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引言 2021年上半年，国内新增新型储能（含规划、在建和运行）项目个数257个，储能规模11.8GW，分别是前年同期的1.6倍和9倍。储能赛道的快速爆发给了产业和投资者结构性的增长机遇，但这其中依旧有诸多疑问困扰着各方：中国究竟为什么需要储能？储能会不会受制于政策补贴而朝闻夕死？投资什么储能技术合适？投资产业链的哪一端合适？什么样的玩家能在万亿赛道的马拉松长跑中一骑绝尘？ 这些问题都将在《从早期投资视角看中国储能赛道投资机遇》报告中得到解答。在报告第二篇《万亿储能赛道如何捕捉投资机遇》中，我们探讨了储能产业的问题、挑战与投资机遇。本文为报告第三篇，我们将继续探讨储能赛道潜力与核心竞争力，以及不同储能技术的发展前景与商业节点。  从海外储能龙头企业看赛道潜力与核心竞争力 由于国内目前仅有派能科技一家以储能电池为主营业务的中兴系海外户用储能上市公司，因此笔者主要通过海外对标来研究储能企业的发展潜力、核心竞争力及资本市场认可度。我们重点关注三家上市的储能企业：Tesla、STEM和Fluence。总体来说，这些公司的储能业务近年来都是2-3倍的年增速，市场对他们的估值水平都在10倍PS以上，可见资本市场对于储能赛道的高度看好。  Tesla Tesla自2015年起布局储能，业务体量几乎年年翻番，现已通过Powerwall, Powerpack 和 Megapack覆盖了家储、工商业储能和大型储能三大板块。在截止2021年Q3的一年里新增储能销售~4.6GWh，并已规划在建40GWh的储能产线。  STEM 而STEM则是一家非常有意思的公司了。成立于2009年的STEM是美国第一个纯粹的储能上市公司，其定位便是硬件端的储能系统集成+软件端的智慧能源SaaS公司。公司服务对应的TAM达到1.2万亿美元（截止2050年），在SPAC上市后资本市场给予了超过25倍的PS倍数（Mkt Cap ~$2-3B）。 STEM目前有三块业务，一是作为储能系统集成商卖硬件，毛利率~10-30%；二是基于“雅典娜Athena”这个AI平台，向用户提供SaaS化的智慧能源软件，毛利率~80%；三是以“虚拟电厂”（VPP，Virtual Power Plant）的身份向用户提供峰谷套利、需求响应、电力交易等的智慧能源运营服务，毛利率~80%。  截止2021年Q3，STEM的LTM（Last twelve month）营收达到~1亿美金，预计全年收入增长4倍。当前在管储能资产~1.4GWh，在运行储能管理系统~1000套，服务于~350个客户，遍布75个国家，200+个城市；另有~3亿美金在履约订单和~24亿美金的意向订单。  STEM的成功离不开对智慧能源运营的长期积累。最初，STEM的业务以提供电力监控设备PowerMonitor帮助企业和电力公司提供电费节降和可视化服务。后来，STEM发现储能作为绝佳的电力调控手段，能提供更好的能源质量管控和成本节降服务，便从2014年起深耕储能和AI算法，才使得“雅典娜Athena”AI平台有超越同行约30%的节能战绩，并在储能资产规模大爆发之时一骑绝尘，彰显出头部网络效应。 Fluence 在2017年由西门子和AES合资成立，Fluence团队在公司成立之前便在15个国家拥有10+年的发电侧/电网侧储能经验，公司FY2021（截止2021年Q3）收入~6亿美金，市场也给出了~8-10倍的PS倍数（Mkt Cap ~$5-6B）。 公司的业务板块与STEM高度相似，即储能硬件系统、储能软件和智慧能源运营服务，后两者的Recurring与高毛利特性也呈现出了类似SaaS服务的特征。而Fluence与STEM最大的差异在于，前者基于全球百强公司的高起点，承揽了许多百兆瓦级的大型项目；而STEM则主要基于“雅典娜Athena”AI平台的高效运营能力，以及初创企业的敏捷性，撬动了以工商业客户为主的利基市场。  综上基于海外储能市场的观察，我们可以得到如下的启示： 1. 不同的发展阶段，对应了不同的收益模型：储能行业爆发的第一阶段以“硬件”驱动，专业的储能集成商对市场进行教育，并部署足够体量的储能资产做智慧能源的调控中枢；当可调控的储能资产规模达到一定体量，储能行业进入“软件+算法”驱动时代，具备“AI云储能”分布式算法和能源运营管理的企业将逐步以SaaS模型收割软件或代运营收入 2. 不同的团队基因，造就不同的发展路径：
3. 不同于海外的“软件”吃遍天下鲜，中国需要“软硬一体化”的储能企业：尽管优势的软件算法能力，能为储能的长期运营带来更高收益，但唯有厂商在储能赛道发展初期积累足够多的硬件资产和数据资产，才有可能在独具中国特色的电力系统中开发出一流的智能化能源运营系统；因此，有别于海外市场，我们认为纯粹的软件算法团队很难与软硬一体化的厂商竞争，而STEM的从“软”到“硬”、“软硬并行”也给我们传递了类似的信号。
如何看待不同储能技术的发展前景与商业节点？ 前面的篇幅中，笔者着重笔墨介绍了锂电储能的投资逻辑，因为锂电储能是最能吃到未来5年这波储能红利的储能技术。下面的时间，笔者将基于排除法来阐释这背后的原因，并对有鲜明特色的储能技术做简要阐释。 一 储能技术的分类 提到储能技术，主要分为热储能、电储能和氢储能三大类别；而电储能又可以分为电化学储能和机械储能（又称物理储能）两大类别。  从结果来看，截止2020年底，全球以及中国的储能装机情况及各类技术的占比如下图所示： 1.抽水蓄能占储能装机量的~90% 2.锂离子电池占电化学储能装机量的~90%
二 抽水蓄能等机械储能的特征 其实在这波储能热潮爆发之前，中国乃至全球储能市场中，抽水蓄能的比重都占到了约90%以上，可以说是最主流的储能技术不为过。抽水蓄能已有超过百年的历史，在电力充沛时抽水蓄电，电力不足时放水发电，启动迅速、运行灵活、安全可靠，除调峰填谷外，还适合承担调频、调相、事故备用等任务。但其发展的限制性条件也相当之多：①建设周期长，通常从规划到落成可长至10年之久 ②选址受地理局限，且有严苛的环评标准 ③枯水期调节能力紧张。 此外，类似抽水蓄能的机械储能，总体而言就是能量密度偏低，随之而来的问题就是存储同等的能量，相比电化学储能或者储氢，所需的占地面积或体积更大。因此可以说，所有的机械储能都不适合城市场景，只能作为大容量储能放在发电侧或电网侧。 但能量密度问题，也只是衡量储能技术的一种维度，具有其他鲜明特性的储能，也在细分领域里有其独特的价值。比如飞轮储能，作为机械储能的一种，其特点就是高功率密度，特别适合新能源一次调频过程中，频繁出现的瞬时大功率充放电；即便在每日上千次充放电的情况下，其理论设计寿命也可达到20年以上，且无任何燃爆风险。但飞轮储能技术的门槛颇高，依靠真空室内的磁悬浮轴承带动转子高速转动，充电时增加转速，放电时降低转速，因而依赖于转子材料、轴承技术、磁悬浮技术等高端制造技术。 所以，目前中国市场上，真正意义上可以做到“20年以上”无故障运转的飞轮厂商如凤毛麟角，加上其初始的功率成本约为锂电储能的~2倍，优势的应用场景较为有限，因此在市场认知教育上一直偏慢，制约了飞轮储能的市场增速。 三 储能技术应关注的指标和因素 至此，我们也了解了储能技术的特点，与其应用场景之间的关联性。除了能量密度和功率密度决定了储能技术的应用场景之外，以下考量指标也决定了储能技术的适用范围和市场潜力：  将场景宽度进一步打开，我们可以到不同储能技术的适用性广度。可以看到目前锂电储能的场景宽度远高于其他的储能技术，这也解释了为什么锂电储能近年的增速如此迅猛，在各类应用场景和大小项目中都能看到它的身影。 最后，我们通过定量的方式来比较不同储能技术对应的应用场景、场景宽度和经济性。不难看出当前所有储能技术中，当前唯有铅酸、铁锂、钠离子电池的成本降至了2000元/KWh以内；但铅酸和钠离子电池的能量密度在磷酸铁锂的约1/3左右，也就意味着体积大了两倍，同时铅酸不仅对环境有污染，而且循环次数仅约500次，还不支持通过BMS或者PCS对电池进行充放电策略的控制；而钠离子电池同样因为能量密度关系，只适合于储能或者低速两轮场景，由于其成本相比锂电池确实有显著优势，笔者依旧看好其商业化价值。 而除了电化学储能之外，氢气储能也因为超高的能量密度（锂电的~200多倍）而成为了最具潜力的未来技术。中国氢能联盟预计，到2025年，我国氢能产业产值将达到1万亿元；到2050年，氢能在我国终端能源体系中占比将超过10%，产业链年产值达到12万亿元。与电能存储和热能存储不同，氢能存储的实现是需要将氢气制氢、储存、运输和利用整合为一体的综合能源体系。目前，中国的储氢技术若要达到系统性的规模化应用，还需要解决长距离大规模运输的问题：一方面，要实现70MPa级的更高压力下的气态储存；另一方面，开发液态储氢技术和固态储氢材料，实现可再生能源大规模制氢、存储、运输、应用的一体化。 针对不同储能技术的商业化进程，笔者根据调研走访总结出了如下的商业化进程曲线。作为投资者需要认清的是，尽管各种储能技术各有千秋，但最终只要极少数的储能技术会走向大规模的商业发展阶段：储能的应用场景及其宽度、产业链配套程度、成本特性、玩家数量、示范项目成功率、认知推广速度等等都会影响其发展格局。因此，对于新型储能技术，我们需要明确其是否具有鲜明的特性以及市场化的潜力，在多种技术互相博弈的竞争中，最终得以脱颖而出。 对于其他市场关注的储能技术，限于篇幅稍作点评。感兴趣的读者可以参阅由国家电投战略规划部处长，华志刚老师编写的《储能关键技术及商业运营模式》。特此鸣谢华志刚老师的著作，给笔者的投资研究带来的莫大帮助！ 压缩空气储能技术，常规的空气压缩储能技术已经比较成熟运行30年，其设计、加工、安装和运行均较为成熟，成本在未来短期内大幅下降的可能性很小，将保持在2500-5500元/KW的水平，且对大型储气室、化石燃料的依赖性较强，而受制于地形条件和供气保障；不采用地下洞穴和天然气的新型压缩空气储能系统结构简单、功能灵活，可以用于备用电源和分布式功能系统等，但仍需一段时间的研发、探索、验证和评估。 熔盐储热技术，主要适合于大规模中高温储热，其发展前景与太阳能光热发电的发展密切相关。在国家首批太阳能热发电示范项目中，配备熔盐储热系统项目达到90%；但光热发电难度高于光伏发电，且我国的光热发电研发起步也晚于光伏发电，因而仍然在不断健全和完善中。 以全钒液流为首的液流储能技术，主要适合于大规模长时储能，其特点是安全性极高、循环寿命长达10-20年；但其问题也显而易见，一是“钒”作为稀有金属而成本居高不下，二是能量密度低导致占地面积是锂电储能的3-4倍等。因此，尽管我国的全钒液流示范项目和商业发展已经接近20年，但仍无法作为大规模的储能技术推向市场化阶段。未来该项技术的主要突破口，还是以“安全”为亮点，通过原材料的革新，实现成本端的下降；但液流电池的技术路径，在能量密度上还是较难比拟锂电储能或储氢技术。 综上，我们通过理解不同储能技术对应的应用场景、场景宽度、经济性及商业化程度，便不难发现以锂电为首的电化学储能，将在以分布式新能源为特征的新型电力系统建设中，成为主力军。而其他具有鲜明特性的储能技术，也将在百舸争流之中逐步迎来商业化。 本文参考资料： 国家电投战略规划部处长华志刚老师，《储能关键技术及商业运营模式》 |
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