2020年9月，我国明确提出2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和的目标，成为新能源时代重要标志性事件。传统能源加速向清洁能源过渡，储能技术将发挥重要作用，支撑新能源发展迈入新阶段。
一、储能产业概览
1.储能的定义及应用场景
储能是指通过介质或设备将能量存储起来，在需要时再释放的过程。储能本身不是新兴技术，但其产业化发展时间仅有10余年，目前仍处在起步阶段。
储能技术主要有三类应用场景：发电侧、电网侧、用户侧。用户侧，多数以配合小功率光伏应用的光储形式存在，用户增设储能容量，实现对峰谷电价的套利。用户可以在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对自有储能电池进行充电，在负荷高峰时，将部分或全部负荷转由自有储能电池供电。我国近两年居民自建光伏装机容量增长迅猛，不带储能的光伏发电渗透率增大，将会影响到电网的稳定性。若光伏发电出力过大，将会在电网局部形成潮流倒送的现象，增大电网调度的难度，影响电网运行的安全。用户侧加装储能电池，可以在低压侧形成缓冲层，吸收部分出力过大的光伏发电，便于调度部门对潮流进行控制，保证电网运行稳定性。
发电、电网侧，风力、光伏发电有较强的间歇性与随机性，为了减少弃光弃风并实现出力与负荷实时平衡，当前主要通过调节相对可控的发电能源——水电与火电来适应用户端实时负荷的变化。因此，风光发电想要深度取代火电，实现电力脱碳，需要其出力保持相对稳定，而这一关卡的突破则依赖储能技术。
2.储能技术分类与市场占比
在技术指标上，热能存储、抽水储能虽然综合指标较优，但仅限于特定地区建设;锂离子、氢储能技术虽然在综合效率、成本等指标上表现欠佳，但其可移动、可小型化的特点更为顺应当下新能源尤其是新能源汽车的发展趋势。
在产业总体赛道中，各项储能技术目前以抽水储能作为绝对优势技术，但对环境条件要求较高，在新能源发展的强力驱动下，电化学储能、氢储能的技术份额逐步提高，也是目前资本角逐的热点领域，是未来发展前景最大的两个技术赛道。
在不同细分技术领域，锂离子电池是目前电化学储能技术的绝对主流，市场占比达到约86.3%，氢储能目前处于起步阶段，尚未产生绝对领先技术。
3.我国储能产业发展规模
电力行业通常利用储能装机量所达到的能量度量单位(GWh)作为衡量产业规模的单位，预计2022年我国储能装机规模将达到18.53GWh。在煤电水电时代，我国储能产业规模较小，进入新能源时代后，其产业规模实现大幅增长。
二、储能细分产业链解析
储能产业由于技术分类多元，各类产业链资源差异较大，因此选取当下投资热度较高的锂离子电池、氢储能两大细分领域进行梳理。
1.锂离子电池储能产业链梳理
1.1产业链
锂离子电池储能产业链包括上游设备商、中游集成商和下游应用端，其核心是中游集成商的储能系统，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。电芯是储能系统的核心，成本占比约67%;BMS主要负责电池的监测、评估、保护及均衡等;EMS负责数据采集、网络监控和能量调度等;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。锂电池主要包括磷酸铁锂和三元锂电池两类。
1.2行业发展与竞争情况
国内储能电池竞争格局正逐渐集中，国内出货量行业集中度CR5为54%，其中宁德时代2019-2020年位居首位，2020年国内出货量市占率17%。国内企业中比亚迪2020年海外出货量领先，但海外份额仅6%，海外市场仍有庞大替代空间。
1.3行业限制因素
锂离子电池的原材料，主要包含锂原料、钴、镍、铜等稀有金属矿产资源。其中，锂资源的供应地主要包括我国青海、西藏、江西以及澳大利亚、智利等地;镍资源主要来源于东南亚地区;金属钴对锂离子电池供应的影响最大，其产地主要来源于刚果(金)。总体来看，我国锂离子电池产业链原材料对外依赖程度较高，锂资源是锂离子电池主要限制因素，国内锂资源虽然长远来看并不缺乏，但短期内开发成本较高，对外依存度较高。
1.4市场机会
锂离子电池进入电力储能领域较晚，在交通工具电动化下，技术进步较快，成本下降显著，2012年以来成本下降超过75%，目前已成为电力储能领域中应用最为广泛的储能技术之一，在电力系统发输配用各个环节均实现应用。目前，锂离子电池储能系统仍面临安全性、系统可靠性、寿命以及本体回收等问题，这是锂离子电池在储能领域中应用所面临的重大挑战，也是未来锂离子电池储能系统重点攻关研究的方向。
总体来看，锂离子电池的创新机会和创新需求主要围绕技术本体、系统集成、部件选型等方面展开，开发高安全、长寿命、高效率的电池储能系统产品成为行业新趋势。同时随着锂离子电池规模化发展，未来退役的锂离子电池的规模也会越来越大，通过电池回收将形成产业资源闭环，高效的电池回收技术将是该行业新的机会。
2.氢储能产业链梳理
2.1产业链
氢储能产业链包括上中下游。上游包括化石燃料制氢、煤制氢、天然气制氢、工业副产制氢、电解水制氢、高温分解制氢、甲醇/液氮裂变制氢等;中游包括制氢装备、低温液体储氢装备、固体储氢装备、有机物液体储氢装备、储氢新材料等;下游主要包括加氢站建设及运维，如充电加氢站、加油加氢站、综合能源站等，以及氢燃料汽车、供热、发电等。
2.2行业发展与竞争情况
目前，我国是全球第一产氢大国。2012-2020年，我国氢气产量整体呈稳步增长趋势，2020年氢气产量超过2500万吨，同比增长13.6%。其中，中国石化和国家能源集团是国内氢气产量最大的两家企业，中国石化氢气年生产量达350万吨，占全国氢气产量的14%;国家能源集团年生产400万吨的氢气，占总体产量的16%。
总体来看，我国氢能源生产市场集中度相对较低，2020年氢能源生产市场行业集中度CR2为30%。这主要是因为国内企业的氢气产量较为分散，大部分企业仅有几百、几干吨的氢气产量;部分发展较好的企业生产规模能破万吨，能达到百万吨级别的凤毛麟角。不过随着各大央企进入氢能源行业，先后有大型企业表示开展氢能源行业布局，未来市场集中度将会提升。
2.3行业限制因素
氢气储存与运输具有较大难度。一方面，氢气是世界上密度最小的气体，体积能量密度较低，扩散系数较大;另一方面，氢气的燃点较低，爆炸极限宽，对储运过程中的安全性也有极高的要求。
氢气储运成本的降低有赖于基础设施的完善。对于氢气的短途运输而言，高压气态储运仍将是主要的手段。目前储氢瓶+长管拖车是应用最为广泛的氢气储运形式，所需的运输成本与基础设施投入相对较低，但运输规模与运输半径也较为有限。
当前，加氢站建设成本较高，前期铺设仍需外部推动。气态加氢站所需的平均投资为140万美元(日加氢能力770千克)，液态加氢站的投资成本则为190-420万美元(日加氢能力1400-1620千克)，其中压缩机、储氢罐、制冷设备、加氢装置是投资成本的主要构成部分。因此，未来盈利能力的提升一方面来自设备成本的降低，另一方面则来自下游加氢需求的增长对设备投资、运营成本的摊薄。
2.4市场机会
短期内，靠近用户侧的可再生能源制氢项目有望率先迎来发展。如，2019年国内企业宝丰能源启动了200MW光伏发电和2万标方/小时电解水制氢储能及综合应用示范项目，在生产基地中部署光伏发电与电解水制氢系统。根据目前部分投产的情况，光伏制氢的综合成本可控制在1.34元/标方，未来成本有望进一步降低至0.7元/标方，基本与化石能源制氢的成本相当。
中长期看，氢燃料电池将在商用车领域进行渗透。相较于锂电池，氢燃料电池在续航里程、加注时间、低温适应性上具有一定优势，更适用于长距离、大功率的商用车场景。目前，氢燃料电池客车或物流车的经济性明显落后于纯电动汽车，随着氢燃料电池技术的进步以及氢气制取、储运成本的下降，长期来看氢燃料商用车生命周期内的全持有成本有望下降到与纯电动汽车相当甚至更优水平。
三、储能产业发展建议
对政府而言，需要制定储能长期发展战略，明确储能在电力系统中的作用及价值，出台储能产业发展保障政策;制定储能技术发展路线，针对当前热点及前沿技术给予重点支持，突破关键技术的研发，鼓励储能技术创新，另外通过政策引导为较为成熟的储能技术提供市场空间;加强校企、院企共建实验平台的建设，推进储能关键技术国产化发展、促进创新型储能技术产业化发展。
对企业而言，需要深挖利用电动汽车容量资源，通过发展虚拟电厂技术聚合分散的动力电池储能资源、提高充放电过程的电网友好性，促进储能与电动汽车融合发展，以轻资产运营模式降低全社会总资产投入;关注退役动力电池梯次利用资源以及相关技术难题，通过退役电池资源“再利用”延缓新增电池制造投资、降低生产中的碳排;优化储能选址布局，运用5G、物联网、云计算等技术实现集中控制、设备共用，通过“共享模式”提高储能电站间、储能电站与风光电场的协同性，以分散建设来减少储能建设规模与成本。
对投资机构而言，储能行业的高增速为相关标的带来了投资价值，后续应重点关注业绩弹性更高的标的：一看储能收入&利润占总体比例。储能利润或收入在公司总体中占比越大，业绩弹性越大。二看海外收入占比。目前海外收入毛利率显著高于国内，因此海外收入占比高的公司业绩弹性大。三看产品属性。目前ToC产品盈利水平显著高于ToB类产品，因此ToC产品供应链的公司业绩弹性大。
