而以“实力派”为标签的抱团股们，凭借着自己多年的默默耕耘，在长期资金市场大书特书的价值投资潮流下，也是最近几年才翻身把歌唱，上位“流量白马”。

  前者，有“让我们大家一起为梦想窒息”的乐视，也有脸蛋和实力兼具的宁德时代；而后者，有定海神针的茅台，也有一度称之为白马并跌落的养猪股们。

  储能板块，近几年并不缺乏流量，一直是新能源革命下的热搜词汇。但走进其中，到底会以什么样的姿态向我们呈现？是值得探讨的。

  目前国内可再次生产的能源占比仅15%左右，其中光伏发电渗透率不足5%。而大部分可再次生产的能源都具有间歇性的特点，只能起到对传统发电方式的补充作用。

  但是随着“3060双碳”目标的深入，风能、光伏及其他可再次生产的能源发电的比例会慢慢的大，电网的消纳日益成为制约新能源的“卡脖子”问题。

  当然，长期资金市场上讲的储能，是利用化学或者物理的方法将一次能源产生的电能存储起来，并在需要时释放。

  弄个充电宝囤点电用于手机充电很简单。但是，想把一个大型地面电站的电力存储起来，存的量还得保证可以释放一阵子，那可不是一件容易的事。

  人类在储能这个事上动的脑子可不比探索新能源少。各种五花八门的招儿都尝试了一遍。

  目前，根据存储的媒介和电能释放的方式，大致上可以分为：机械储能、电磁储能和电化学储能三大阵营。

  机械类储能又分为抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能。其中，抽水储能是目前应用最为广泛和技术最为成熟的储能方式。

  抽水储能：抽水储能一般都是作为原有火电厂、核电厂甚至是大型集中式光伏发电站的配套设施。

  在具有高度差的上游和下游同时配置水库，在处于用电低谷时，利用无法被消耗的多余电力从地势低的下游水库抽水至上游水库储存起来，将电能转换为势能；在用电高峰时释放上水库的水流到下水库中推动水轮机发电，将重力势能转换为电能。

  我国的抽水蓄能站相对国外启动的比较晚，但发展速度很快。目前大概有30多个GW的抽水储能规模。第一座大型抽水储能电站是1994年开始服役的广州抽水储能电站。

  1GW就是100万千瓦，30GW这个规模大概相当于我们的长江三峡水电站装机量。

  目前，我国已建和在建抽水蓄能电站主要分布在华南、华中、华北、华东等地区，以解决电网的调峰问题。据统计，2019年，广东、浙江、江苏三省的装机比例最大，占比分别为24%、15.1%、8.6%。

  2）损耗大。包括水轮机摩擦损耗、黏性阻力等，另外，这么大面积的水面，如果一段时间不下雨，蒸发量也不小。综合下来，抽水蓄能的周转效率通常为75%左右。

  3）启动慢。当下游用电区域没电的时候，赶紧开闸放水发电，前前后后一顿操作猛如虎，与电池储能相比，启动速度自然不是一个层次。

  压缩空气储能，就是在用电低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于洞穴或能承受压力的容器中，使电能转化为空气能存储起来；在用电高峰时段，将高压空气从储气室释放，进入燃烧室燃烧利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电。

  压缩空气储能技术，也是继抽水蓄能之后，第二大被认为适合GW级大规模电力储能的技术。

  目前，在美、德等国家建设有压缩空气储能电站，在地下几百米的废弃洞穴中连续充气七八个小时，需要发电时，将压缩空气释放到燃料（一般是天然气）中，混合燃烧，进行2-8个小时不等的放电。

  压缩空气储能看起来适合存储较大规模的电力，但技术的突破、余热的利用、投资所需成本高，还得消耗燃料，综合效率也就20%左右。并不具有大规模推广的条件。

  飞轮储能，简单的说，就是把一个大飞轮放在真空的容器中，将多余的电，用发动机把飞轮高速带动起来，真空的环境中，能保持一直转动，当然也会有少量损耗。当需要放电的时候，再把飞轮接入发电机，实现发电。

  对于这样一个高科技的东西，以目前的条件，想在大型电站中或普通人家实现储能，难度可想而知。

  不过，飞轮储能的瞬间放电功率超级大，航母甲板的电磁弹射以及电磁炮中，很多充电设备就是飞轮储能电池。

  其他储能方式还有超级电容储能、超导储能，对于非理工科背景读者而言，原理也是十分烧脑，也就不再详细的介绍了。

  截至2020年9月，全球抽水蓄能累计占比约91.9%，排名第二的是电化学储能，占比5.9%，而其中5.3%为锂离子电池储能。

  而以锂电池作为主要载体的电化学储能将成为重要的储能方式，也是目前长期资金市场最为关注的板块。

  与其他几种类型的储能路线相比，电化学储能同时具有较高的单位体积内的包含的能量和功率密度，并不受地域条件限制、成本低更具商业性等优点。

  可以看出，随着锂电池成本逐年降低，决定了其广泛的技术适用性，近年来的装机规模也是一直上升的，注定成为最为流行和未来大规模推广的储能方式。

  不同的使用主体自然也就对应不同的装机规模和技术路线）电化学储能的应用领域

  如果在低电价时给储能系统充电，高电价时给储能系统放电，就能轻松实现峰谷电价价差套利，降低用电成本。

  实际上，关于储能电站，早在几年前，有关部门都陆续出台了不少政策，产业层面也实现了技术突破。

  也就是说，去年，大部分的发电站指标都给了风和光。慢慢的升高的装机规模，配备储能电站已是势在必行。

  对于发电侧（主要指的是风电和光伏电站）而言，配套储能设施是不言而喻的。这些新能源发电站的天然不稳定属性，如果不是储能的成本问题，恐怕早就遍地开花了。

  2021年各地出台的储能政策很多都是具有强制性的，大多分布在在新能源发电占比较高的地区。

  而当前备受瞩目的户用侧，特别是屋顶光伏的推进，光伏在家庭市场似乎要慢慢打开市场。

  光伏应用场景可以多元化，而多元化的场景应用，对于配备储能系统的需求也会慢慢的强烈。

  这些年，喊出争做储能“弄潮儿”口号的玩家很多。以至于长期资金市场对储能的性感想象远大于其实际面貌。

  电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）

  所谓变流器，是包含了逆变器、变流、变压的电气设备统称。其中，逆变器是关键一环

  国内发电侧储能系统，仍将会以集中式电站为主，偏向于集中式逆变器。海外市场偏向户用侧储能，组串式逆变器需求强劲。

  随着诸如光伏停车棚等光伏场景化拓展应用，国内的小型组串式逆变器份额提升已不再遥远，潜力也会高于集中式逆变器。

  电化学储能中，锂电储能技术路线更为确定，在电化学储能中，占据绝对主导地位。

  在整体电化学储能应用中，由于锂电池成本下降幅度最快，锂电池在电化学储能中占比慢慢的升高，截至2020年，在全球新增电化学储能占比中99%为锂电池储能。

  而随着磷酸铁锂性能的提升、稳定性的加强、经济性的凸显，在储能系统中占比也慢慢变得高。

  也就是说，作为高速移动的新能源汽车，动力电池需要更高的功率响应速度，对应较高的电池管理系统。

  储能系统渗透比例的提升，解决了电力消纳和传输问题，也会带动光伏装机需求。如果把光伏产业链的价值比喻成一个跷跷板。

  光伏产业中的一体化龙头和组件布局较早的产能较大的并向产业链前端渗透的企业

  当下，对于储能市场来说，可谓万事俱备，只欠东风（成本之风）。那么，东风的拐点到底何时到来？

  新能源发电站配备储能是理想搭档，制约储能装机的核心问题主要还是成本。至于何时到来，可以算一笔小账（也可忽略过程，直接看结论）

  今年的光伏产业链材料价格涨价，光伏装机成本提高到4元/W，使得光伏电站投资的内部收益率降低为6.5%左右，而2020年则达到8%。

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