储能如何盈利 -- 储能产业链分析

一、什么是储能

储能主要是指电能的储存，可分为机械储能、电化学储能、化学储能、热储能及电磁储能等，其中机械储能是最成熟，成本最低的储能方式，常见的有：抽水蓄能电站、飞轮储能、压缩空气储能等。

电化学储能的应用目前最为广泛也最有前景，新能源车产业链的核心部件，动力电池就是电化学储能应用的一种，按照介质不同，可分为锂离子电池、铅酸电池、钠离子电池等。

化学储能概念简单，但操作过程异常复杂。顾名思义就是将电能转换为化学能储存起来，最常见的就是电解水制氢。

热储能，典型的应用就是光热电站，将阳光聚集后，把作为介质的熔盐融化，吸收大量热量，熔盐再继续加热水，形成水蒸气，推动汽轮机发电。太阳下山后，电站可以继续利用融化的熔盐所储存的热量来发电，光热电站是为数不多的可以稳定供能的新能源电站。

某50MW光热电站效果图

电磁储能，主要有超导储能、电容储能、超级电容器储能等，其储能效率高，但距离实际应用还相当遥远。

二、储能如何盈利

2.1 储能为何兴起

这次在二级市场上燃爆的储能版块起因在于下面这份文件：

7月23日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。明确了储能行业的发展规划与目标，到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，累计装机规模30GW以上，2030年实现全面市场化发展。

随后没过几天，又出台了提高分时电价的政策：

7月29日，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地进一步完善分时电价机制。

文件的主旨就是继续拉开平峰和高峰时期的电价，条件具备区域，分时电价差距可达到4倍。

这两份文件一明一暗，都是在鼓励发展储能行业，而且针对的是用户端的新型储能（电价针对的是用户侧）！

虽然以抽水蓄能为代表的机械储能也是储能，但由于抽水蓄能位于发电侧，且是传统储能范畴，基本和这两份文件没啥关系了。

储能未来的十年在于电化学储能（锂电）和化学储能（氢储能）。

2.2 氢储能

压缩储存的氢气能量密度极高，不论将氢气应用于燃料电池中供能或者直接用于煤化工的生产都具有极高的能量转换效率。

由于氢气的能量密度较大，可以承载大功率的富余电能输出，很适合作为大容量的风电、光伏电站的储能介质。

但氢储能存在一个弊端，储存氢气的压力容器容易发生氢脆现象，氢气的运输和储存成本很高，目前氢储能一般仅仅能应用于煤化工的原料生产。

也有少量氢气制甲醇后应用于燃料电池的，但目前处于示范阶段，尚不成熟。

2.3 电化学储能

以锂电为代表，简单讲一下电化学储能的优劣：

2.3.1 成本下降迅速

在政策利好的推动下，这几年锂电的度电成本下降飞快，目前已经有成熟的锂电储能电站应用，在特定电价条件下，储能电站的内部收益率（IRR）可以达到8%，已经够着了大部分国企央企投项目的最低标准。

2.3.2 几乎不受场地条件约束

化学储能需要较大的场地和较高的安全生产标准，而锂电储能因为能量密度相对较低，体积也较小，对场地要求较低，适合在工业园区、充电站、高端仪器设备等场所应用。

2.3.3 成本下降恐怕进入瓶颈

锂矿资源有限，可以预见，按照目前的速度发展，不远的将来，锂电将会由于上游材料价格的上涨，而进入瓶颈，锂电的度电成本不可能保持目前的趋势下降。

2.3.4 能量密度提升陷入瓶颈

虽然锂电的能量密度在过去的几年已经得到了大幅度提升，但相较于人类对能源的利用量来说，依旧太小，而锂电能量密度提升的速度并不像半导体那样成指数式增长，而是缓慢得正比例提高，锂电能量密度的提升可能跟不上人类对储能容量的需求。

2.4 储能的盈利模式

对于氢储能，比较直接的盈利模式是由化工企业投资新建分布式光伏电站，利用光伏制氢，而氢气正好是大部分化工企业的制造原材料，比如氢制乙烯。

在光照条件不错又富含水资源的区域，化工企业很容易降低制造成本，从而盈利。

此外，还有海上风电制氢应用于沿海化工厂生产的，电解水制氢制甲醇作为燃料电池燃料的，盈利能力完全取决于自然条件（风/光资源以及运输管道长度）。

对于电化学储能，目前的应用主要是作为园区的备用电站或者分布式能源电站，在平峰时段，将电能储存下来，在尖峰时段，将电卖给工业用户，赚取差价。

在发改委进一步拉开分时电价后，这类模式未来的盈利能力会更强，目前已经投运的储能电站IRR已经可以达到8%左右。

其他的利用模式还有充-储一体式的新能源车充电站，盈利模式在于向用户售电。

另外现在对于新上马的集中式风电或者光伏电站一般要求适配储能，这些适配的储能也以电化学储能为主，容量不大，目的是为了减少新能源发电对当地电网的冲击，主要盈利模式靠卖设备。

三、储能产业链

氢储能的关键技术目前尚未攻克，储能受外界条件限制较大，本文着重讲一下电化学储能产业链。

3.1 电化学储能系统原理

其中PCS：储能变流器，连接电池系统与电网，实现直流和交流电的双向转换。

BMS:电池管理系统；

BS：电池组；

能量管理系统（EMS）。

电化学储能系统的成本如上图所示，其中EPC指的电化学储能电站建造的总承包费用占成本的比重，可以看到整个系统中电池成本占据了一半以上，其次是PCS储能变流器，而这两项也是储能系统中技术含量最高，壁垒最厚的版块。

3.2 各版块龙头

储能电池代表企业：宁德时代、派能科技、比亚迪、国轩高科、亿纬锂能。

PCS：阳光电源、固德威、锦浪科技

系统集成：盛弘股份。

EPC：永福股份

四、致富代码

储能的预期不如光伏和新能车，这波爆炒以后确定性最强的还是不管走啥路线都绕不过去的PCS部分。

A股三巨头中，更看好锦浪科技，切入逆变器版块短短几年，就从阳光电源身上撕下一块市场份额，潜力巨大，另外阳光本身也是难以撼动的世界级逆变器龙头。

其他还在低位的逆变器有主做风电逆变器的禾望电气，不过风电适配的逆变器技术含量比储能逆变器低很多，如果被爆炒的时候可能会涨一涨，爆炒过了可能就悲剧了。

最后，如果更进一步研究逆变器以及充电桩中成本最高的部件，其实是IGBT芯片，目前主要依赖于进口，A股也有相关的企业，但技术水平如何，没研究过，不清楚，如果那家公司也能做，说不定会成为利润的增长点哦。