一，行业现状
先说储能行业现状，不过与其说是现状不如说是背景，内容大概就是什么样的背景把储能推到了风口上。
1.可再生能源发电占比提升，输配、波动等问题显现
经常看我文章的人应该知道，我经常提到的一个词就是“碳中和”，实际上第一个影响储能行业的也是是碳中和这个大背景。毕竟减少碳排放不仅是我国的发展目标之一，也是全球的发展目标之一。于是在碳排放趋严和全球平价到来的背景下，光伏风电、水电等可再生能源发电占比快速提升。但可再生能源发电有一个问题，就是不稳定性、间歇性的问题，要解决或者说减少这个问题的负面影响，储能就要发挥它的作用——形成可控制、可调度的电网运营模式。
2.弃风弃光率难降，电网消纳空间有限
电力即发即用，无法直接存储的能源形态，发电和用电的波动性造成资源浪费。2020年全国弃光率为2.0%、弃风率为3.5%，可以预见光伏风电快速上量后电网消纳有限、参与调峰能力不足、传输容量有限等问题显现。弃风弃光造成资源浪费，亟需提升配储能的比重、输配网络逐渐健全等。
3.电动车保有量上升，快充增大电网负荷
这几年新能源汽车的数量可以说是以肉眼可见的速度迅速增长，以上海为例，随便找一个路口就能看到新能源汽车一辆又一辆的经过。新能源汽车保有量的上升，快充电站的快速渗透，增加了电网的控制难度和失稳风险。
有数据预测，2021/2025年全国新能源汽车保有量将分别达759/2676万辆，充电桩保有量将分别达240/815万台，即插即充、大电流快充都对电网运行提出了新的要求。根据中国电力科学研究院预计2025年电动车、空调机、轨道交通等新兴负荷达5.6亿kW以上，超过电网最大负荷的35%。在这样的背景下，电网需改变运行方式，推动源-网-荷-储多方资源的智能协同互动，储能是重要环节之一。
二，空间测算
聊完了现状再来聊聊储能行业的市场空间的情况，毕竟作为投资者我们最关注的的还是这个行业能不能赚钱，是不是具有够大的市场空间。
1.并网侧
并网侧主要是指大电站配储，2020年全球分应用装机占比48%，是截至2021年最大的应用方向。通过在风光电站配置储能，将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网，一方面，可以提高可再生能源利用率；另一方面，可以对随机性、间歇性和波动性的可再生能源发电出力进行平滑控制，满足并网要求。
1）空间测算一：假如按照新建项目配储比例和配储时长逐步提升，同时因储能经济性提升，存量端储能渗透率缓慢提高，那么预计到2025年我国集中式光伏和风电储能新增装机分别为9.6GW/23.0GWh、5.5GW/10.9GWh，合计15.1GW/33.9GWh，到2030年合计58.9GW/161.8GWh，2021-2030年复合增速58%。
2）空间测算二：如果根据对全球集中式光伏风电新增装机量的判断，考虑到利好政策不断出台，预计到2025年集中式光伏和风电储能新增装机分别为46.2GW/101.5GWh、15GW/30GWh，合计61.2GW/131.5GWh，到2030年合计178.7GW/442.7GWh，2021-2030年复合增速43%。
2.用户侧
储能在用户侧主要是指与工商业、户用等分布式电源配套或作为独立储能电站应用，主要用于满足电力自发自用、节约容量电费、提升电能质量，以及在新能源车充电时平滑负荷、保障供电可靠性等。2020年以来全国浙江、江苏、山东等省市都陆续出台相关政策调整峰谷价差推动用户侧储能发展，2021年7月29日《关于进一步完善分时电价机制的通知》的发布更是进一步刺激了用户侧储能的发展。
从2021年国内工商业电价来看，50%的地区可以达到3:1峰谷价差要求，价差值在0.5-0.7元/kWh，那么测算套利收益率为-0.6%~9.8%。
随储能成本下降，峰谷价差套利的要求可以放宽至0.6元/kWh以上，越来越多的地区的峰谷价差可以满足储能收益率。假设谷电价用电量占比15%，其中可用于储能套利的空间为5%，那么测算储备国内2021年峰谷套利的储能需求为3GW/7GWh，到2025年全球峰谷套利的储能需求或将达到27GW/80GWh。
根据对全球户用/工商业光伏新增装机量的判断，考虑到国内外均加大对储能发展的支持力度，叠加峰谷价差空间放大，预计到2025年全球分布式光伏储能新增装机将达到63.2GW/173.5GWh，到2030年达336.4GW/1090.6GWh。
3.电网侧
储能连接电网后可直接接收电网下发的调峰调频指令，按照调度指令充放电。2020年全球电网侧新增储能装机806MW，同比+58%，分应用装机占比15%，其中国内电网侧分应用装机占比更高，为27%，2020年新增装机446MW，同比+46%。
考虑到储能调峰调频的政策支持，根据官方数据披露的社会用电量和最大负荷测算出调峰调频的需求，假设储能渗透率逐渐提升，配储市场为2小时，则测算2025年国内新增储能装机为6.9GW/13.72GWh，2025年全球新增储能装机为18.9GW/37.9GWh，2021-2025年累计新增储能装机62.3GW/124.5GWh。
4.辅助服务
辅助服务指除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，其中5G基站的产业化建设迅速，将带来基站备用电源端的增量储能需求。
截至2020年底，我国已建设超71.8万个5G基站，占全球的70%左右。2021年规划新建5G基站60万个，我们预计全球新建85.7万个，则2021年全球新增5G基站的储能装机为2.1GW/7.4GWh。2021-2025年建设进入高峰期，假设2025年全球新建5G基站140万个，且单站功耗与配储时长逐渐提高，则2025年新增储能装机为4.2GW /16.6GWh，累计储能装机超70GWh。
5.小结
2021年7月底至今国内政策频繁落地，用户侧拉大峰谷价差，最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷价差超过4:1；并网侧超过电网保障性规模的按照20%*4h的挂钩比例进行配建的优先并网。
预计到2025年国内新增储能装机达到34.4GW/86.2GWh，2021-2025年复合增速为84%；到2030年国内新增储能装机达到175.6GW/534.4GWh， 2021-2030年复合增速为61%，国内储能市场占全球市场的1/3左右。
三，行业前景
1.全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一
截至2020年底全球储能装机量191.1GW，同增3.5%；中国储能装机量35.6GW，同增9.9%。根据CNESA，截至2020年底全球已投运储能项目的累计装机量达191.1GW，同比增长3.5%，其中，中国的累计装机量达到35.6GW，占全球的18.6%，同比增长9.9%，涨幅同比提升6.4pct，回归高速增长 。
2.海外市场率先迸发
1）美国
根据BNEF统计，2020年美国电化学储能新增装机1.1GW/ 2.6GWh，同比增加207%，首次突破单年新增1GW，2020年储能市场迸发主要得益于美国公用事业端的大规模储能部署以及极端天气下户用储能需求的大幅提升。到2020年美国累计储能装机为2.7GW/5.8GWh，同比增加84%，已成为仅次于欧洲、韩国的全球第三大储能市场。分应用场景看，2020年美国新增储能主要来自公共事业，装机占比高达80%。此外户用增长迅速，2020年新增装机154MW，同比+63%。
2）欧洲
2020年欧洲储能装机再创新高，实现电化学储能新增装机1.2GW/1.9GWh，同增19%，新增装机居全球第二，截至2020年底欧洲累计储能装机为4.1GW/6.2GWh，同增43%，累计全球分地区装机占比19%，超越韩国成为全球最大储能市场。
3）韩国
截至2020年底韩国累计电化学储能装机达3.8GW/9.2GWh，是全球第二大市场。2021年韩国逐步取消可再生能源权重REC补贴以及工商业储能电价折扣，预计2021年储能新增装机将继续面临下滑。国有电力公司Kepco计划2021-2025年安装1.8GWh储能系统，主要用于延期输电投资，这将是到2023年韩国储能市场最大驱动力。
4）日本
截至2020年底日本累计电化学储能装机达1.9GW/4.2GWh，全球装机占比13%。2020年日本新增电化学储能装机为0.6GW/1.0GWh，同比+36%，截至2020年底日本累计电化学储能装机达到1.9GW/4.2GWh，同比提升30%，占全球比重13%。
3.海外拓展+技术降本
储能产业链两大趋势明确：
1）高毛利吸引下海外成为兵家必争之地，各环节加速海外市场拓展
2）低成本、高安全、长寿命是储能技术发展趋势，降本提效推动储能产业发展，竞争格局逐渐优化
电芯成本约占储能系统六成。以10MWh项目为例，20年底储能系统的成本为1.55元/Wh，其中电芯成本占比达61.5%，PCS、BMS分别成本占比11.3%、9.7%。电芯成本占储能系统比重高，将成为储能系统降本重要环节。电芯成本下降推动储能系统降本，据预测10MWh项目的电芯成本将从0.95元/Wh下降至0.5元/Wh，降本幅度达到47%，带动储能系统整体降本至1.0元/Wh以内，降本38%左右。
四，产业链
储能产业链：电芯+PCS+BMS+EMS+其他
储能系统是以电池为核心的综合能源控制系统。主要包括电芯、EMS（能量管理系统）、 BMS（电池管理系统）、 PCS（双向变流器）等多个部分，其中电芯是储能系统的核心，成本占比约67%，2021年锂电池主要包括磷酸铁锂和三元电池两类。
BMS主要负责电池的监测、评估、保护及均衡等；能量管理系统（EMS）负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器（PCS）可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。
五，细分赛道
1.抽水蓄能
抽水蓄能电站被称为电力系统的稳定器、调节器，应用广泛，2020年全球储能装机占比90%以上，我国是全球抽水蓄能电站在运、在建规模最大的国家，我国国家电网在运抽水蓄能电站22座，在建抽水蓄能电站30座，并规划十四五期间抽水蓄能投产超20GW，到2030年运行装机将超70GW。
抽水蓄能规模的持续扩大能够促进新能源快速发展，配备足够容量的抽水蓄能可有效提升大电网综合防御能力，保障电网安全稳定运行。
2.电化学储能
1）锂离子电池
从2015-2020年电化学储能的电池来看，锂离子电池尤其是磷酸锂铁电池，从安全性、能量密度、成本、发展路径等方面性价比最高的技术方向，2021年磷酸铁锂储能已达到1.5元/Wh的系统成本，储能经济性的拐点到来，随电池成本和BOS成本的进一步降低，打开庞大潜在市场。
2）退役的动力电池可以被二次利用为储能电池
动力电池由于受到汽车的启动加速、体积重量限制等要求，动力电池比普通的储能电池有更高的性能要求，若动力电池的容量低于80％就不能再用在新能源汽车了，但仍具有70-80%的容量，把电池取出，并进行切割分拆、检测分组、重新配置，仍可以用在储能系统中持续稳定工作超过10年，但目前改造的成本仍较高，需进一步降本。
3）钠离子电池
钠电池成本低，循环寿命有待提高，或成为未来技术方向。钠电池实现材料体系创新，2021年研究逐渐走向成熟。由于钠离子储量为锂储量420倍，存量丰富、价格低廉，理论Bom成本较锂电池可减低30%-40%，且钠电池安全性、高低温、快充性能更优异，因此在储能市场具备广阔应用空间。
3.飞轮储能
通过电动/发电互逆式双向电机，电能与高速运转飞轮的机械动能之间的相互转换与储存。飞轮储能具有使用寿命长、储能密度高、不受充放电次数限制、安装维护方便、对环境危害小等优点，可用于不间断电源、应急电源、电网调峰和频率控制。但截至2021年飞轮储能还具有很大的局限性，相对能量密度低、静态损失较大，现仅处于商业化早期。
4.氢储
氢储是极具潜力的新型大规模储能技术。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。但2021年氢储的往返效率较低，储能周期中约60％的初始电能会损失，而锂电池损耗约为15%，当放电时间在50小时内，锂电池和抽水蓄能的成本更低，随着放电时间的延长，氢储的将变得更具吸引力。
