将能量储存起来，在需要时再将能量释放出来，大概是人类历史上最伟大的发明之一。
面对能源枯竭、生态恶化、空气污染，新的能源危机与储能革命迎来历史交汇的时点。
按照“双碳宣言”的目标，我国可再生能源的主力军——风电、光伏的总装机量在2030年将达到12亿千瓦以上。
国家能源局更是明确表示，到“十四五”末，可再生能源的发电装机占全国电力总装机的比例将超过一半，可再生能源在全社会用电量增量中的比重将是“三分天下有其二”。
作为一种柔性电力调节系统，在新能源替加速代传统化石能源的历史进程中，具备不可替代的作用，是实现新能源消纳、调峰调频，提升新型电力系统稳定性的刚需。
尽管在急速爆发，但储能产业面临商业模式不清晰的窘境。
作为储能的未来，电化学储能中的锂电被上游资源钳制，且上游原材料在历史级的高位仍在持续上涨。
过高的资源成本，很难撑行业大规模爆发式增长，甚至可能演变为储能产业的巨大隐忧和风险点。
即便是有看似广阔的前景，也只能在解决好成本高昂的前提之下才能实现。
01 储能锂电，高度绑定
2020年全球新增的储能装机中，75.1%来自电化学储能，贡献了绝大部分的增量。
目前，我国非石化能源的占比仅有15%左右，风光发电在发电总量中占比不足十分之一，核电不足5%，生物能仅2%。
但随着“双碳”战略的推进，可再生能源发电量将逐渐成为主力军，2060年火电将退出历史舞台，实现碳中和。
但风光等新能源天然自带不稳定性，而且存在需求和发电错配的问题。风力发电，风一会儿大一会儿小；光伏发电，白天电力需求弱，它持续做工，晚上电力需求旺盛，它却无法工作。
随着风光装机量爆发式增长，对电网消纳和柔性调控提出更高的要求，因此在光伏和风电场旁边建设一座储能站势在必行。
截至2020年底，全球储能装机量191.1GW，同比增加3.5%；中国储能装机量35.6GW，同增长9.9%，中国远快于全球平均增速。
而且，我国已经明确到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达3000万千瓦（30GW）以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。
政策定调下，储能将迎来大爆发。国家能源局此前表示，到2021年底，我国新型储能装机规模将超过4GW。也就是说未来4年，新型储能将急速扩容6.5倍，年复合增长率高达65.49%。
数据统计显示，2021年上半年，国内新增在建的新型储能项目数达到了257个、总装机量11.8GW，分别是2020年同期的1.6倍和9倍，百兆瓦以上大规模的储能项目是2020年同期的8.5倍。
爆发式增长的背后，则是储能增量由传统的抽水蓄能到电化学储能的转变。作为火电、核电及超大型光伏集中电站的配套，抽水蓄能一直是全球储能领域的*主力，也是应用最为成熟的储能方式。
但受制于场地、区位等客观因素的限制，抽水蓄能增长较慢。经过百年的发展，能够满足建设抽水蓄能站的地方已经不多了。
而电化学储能具备高度灵活性的调节特性，在电力系统中的份额快速提升。2020年全球新增的储能装机中，75.1%来自电化学储能，贡献了绝大部分的增量。而电化学储能中，锂电池占比接近九成。
与其他几种类型的储能路线相比，电化学储能兼具较高的能量密度和功率密度，而且不受地域条件限制，更具商业前景。
在能源革命快速推进的历史拐点，传统储能无法承载新能源的消纳问题，电化学储能几乎成为*答案。
当前，电化学储能正掀起一场储能革命。
02 飙升的锂价
新能源发电成本已经大幅下降的情况下，储能成本却因锂价飙涨而不降反增。
纵观光伏和风电的发展历史，新能源革命就是一场“成本和效率革命”。
水电曾是成本*的一种发电形式。但随着光伏技术的突飞猛进，如今的光伏发电成本已基本与水电接近，陆上风电成本更是降至水电之下。
度电成本快速下降，是某种能源大规模推广的重要前提。摆脱补贴的盈利模式，更是光伏等新能源实现平价上网，步入“成人期”，真正迎来大规模爆发的时代。
储能同样如此，目前来看，抽水蓄能度电成本远低于电化学储能。抽水蓄能度电成本仅为0.21-0.25元/KWh，普遍是磷酸铁锂和三元锂电的1/4-1/5。电化学储能的降本十分紧迫，但道路却很漫长。
在电化学储能系统的成本构成中，电池组占比接近7成，是影响储能项目*的因素。而锂电池是电化学储能的主力军，因此锂电成本的变动直接影响电化学储能的发展进程。
以占比*的磷酸铁锂为例，原料端的碳酸锂成本占比接近60%。而今年以来的价格暴涨，持续压缩中下游企业利润。
截止12月23日，SMM现货报价显示，国产电池级碳酸锂现货均价达25万元/吨，较上一日上涨4000元/吨，这已经是其连续第三个交易日涨价逾4000元/吨。电池级氢氧化锂亦上涨4000元/吨，达到21.2万元/吨。
在历史高位仍然持续大涨，成为锂电池产业不能承受之重。A股市场最为纯正的储能标的派能科技（688063.SH）的盈利能力自2020年二季度开始便一路下滑，2021年前三季度毛利率较2020年同期下降了11.35个百分点。
电动车迅猛地改写了汽车产业格局，但暴增的需求引发了原材料的供需不平衡，即便是使用新能源汽车回收的二手电池原料也仍不便宜。
新能源发电成本已经大幅下降的情况下，储能成本却因锂价飙涨而不降反增。在如今新能革命的历史性拐点，居高不下的成本却让储能如鲠在喉。
03 离不开的补贴
在硅料锂矿价格大幅上涨的背景下，储能装机需求恐怕再受打击。
成本高启，补贴来凑。
光伏风电的起步发展，离不开补贴，储能亦是如此。由于居民电价高以及家用储能的补贴政策，欧洲跃居全球*的储能市场（派能科技就有85%以上的收入来自海外市场）。
2020年开始，我国各地陆续出台政策，通过量化手段对风光发电提出“强制性”储能配比，将“风-光-储“进行捆绑。原则上，储能不低于新能源电站装机容量的10-20%、且额定功率下的储能时长不低于1-2小时。
“强制”推广，离不开补贴的“奶水”。目前，甘肃、浙江、新疆、西安等地已公布补贴政策，青海补贴为0.15 元/KWh；最为慷慨的西安，对光伏储能系统的补贴每充一度电高达1元。
目前来看，储能的发力点主要在电源侧和用户侧，电网侧由于技术复杂，推广逻辑不如前两者顺畅。
华泰证券对发电自用模式进行的测算显示，高补贴电价的新疆地区的IRR为11.36%，受益于当地1元/kwh的度电补贴，西安地区的IRR高达25.22%。而补贴力度较低的甘肃和浙江，储能系统IRR均低于6%。
储能说到底依然是一门生意，低于6%IRR显然吸引不了投资者的目光。当前，平价电站配储项目的IRR尚不能满足运营商的投资门槛，平价项目配储仍主要受政策的驱动。
锂价上涨，硅料价格上涨，“光储结合”遭遇更大的难题。2021年，光伏上游的硅料、胶膜、玻璃等原材料价格大幅上涨，光伏装机成本一度上升至4元/W，光伏电站投资的内部收益率（IRR）降低为6.5%左右，而2020年这一数字为8%。
目前硅料价格已出现松动，如果恢复到3.4元/W的装机成本，以此为前提，按照目前的储能系统价格成本，以一个装机规模为500MW，储能配备比例为10%，放电时长2小时，使用寿命13年的储能系统为例。
经测算，不配备储能的情况下IRR为8.14%；安装了储能系统的IRR反而明显降低至6.6%；如果投建综合储能，可以减少弃光率的情况，内部收益率为7.12%。后两者均低于8%的光伏投资收益率阈值。
可以看出，目前光伏运营商主动配建储能系统的动力明显不足。“出工不见效”，在储能系统成本还未完全降至投资盈亏平衡点之下时，电源侧储能依旧离不开补贴。
而用户侧储能的一大影响因素则是电价峰谷差。“低谷充电、高峰放电”，节省电费，利用峰谷价差套利是用户侧储能的主要商业模式。
电价峰谷差高的地区，推广起来就更加容易，反之，则没有太大的空间。比如江苏等省份，峰谷差可以达到0.73元/千瓦时，储能积极性就强。而有些地方可能只有0.4元/千瓦时，配置储能的经济效益就很小。
全球来看，我国的内峰谷电价差一般不到50%，而海外居民用电价格偏高，特别是欧洲地区，峰谷电价差在2-3倍以上，用户侧储能空间巨大。派能科技的收入贡献中，海外占比就高达85%。
另一方面，欧美各国对用户侧的补贴也十分大方，德国对家庭光伏储能给予低息贷款，甚至对前期投建成本进行30%的补贴。2020年底，德国用户储能装机量达2.3GW，位居全球首位。足以看出，补贴对用户侧储能市场的拉动作用。
储能电池企业和动力电池企业的市场格局基本相似，因为两者无根本性的区别。广义上讲，新能源汽车用动力电池也属于储能型电池，只不过在应用领域上划分为动力电池、消费电池、储能电池。但储能电池更注重稳定性、容量、功率密度以及成本。
通过上述的分析可以看出，低成本、大容量、高功率、持久性构筑了储能电池的市场壁垒，但商业经济性却影响着其推广节奏。
尤其是在光储市场，常规状态下，搭配储能系统的经济效益尚不能激发投资者自发购置的需求。在硅料锂矿价格大幅上涨的背景下，储能装机需求恐怕再受打击，大规模推广的预期几无可能。
04 写在最后
2400多年前，亚里士多德曾提出的一个哲学理论：“每个系统中存在一个最基本的命题，它不能被违背或删除。”
埃隆·马斯克将其定义为“*性原理”，他认为人们陷入了固有的“比较思维”：“而*性原理的思想方式是用物理学的角度看待世界，拨开事物表象，看到里面的本质，再从本质一层层往上走。”
对于储能产业来说，其本质是绿色能源对传统能源的替代，产生对储能的需求拐点。但如今整个行业最核心的矛盾，却是其成本之高，能否支撑大规模推广的问题。
锂电上游历史性涨价，对整个产业链造成了集体反噬，政策面期望的大爆发与商业层面期望的盈利剧烈冲突，两者之间的矛盾与纠结或将持续存在。
