，和非光伏发电时段的单户用电量基本匹配，户用储能系统占用空间较小，用户接受度高。
储能系统成本呈下降趋势，已具备良好经济效益。依据派能科技招股书披露数据，除2020年上半年略有回升外，2017-2019年储能电池系统销售单价逐年下降,销量增势强劲。经测算，德国500�/kWh系统成本下的户用储能系统静态投资回收期6.22年，获利能力较强。
2.2 英国领跑欧洲表前储能市场，主要基于光伏装机的高速成长
光伏发电装机于2014-2016年经历高速成长期。2014年，英国发布“光伏发电战略”，重点扶持分布式（屋顶式）光伏系统。2016年4月，再生能源义务法案（RO）对所有光伏项目的补贴终止；2018年，英国终止支持屋顶太阳能项目计划。
随全社会光伏发电量占比大幅提升，英国的电化学储能装机于2016-2019年出现显著增长。截至2020年底英国表前电化学储能装机规模近570MW，占欧洲储能表前装机规模的47%。英国储能表前装机平均配置时长近1小时，主要起提升并网灵活性（能量时移）与电网稳定性（辅助服务）的作用，经济性考量相对较弱。2020年，能量时移和辅助服务储能新增装机分别为175MW和62MW，合计占同年新增装机的80.6%。
2.3 国内：经济性促使分布式光伏配套更高比例的储能
经济性驱动下，分布式储能装机空间可观。2017年以前，集中式光伏IRR高于分布式光伏，主要基于补贴因素；2018年以后，分布式光伏IRR实现反超，装机热情高涨。基于德国光伏及储能的发展历史，分布式储能装机量主要基于工业企业的用电量和峰谷电价差，体现经济性，最高可配比到光伏装机的4-5倍，想象空间巨大。
早期分布式装置90%以上的电量全部供给周边高用电密集度的工业，后期随着组件成本的持续下降，分布式光伏IRR进一步提升，则低用电密度的工商业，利用分布式+大储能的模式也将体现经济性。
政策催化推动行业发展。国家政策的支持对于行业的发展起重要作用，集中式光伏上网指导电价和分布式光伏度电补贴都在我国光伏产业发展初期起到极大的推进作用。2018年补贴退坡，装机量也相应下降。
截至2020年，国内风光发电量占全社会总用电量的7.5%，对电网的冲击并不大。根据我们的测算，风光电发电量占比将在2025年达到25-30%的临界上，政策推动电网侧和发电侧配套储能比例的提升。
国内用电侧储能经济性已现。我们以10MW/40MWh储能系统为例进行测算，在未考虑税收优惠时，储能IRR达8.60%，在考虑税收优惠的情况下IRR已达10.46%。
3. 国内储能的空间：短期看政策波动、长期看经济性
储能政策缺乏统领性的、可量化计算的国家政策，多为各省市依据自身情况制定。
发电侧：各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10%、2h。
电网侧：各地依据本地情况出台政策，通过调峰、调频辅助服务的价格机制完善来促进储能发展。
用电侧：1）分布式光伏配储：2022年起，部分地方分布式光伏也开始要求配储，依照目前整县推进的模式，其实类似集中式光伏的配储要求。部分地方对分布式光伏配储能项目提供额外补贴，但更多还是作为必须的配储要求发布。2）峰谷价差套利：部分地方出台配置储能用户的峰谷电价优惠，但主要还是通过加大峰谷价差，以此鼓励工商业用户配储。暂未见针对户用（家庭）的储能优惠政策。3）5G基站：未明确配储要求，部分地方对配储基站的峰谷电价做出调整（2020年山东：降低低谷电价）。
3.1 发电侧：政策性配储规模的核心是合理的IRR
目前，各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10%、2h（0.2wh）。长期来看，配储规模的增长弹性取决于光伏和储能装置成本的持续下价，理论上是维持光储一体化资产的合理IRR。我们按照2030年光伏和储能的成本测算，配储0.6wh的IRR可以达到6%。
3.2 用户侧：峰谷电价差套利
国内用户侧的峰谷电价差套利，我们认为主要体现在小工业和商业。按照地区分布，主要是长三角和珠三角。储能装置的经济性体现在两峰两谷（平），每天可以有效充放电两次的区域，比如广东、浙江、江苏等。
我们可以以广东、江苏、浙江三省第二产业的30%和第三产业的合计用电量，作为峰谷电价差套利的储能市场规模。
国内储能的未来：市场化竞争、多技术路线并存。我们的结论：钠锂求异，氢钒求同，寻找上游材料的投资机会。
储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，更像是光伏产业。
4. 钠锂求异：产业链重合度高，关注上游原材料
4.1 锂电钠电原理相同，钠电产业化道路平坦
钠离子电池工作原理与锂离子电池“摇椅式”原理相同，利用钠离子（Na+）在正负极材料之间的可逆脱嵌实现充放电。钠离子电池主要由正极、负极、隔膜和电解液组成，和锂离子电池的生产设备基本可实现兼容，降低了产业化难度。
钠电产业链布局承袭锂电，利于产业化快速导入。我国钠离子电池产业链还处于初级阶段，产业布局尚不成熟。钠离子电池产业链结构与锂电类似，包括上游资源企业、中游电池材料及电芯企业。
4.2 钠锂求异：以负极材料为例
硬碳占据负极主流，改善首周循环效率为商业化关键。硬碳材料由于高比容量（300 mAh/g左右）、低储钠电压（平台段电压在0.1V左右）、长循环寿命、来源广而被认为是钠离子电池最具商业化潜力的负极材料。目前，商业化的钠离子电池所使用的负极几乎都是硬碳，硬碳比石墨更易合成。
在商业化应用过程中，硬碳面临着首周库伦效率较低的问题，其在酯基电解液中首周库伦效率大多在50-80%左右。因此，需要通过改进前驱体、改善合成条件等方法减少其内部缺陷，制备出孔隙率低且缺陷少的硬碳。
规模化后生产成本的决定因素：原料价格、残碳率（单耗）、电费（温度和时间）。综合来看，我们认为硬碳成本应该低于人造石墨，软碳成本使用无烟煤之后则更低。
原料价格：过去优质负极材料主要采用进口原料（主要指进口针状焦），2019-2020年原料国产化替代加速，产品成本显著下降。2021年以来，国内负极材料主要原料的价格呈现上涨趋势。下游需求持续增长，供需博弈下原料价格的上涨已成定局，负极材料厂商成本承压，而压力能否传导至下游电池厂商，取决企业基于技术壁垒和客户资源所构筑的议价能力。
(来源：sina 能源日参)
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