將能量儲存起來，在需要時再將能量釋放出來，大概是人類歷史上最偉大的發明之一。

面對能源枯竭、生態惡化、空氣污染，新的能源危機與儲能革命迎來歷史交匯的時點。

按照“雙碳宣言”的目標，我國可再生能源的主力軍——風電、光伏的總裝機量在2030年將達到12億千瓦以上。

國家能源局更是明確表示，到“十四五”末，可再生能源的發電裝機占全國電力總裝機的比例將超過一半，可再生能源在全社會用電量增量中的比重將是“三分天下有其二”。

作為一種柔性電力調節系統，在新能源替加速代傳統化石能源的歷史進程中，具備不可替代的作用，是實現新能源消納、調峰調頻，提升新型電力系統穩定性的剛需。

盡管在急速爆發，但儲能產業面臨商業模式不清晰的窘境。

作為儲能的未來，電化學儲能中的鋰電被上游資源鉗制，且上游原材料在歷史級的高位仍在持續上漲。

過高的資源成本，很難撐行業大規模爆發式增長，甚至可能演變為儲能產業的巨大隱憂和風險點。

即便是有看似廣闊的前景，也只能在解決好成本高昂的前提之下才能實現。

01 儲能鋰電，高度綁定

目前，我國非石化能源的占比僅有15%左右，風光發電在發電總量中占比不足十分之一，核電不足5%，生物能僅2%。

但隨著“雙碳”戰略的推進，可再生能源發電量將逐漸成為主力軍，2060年火電將退出歷史舞臺，實現碳中和。

但風光等新能源天然自帶不穩定性，而且存在需求和發電錯配的問題。風力發電，風一會兒大一會兒小;光伏發電，白天電力需求弱，它持續做工，晚上電力需求旺盛，它卻無法工作。

隨著風光裝機量爆發式增長，對電網消納和柔性調控提出更高的要求，因此在光伏和風電場旁邊建設一座儲能站勢在必行。

截至2020年底，全球儲能裝機量191.1GW，同比增加3.5%;中國儲能裝機量35.6GW，同增長9.9%，中國遠快于全球平均增速。

而且，我國已經明確到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦(30GW)以上。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。

政策定調下，儲能將迎來大爆發。國家能源局此前表示，到2021年底，我國新型儲能裝機規模將超過4GW。也就是說未來4年，新型儲能將急速擴容6.5倍，年復合增長率高達65.49%。

數據統計顯示，2021年上半年，國內新增在建的新型儲能項目數達到了257個、總裝機量11.8GW，分別是2020年同期的1.6倍和9倍，百兆瓦以上大規模的儲能項目是2020年同期的8.5倍。

爆發式增長的背后，則是儲能增量由傳統的抽水蓄能到電化學儲能的轉變。作為火電、核電及超大型光伏集中電站的配套，抽水蓄能一直是全球儲能領域的絕對主力，也是應用最為成熟的儲能方式。

但受制于場地、區位等客觀因素的限制，抽水蓄能增長較慢。經過百年的發展，能夠滿足建設抽水蓄能站的地方已經不多了。

而電化學儲能具備高度靈活性的調節特性，在電力系統中的份額快速提升。2020年全球新增的儲能裝機中，75.1%來自電化學儲能，貢獻了絕大部分的增量。而電化學儲能中，鋰電池占比接近九成。

與其他幾種類型的儲能路線相比，電化學儲能兼具較高的能量密度和功率密度，而且不受地域條件限制，更具商業前景。

在能源革命快速推進的歷史拐點，傳統儲能無法承載新能源的消納問題，電化學儲能幾乎成為唯一答案。

當前，電化學儲能正掀起一場儲能革命。

02 飆升的鋰價

縱觀光伏和風電的發展歷史，新能源革命就是一場“成本和效率革命”。

水電曾是成本最低的一種發電形式。但隨著光伏技術的突飛猛進，如今的光伏發電成本已基本與水電接近，陸上風電成本更是降至水電之下。

度電成本快速下降，是某種能源大規模推廣的重要前提。擺脫補貼的盈利模式，更是光伏等新能源實現平價上網，步入“成人期”，真正迎來大規模爆發的時代。

儲能同樣如此，目前來看，抽水蓄能度電成本遠低于電化學儲能。抽水蓄能度電成本僅為0.21-0.25元/KWh，普遍是磷酸鐵鋰和三元鋰電的1/4-1/5。電化學儲能的降本十分緊迫，但道路卻很漫長。

在電化學儲能系統的成本構成中，電池組占比接近7成，是影響儲能項目最大的因素。而鋰電池是電化學儲能的主力軍，因此鋰電成本的變動直接影響電化學儲能的發展進程。

以占比最大的磷酸鐵鋰為例，原料端的碳酸鋰成本占比接近60%。而今年以來的價格暴漲，持續壓縮中下游企業利潤。

截止12月23日，SMM現貨報價顯示，國產電池級碳酸鋰現貨均價達25萬元/噸，較上一日上漲4000元/噸，這已經是其連續第三個交易日漲價逾4000元/噸。電池級氫氧化鋰亦上漲4000元/噸，達到21.2萬元/噸。

在歷史高位仍然持續大漲，成為鋰電池產業不能承受之重。A股市場最為純正的儲能標的派能科技(188.360, 0.00, 0.00%)(688063.SH)的盈利能力自2020年二季度開始便一路下滑，2021年前三季度毛利率較2020年同期下降了11.35個百分點。

電動車迅猛地改寫了汽車產業格局，但暴增的需求引發了原材料的供需不平衡，即便是使用新能源汽車回收的二手電池原料也仍不便宜。

新能源發電成本已經大幅下降的情況下，儲能成本卻因鋰價飆漲而不降反增。在如今新能革命的歷史性拐點，居高不下的成本卻讓儲能如鯁在喉。

03 離不開的補貼

成本高啟，補貼來湊。

光伏風電的起步發展，離不開補貼，儲能亦是如此。由于居民電價高以及家用儲能的補貼政策，歐洲躍居全球最大的儲能市場(派能科技就有85%以上的收入來自海外市場)。

2020年開始，我國各地陸續出臺政策，通過量化手段對風光發電提出“強制性”儲能配比，將“風-光-儲“進行捆綁。原則上，儲能不低于新能源電站裝機容量的10-20%、且額定功率下的儲能時長不低于1-2小時。

“強制”推廣，離不開補貼的“奶水”。目前，甘肅、浙江、新疆、西安等地已公布補貼政策，青海補貼為0.15 元/KWh;最為慷慨的西安，對光伏儲能系統的補貼每充一度電高達1元。

目前來看，儲能的發力點主要在電源側和用戶側，電網側由于技術復雜，推廣邏輯不如前兩者順暢。

華泰證券(17.330, 0.00, 0.00%)對發電自用模式進行的測算顯示，高補貼電價的新疆地區的IRR為11.36%，受益于當地1元/kwh的度電補貼，西安地區的IRR高達25.22%。而補貼力度較低的甘肅和浙江，儲能系統IRR均低于6%。

儲能說到底依然是一門生意，低于6%IRR顯然吸引不了投資者的目光。當前，平價電站配儲項目的IRR尚不能滿足運營商的投資門檻，平價項目配儲仍主要受政策的驅動。

鋰價上漲，硅料價格上漲，“光儲結合”遭遇更大的難題。2021年，光伏上游的硅料、膠膜、玻璃等原材料價格大幅上漲，光伏裝機成本一度上升至4元/W，光伏電站投資的內部收益率(IRR)降低為6.5%左右，而2020年這一數字為8%。

目前硅料價格已出現松動，如果恢復到3.4元/W的裝機成本，以此為前提，按照目前的儲能系統價格成本，以一個裝機規模為500MW，儲能配備比例為10%，放電時長2小時，使用壽命13年的儲能系統為例。

經測算，不配備儲能的情況下IRR為8.14%;安裝了儲能系統的IRR反而明顯降低至6.6%;如果投建綜合儲能，可以減少棄光率的情況，內部收益率為7.12%。后兩者均低于8%的光伏投資收益率閾值。

可以看出，目前光伏運營商主動配建儲能系統的動力明顯不足。“出工不見效”，在儲能系統成本還未完全降至投資盈虧平衡點之下時，電源側儲能依舊離不開補貼。

而用戶側儲能的一大影響因素則是電價峰谷差。“低谷充電、高峰放電”，節省電費，利用峰谷價差套利是用戶側儲能的主要商業模式。

電價峰谷差高的地區，推廣起來就更加容易，反之，則沒有太大的空間。比如江蘇等省份，峰谷差可以達到0.73元/千瓦時，儲能積極性就強。而有些地方可能只有0.4元/千瓦時，配置儲能的經濟效益就很小。

全球來看，我國的內峰谷電價差一般不到50%，而海外居民用電價格偏高，特別是歐洲地區，峰谷電價差在2-3倍以上，用戶側儲能空間巨大。派能科技的收入貢獻中，海外占比就高達85%。

另一方面，歐美各國對用戶側的補貼也十分大方，德國對家庭光伏儲能給予低息貸款，甚至對前期投建成本進行30%的補貼。2020年底，德國用戶儲能裝機量達2.3GW，位居全球首位。足以看出，補貼對用戶側儲能市場的拉動作用。

儲能電池企業和動力電池企業的市場格局基本相似，因為兩者無根本性的區別。廣義上講，新能源汽車用動力電池也屬于儲能型電池，只不過在應用領域上劃分為動力電池、消費電池、儲能電池。但儲能電池更注重穩定性、容量、功率密度以及成本。

通過上述的分析可以看出，低成本、大容量、高功率、持久性構筑了儲能電池的市場壁壘，但商業經濟性卻影響著其推廣節奏。

尤其是在光儲市場，常規狀態下，搭配儲能系統的經濟效益尚不能激發投資者自發購置的需求。在硅料鋰礦價格大幅上漲的背景下，儲能裝機需求恐怕再受打擊，大規模推廣的預期幾無可能。

04 寫在最后

2400多年前，亞里士多德曾提出的一個哲學理論：“每個系統中存在一個最基本的命題，它不能被違背或刪除。”

埃隆·馬斯克將其定義為“第一性原理”，他認為人們陷入了固有的“比較思維”：“而第一性原理的思想方式是用物理學的角度看待世界，撥開事物表象，看到里面的本質，再從本質一層層往上走。”

對于儲能產業來說，其本質是綠色能源對傳統能源的替代，產生對儲能的需求拐點。但如今整個行業最核心的矛盾，卻是其成本之高，能否支撐大規模推廣的問題。

鋰電上游歷史性漲價，對整個產業鏈造成了集體反噬，政策面期望的大爆發與商業層面期望的盈利劇烈沖突，兩者之間的矛盾與糾結或將持續存在。