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无论是全球实现碳达峰和碳中和的长远愿景，还是能源转型改变现有电力供应结构的现实需求，应用储能系统调节电力供应需求，平抑新能源设备并网后对电网带来的冲击，储能市场应运而生。
根据Bloomberg数据，2022年全球能源转型投资规模突破1万亿美元，中国的投资金额达到5,460亿美元，居世界首位。
与此相对应的是，多家全球公司已密集加速布局储能项目，储能领域有望成为继动力电池之后的另一“万亿”大市场。
以特斯拉为例，2023年4月9日，特斯拉上海储能超级工厂项目官宣落户上海临港，这是特斯拉在中国的第二个超级工厂，特斯拉储能超级工厂将规划生产特斯拉超大型商用储能电池（Megapack），工厂计划于2023年第三季度开工，2024年第二季度投产。特斯拉CEO马斯克预测，未来全球最终将需要240TWh储能容量(含电站储能和汽车电池)，他希望，早日把特斯拉的固定式储能产能提高到1TWh/年。
除了特斯拉，国内企业如宁德时代、远景动力、蜂巢智储、亿纬锂能鹏辉能源也纷纷发力储能。根据中国储能产业协会发布的《2023年中国新型储能行业市场前景及投资研究报告》，目前国内储能市场规模已经达到了256.8亿人民币，同比增长了50.8%，其中，锂离子电池储能系统是市场占比最大的储能技术，占据了53.5%的市场份额。此外，钠离子电池、压缩空气储能和超级电容储能技术等新型储能技术也在中国得到了广泛应用。
以上种种，已经成储能行业内的共识，也是我们把储能纳入投资方向的缘由：可再生能源的大型配储市场即将迎来爆发，现在正是行业盛宴的前夜。
「本文作者」华映资本投资总监王思睿，长期关注光学半导体、新能源、通信领域的投资机会。
目前国内发电还是以火电为绝对主力。但未来的趋势显而易见：风光为主的新能源发电将逐步替代火电等传统能源，最终成为主导。
除开火电不环保等环境因素，从经济上来说，新能源能替代传统能源的主要动力是：新能源的发电成本已经足够低。
目前，国内火电在只计算煤炭成本的情况下度电成本大约在0.24元，如果考虑设备折旧运维和税费度电成本大约在0.49元。与之相比较，光伏的度电成本已经下降到0.3元，海上风电度电成本在0.4元，陆上风电度电成本比海上风电还要更低一些。
根据国际可再生能源机构（IRENA）发布的《2021年可再生能源发电成本》显示，在2021年新增的可再生能源电力中，近三分之二（1.63亿千瓦）的发电成本低于20国集团（G20）中全球最廉价的燃煤发电成本。
截至2022年10月底，全国累计发电装机容量约25亿千瓦，同比增长8.3%，其中，风电、太阳能发电装机容量分别约3.5亿千瓦和3.6亿千瓦，占比约28.40%，风光占比已经从2012年的5.65%到目前的28.40%，现在每年新能源装机增量已占总装机增量 50%以上。按此趋势，未来风光为代表的新能源必将成为主导能源（火电为辅助能源）。
新能源逐步扩大规模也会给电网带来很大的不稳定隐患，根本原因是风光自然资源不可控。
二是传统火电是电压源，光风新能源发电是电流源，如果新能源占比太大，且风光不可控，可能会导致瞬间电流很大，冲击电网影响电网的电压稳定。
其次是负载端的问题：因为电动汽车、家用储能等场景普及，可能会出现负载端功率瞬间增大或减少的情况，这就导致发电机要瞬间做功或降低转速，需要调频。但风光不可控，电网提出的调频要求风光跟不上，传统火电机组响应能力有限，容易造成电网不稳定。
以上种种影响因素亟待通过技术解决调峰和调频的问题，以维护新型电网的稳定，目前来讲，最优的解决方案就是储能。
我们知道，每天电网的用电负荷是不均匀的。用电高峰时，电网往往超负荷，此时需要投入在正常运行以外的发电机组以满足需求。用电高峰通常是每天7am-11pm，其中尖峰通常是10am、4pm和8pm这三个时间段。但这些时间段，风光发电通常不是最高峰。这就存在着源和荷的错配，就有了调峰的需求。
当新能源比例增大后，调峰问题就变得更加严峻。在不扩充冗余机组的情况下，最优解就是用储能装置将波谷的电存起来，用在波峰上面，这便是储能解决电网的根本逻辑。
其次是调频问题。电网的频率是 50Hz，波动不能超过±0.2，如果超过这个范围就需要调频，不然电网稳定性会出问题。
一次调频是电力系统里电网频率发生变化后（一般是负荷变动影响），靠厂级的一个总控制器，把指令分解发给每台机组。每台机组调节自身功率从而使得频率和功率达到一个新的有差的平衡。一次调频为反馈闭环控制，采用就地响应方式，无需电网调度进行干预，其响应时间约为几秒，原来是用火电机组来调节，但随着新能源增长，火电机组不太够用，响应速度也慢，需要响应速度快的储能来补充。
二次调频是指当电力系统负荷或发电出力发生较大变化时，一次调频不能满足要求时采用的调频方式，通常采用电网自动发电控制系统（AGC）方式进行。
我国从很早就开始了新能源的布局，光伏风电的水平现在更是世界一流。也因为过往的布局，很早意识到了储能的重要性，在政策端进行强力推动。
从2021年开始，储能方面的政策频出，其中，国家发改委、能源局等国家有关部委发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了储能领域的发展步骤：到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3000万千瓦以上。到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展 。
《“十四五”新型储能发展实施方案》要求，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具有大规模商业化应用条件，商业模式基本成熟；到 2030年，新型储能全面市场化发展。
《“十四五”新型储能发展实施方案》发布后，地方电网陆续发布新增风光发电强制配储方案，以10%*2h为主。强制配储方案其实大大加速了整个储能市场的增长速率，政策层面的加持让行业爆发的时间再次提前。
仅计算强制配储的规模，近3年每年风光新增装机数在1亿千瓦以上。强制10%装机数就是1000万千瓦，假设配储时长2h，就是2000万千瓦时的储能设备。当前储能设备初装成本2-4元/wh，所以整个市场只算强制配储的初装成本每年就有400亿以上（目前电化学储能约占10%）。
若以长远来看，新能源至少要占50%，截至2022年10月底，全国累计发电装机容量约25亿千瓦，风光合计7.1亿千瓦，假设不算新增市场只算存量替代，至少还有5亿千瓦的新能源装机数，这部分存量替代也有3000亿的市场容量。庞大的市场容量导致了行业规模的快速增长，过去5年储能的总装机规模年增速均高于 50%。
第一阶段是2020-2025年，通信市场为主、电力市场为辅。驱动因素是发电侧光储趋向平价，光储平价前暂由5G通信基站建设带动储能市场增长，光储平价后将由大规模储能电站引领行业发展，到2025年市场规模是100亿级。
第二阶段是2025-2030年，新能源成为增量主力，电网稳定性亟需储能。驱动因素是新能源成为主要新增能源，为了维护电网稳定，储能需求急剧提升，预计2030年市场规模或达1000亿级。
第三阶段是2030-2060年，新能源进行火电机组的存量替代，市场规模极具想象空间。
储能行业非常大，大到每一个技术路径都能找到自己对应最适合的落地场景。那么对于长时储能和调频储能最适合的技术是什么呢？
其中目前以抽水储能为代表的机械储能是主要落地方案，而电化学储能中锂离子的方案最为成熟。
各个技术方案有各自的优缺点，目前来讲没有完美的方案，但有最适合的落地场景。
大体上来讲，从长时储能来看，抽水蓄能的技术最为成熟，成本也足够低，但对地理地质有要求，而中国风光资源主力的三北地区要么缺少地势差，要么缺水系，所以抽水蓄能存在地理地质资源错配的问题，同样的问题也存在压缩空气储能身上。此外抽水蓄能的响应速度也较慢。
电化学储能里，锂离子电池的技术最为成熟，也是第一批强制配储的主力技术方案，具有成本低、响应快、效率高的优点，但作为长时储能来讲，锂离子的循环寿命和安全性问题存在问题。未来尽管可以从半固态和固态的方向进行技术升级解决安全的问题，但是循环寿命确实是一个短板。
钠离子电池尽管进一步降低了成本，增加了安全性，但比锂电池更低的循环寿命限制了其在长时储能方面的落地，目前钠离子电池还处于工程示范的早期，主要还是在两轮车等应用场景对铅蓄电池进行替代，而不是长时储能场景。
全钒液流是长时储能方面的较优选择，寿命长、响应快，效率较高，未来成本进一步下降后有可能和锂电池在长时储能领域掰一掰手腕。
除了上述路径外，三元锂、钠硫电池因为安全性的问题已经被国家禁止用于大型储能。
从调频应用场景来讲，飞轮、超级电容在技术指标上来讲均有机会，将来还是看各自在实际工程中的成本、稳定性和使用寿命谁做得好。
以上内容，我们主要展望了大型储能领域未来广阔的确定性市场，并阐述了此中的缘由和逻辑，也对长时储能和调频储能最适合的技术路径进行了简要分析。对于储能的大赛道，市场化投资的角度和政府投资的角度略有不同，甚至是互补性，后面笔者也会就看好的几条细分赛道（钒液流、飞轮等）对储能领域的投资进行进一步的分析研究。希望这些观点抛砖引玉，欢迎和储能领域的创业者、投资人多多交流。
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