也许好做的生意都没有了，只剩下硬核的了。《进击的硬核》希望大家喜欢

这是本系列的001号文章。

以前上学时，最开心的时刻之一就是晚上上自习的时候突然停电。电灯灭掉的瞬间，教学楼里立即会响起此起彼伏的欢呼声。即便这种喜悦大概率会在5分钟内，被学校时刻待命中的备用发电机打破，但仍是沉闷日子里为数不多的快乐源泉之一。

停电对学生来说可能是件开心的事儿，但对另外一群人可就不是了：因突然停电被困电梯，红绿灯不亮导致交通堵塞，排风系统停运，导致23人煤气中毒.....以上种种危险案例都是去年9月，东北地区多次突如其来的拉闸限电之后发生的真实情景。

拉闸限电发生后，舆论风暴接踵而来，批评的矛头之一指向了“没有事先通知”，但其实这是不得已而为之。

因为当时东北的电网频率已经跌破49.8赫兹的安全红线，根本来不及通知所有居民。此时，如果先广泛通知再执行拉闸，电网会面临崩溃，进而造成范围更大、后果更严重的停电事故，无奈之下只得事急从权。

东北已经很多年没有出现过如此罕见的急性停电事故了，平稳运行了这么久的电力系统，为什么会走到即将崩溃这一步？

这主要是由于东北当时风电骤减，而作为保供主力的煤电无法及时跟上，不得已启动了拉闸限电这一终极措施。

对于电网来说，不怕用电多或用电少，也不怕正常的峰谷波动，而是怕超出计划外的电量骤变。因为电网不是想当然的一张网，当实际用电与预测用电相差过大，不是哪个地方需要多少就能立即送多少。一是因为备用发电机组启动和停止都需要较长时间，不是瞬间就能开动或停下，比如燃煤火电机组启停机一次大约需要八小时；二是因为电网有断面稳定极限，不可能无上限输电，一旦超过电力线路的最大功率，也会严重影响电网频率，进而导致电网崩溃。

初秋的这场事故将东北推上了风口浪尖，也将中国能源结构转型背景下，新能源占比不断提高所面临的一些挑战推到了大众面前，比如新能源发电不稳定对电网安全性的冲击。“新能源+储能”是应对这一问题的重要解决方案之一。

在此大背景下，储能这一新兴产业近年来逐渐起势，2021年终于开始起飞。不少权威投资和研究机构均给出了万亿的市场规模估值，目前储能赛道尚未出现绝对龙头，特斯拉、宁德时代、LG等巨头企业均已提前入局卡位。

储能及其关联行业涉及的产业链上下游非常庞大，与每个人的未来生活也有千丝万缕的联系，湃动研究院未来将会奉上更多详解内容。作为系列文章的第一篇，本文将先回答以下问题：

现代电力系统是如何运转的？

为什么新能源发电占比提高会增加电网的崩溃风险？

“新能源+储能”如何解决这一难题？

储能行业上下游构成情况如何？

宁德时代等中国储能玩家的市场机遇在哪里？

电网正常运转需要维持固定频率

由于目前大容量的便捷电能储存设备还未大规模普及（即储能设备），所以电力仍是一个高度依赖计划性的复杂系统。

简单来说，现代电力系统主要包含三大参与主体：发电厂、电网公司、终端用户。

电力系统中承担发电作用的是发电厂，它们靠卖电给电网公司或政策补贴赚钱。电厂有多种类型，按照电的来源不同，可分为火电厂（包括燃煤、燃气、燃油、燃垃圾等）、水电厂、风电厂（包括海上风电与陆上风电）、水电厂、核电厂、光电厂（一般称为光伏电站）。电网公司主要承担电力调度和输配电任务。居民、工厂、办公楼等终端用户的用电需求在电力系统中被称为【负荷】。

现代电网需要维持一个固定频率才能安全稳定运行（但允许小范围波动），这要求电网中的发电量时刻都基本等于用电量。因为供需电量严重不平衡会导致电网频率发生较大波动，进而造成不同程度的电网崩溃。每个国家电网的固定频率不同，中国是50赫兹。

而由于用电量不可控（没人会在用电前先打声招呼告诉电网公司自己的精确用电需求的，想象一下这个场景有多不现实：“哎，我要用电了，我需要xxx度电，预计用电xxx小时。你赶紧按这个需求给我送点电过来，送好了告诉我一声，然后我再开始用），所以只能通过调节发电量来保证电网频率。电力系统中，承担起电量调度任务的就是电网公司，内部专门有一类岗位就叫电力调度员，他们每天都会做需求预测来安排各发电厂启停机组来保证第二天的电量供需平衡。

即使没有意外事故，电网本身其实也一直处于不断的波动变化中。比如一天中白天和晚上睡前用电多，深夜用电少；一年之中，夏天和冬天用电更多。另外，即便进行例行检修，电力系统也可能出现机械故障导致发电端出力不足，影响电量平衡。

为应对这些情况，需要并网发电厂提供电力辅助服务，主要涉及调峰和调频两类应用场景：

• 调频：指的是当用户负荷（即用电量）发生小幅度波动时，会导致发电机频率增加或减小，发电机组通过调速器和AGC等手段来调节发电频率，使其恢复到额定的50Hz。

• 调峰：指更长时间尺度、更大功率范围内调节发电量与用户负荷的匹配。

由于电厂参与调频、调峰均会产生不低的经济成本，因此许多国家是通过市场化手段来解决的，即将这部分额外的电力成本传导给终端用户。欧美国家电力辅助市场的市场化程度最高，中国市场化程度较低的原因，不仅是因为启动较晚，也有民生问题的考量。

完全市场化机制下，缺电时电厂会使劲涨价，谁用得起谁用，用不起就断电停产。这种机制可能会带来一些极端恶性问题。比如去年2月，美国德州遭遇极端罕见的寒潮危机，多家电力公司的设备被冻住无法使用导致停电，波及400多万人口。甚至出现了一名11岁的男孩因家中停电无法供暖，不幸因体温过低去世的极端案例。同时，电力紧缺还导致电价飞涨，许多人收到了天价电费单，有人5天电费合计约11万人民币，远远超过正常电价。

中国为了尽可能不增加普通居民的生活成本，并未完全放开电力辅助服务市场，仍在摸索经济性与民生保障的更优解。目前主要把压力留在了发电侧，即电厂参与调峰调频可以获得一定的政策补贴或税收优惠，通过这种方式帮助电厂降低成本。

因此，按照应用场景来说，发电厂实际承担了两种功能：一是计划内的正常发电；二是产生计划外用电需求时，参与调频和调峰。这两类场景下，电价不同，补贴政策不同，电厂获得的收益也不同。

以上这套现代电力系统的运转模式已经成熟，但一个意外的到来完全打乱了这一切——频繁出现的极端天气。

1200GW巨额电力消纳需求下

储能迎来重大历史机遇

 （1）风电、光伏将成为发电主流

为应对气候异常各国纷纷制定了温室气体减排目标，推动电力系统的低碳发展，同时考虑到化石能源日益枯竭的现状，以及核能生产运行中的不安全因素，低成本、清洁的可再生能源（太阳能、风能、水能、生物质能等）在世界各国的电力系统中所占比例需逐渐升高。

概念注释：清洁能源指最终化学产物不会产生温室气体的能源，包括风能、太阳能、水能、核能、生物质能等。为了区别于煤炭、石油、天然气等传统化石能源，也被称为新能源。

中国当前的发电结构仍以火电为主，占比超一半。未来燃煤、燃气、燃油等火电占比将不断下降，风光发电将替代火电成为发电主力。

根据 GEIDCO（即全球能源互联网合作组织，于2016年由中国国家电网公司发起成立）测算：

• 到2025 年，中国发电结构中，煤炭占比将从67%下降至49%， 风光发电占比将从 8%上升至 20%，气电、水电、核电等次优能源占比从 25%微升至 28%；

• 到2050 年，煤炭发电占比大幅下降至 6%，风光发电上升为主力，合计占比 66%，气电、水电、核电等次优能源占比维持在 28%左右，此外生物质发电占比约 6%。

整体趋势可概括为：未来煤炭发电持续削减、风光发电持续扩张、次优能源稳定支持、生物质作为补充力量。

（2）1200GW风光消纳需求

2020年12月12日，我国最高领导人在全球气候雄心峰会上公开表态：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦（1200GW）以上。”

根据国家能源局的数据，截至2020年底，国内风电、光伏装机容量分别为282、253GW，两者合计约535GW。这意味着，未来十年我国风电、光伏将新增装机至少665GW，平均每年至少增加66.5GW。

（3）风电、光伏痛点之一：巨不稳定

中国电源向风电、光伏过渡的过程中，仍有多项挑战亟待攻克，最突出的一项就是风电、光电并网时对当前电力系统稳定性的扰动。

上文我们介绍了电网的稳定运行需要维持一个固定频率。

传统电力系统中，以火电机组为主体的发电系统，可以通过“了解需求侧、控制发电侧”的基本策略，在预先设置发电出力计划的情况下，电网频率的波动通常可以控制在±5%以内，保证电网的安全运行。

但是，风电、光电等新能源发电的引入使得发电侧变得不可控且不稳定。主要是由于风光能自身的波动性：光伏发电高峰集中在白天，无法直接匹配傍晚和夜间用电需求高峰；阴雨天发电效率也会大大降低。风力发电高峰在一天中很不稳定。另外，风光电都存在季节性差异。

风光发电的这些特性会给电网带来极大的调节难度。根据国家电网的测算，2035 年前，风、光装机规模分别将达到7 亿、6.5 亿千瓦，全国风电、太阳能日最大波动率预计分别达1.56 亿、4.16 亿千瓦，大大超出电源调节能力，迫切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源5 亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。

（4）储能成标配

由于风光出力具有较强的间歇性与随机性，为了实现出力与负荷实时平衡，当前主要通过调节相对可控的发电能源——水电与火电来适应用户端实时负荷的变化。因此，风光发电想要深度取代火电，实现电力脱碳，需要其出力保持相对稳定，而这一关卡的突破则依赖储能技术。

储能可以应用在发电侧、电网侧和用电侧，在不同场景下具有不同的价值和意义。一方面，通过削峰填谷，可以解决峰谷时段发电量与用电负荷不匹配的问题；另一方面，可以参与提供电力辅助服务，解决风光发电的波动性和随机性导致的电网不稳定；此外，通过储能系统的存储和释放能量，提供了额外的容量支撑；在一定程度上，储能可以增加电量本地消纳，减少输电系统的建设成本。

特斯拉、宁德时代入局

但储能行业尚未诞生绝对龙头

（1）锂电储能最具商业价值

从能量的角度分类，储能技术主要可以分为热储能、电储能和氢储能几大类，其中电储能包括机械储能、电化学储能和电磁储能，是最常用的储能方式。

电磁储能技术应用范围最窄，在实际应用中面临包括高能耗、安全性等一系列问题，很少使用。主流技术主要是抽水储能，以及锂电为代表的电化学储能，二者各有优劣：

• 抽水蓄能：技术最成熟、利用效率较高、使用年限较长。但抽蓄电站与新能源发电不能很好地适配，因为响应速度太慢。同时，建设需要兼具水能和势能，可能对生态环境造成潜在的负面影响，选址限制较大。另外建设周期长（6-8年）、建设成本高，加上可长期使用，导致回本周期及IRR并不理想，国内主要是国有资本在参与。

• 电化学储能：它其实就是一块巨型电池，而且体积可大可小，同时不受自然资源约束、响应速度快，可以灵活用于发电侧、电网侧以及用户侧。目前在调频服务上已经具备经济性，但在调峰服务上度电成本较高，约为0.62-0.82 元/kWh，大约是抽水蓄能的3-4 倍，目前经济性不足。但未来随着电池技术的进步及规模效应的增加，成本存在较大下降空间，且当前并未形成成熟的商业模式和稳定竞争格局，容易吸纳社会资本参与。

当前，抽水蓄能在中国和全世界范围的储能占比都超过90%，但该比例在逐年下降。与此同时，电化学储能的规模和占比快速提升：2013 年到2020 年，全球和中国电化学储能累计规模分别从0.7GW 和0.1GW 增长至14.25GW 和3.27GW，CAGR 分别为53.8%和64.6%。电化学储能中锂离子电池储能的装机占比在全球和中国分别为92.0%和88.8%，是电化学储能中的绝对主力和发展方向。目前中国的储能装机容量在全球的占比并不是很高，但中国市场增速明显，2020 年增速达42%。

（2）产业链与光伏、锂电有重合，未来两系必有一战

电化学储能的产业链构成情况如下，与光伏、锂电上下游略有重合：

锂电企业是其重要的上游供应商，光伏企业则是细分市场光伏侧储能的一个重要渠道商。两者在介入储能业务时，都具有得天独厚的优势，因此是当前掘金储能行业的主流玩家。

锂电企业参与储能的代表之一是宁德时代。其作为锂电企业的角色时，向下游储能企业提供标准化电池组或者定制化储能系统，是一个产品提供商的角色，但作为一个储能企业时则向下游投资商或开发商交付储能系统，是一个面向终端用户的品牌商角色。参与储能时，既有to B业务，也有to C业务。

锂电企业参与储能的代表之二是派能科技。派能的主业就是储能，它自己是一个更上游的系统集成商，只做to B ，不直接销售给终端用户，以自主品牌和贴牌方式销售给大型海外系统集成商，主要是欧洲储能系统集成商Sonnen、英国光伏系统集成商Segen、意大利储能系统集成商 ENERGY SRL等。

光伏企业参与储能的代表是阳光电源。阳光电源是全球逆变器巨头，在光伏行业深耕24年，全球市占率保持在较高水平，去年7月21日A股市值曾突破2000亿大关。其作为光伏电站建设承包商和逆变器提供商，储能客户与原业务客户高度协同，具有较强的渠道优势，在储能这块的出货容易，因而顺利转型储能系统集成商。

储能虽与光伏、锂电行业上下游略有重合，但仍是一个完全独立的业态。因为储能玩家需具备的产品（主要是电气系统集成能力）、品牌、运营、售后服务，以及融资、建设、渠道能力和资源具有很强的独特性，并不同于锂电及光伏业务。

换言之，不是任何一家锂电企业或者光伏企业，都具备直接开展储能业务的能力。由于锂电系与光伏系企业在参与储能市场时优势互补，过去几年来频频进行战略合作。但双方以短期合作为主，长期来看势必会互相竞争。

目前中国锂电系与光伏系企业的合作包括但远不限于：

• 2019年5月，鹏辉能源与天合光能成立合资公司。

• 2020年9月，比亚迪就战略投资阿特斯，储能正是双方重要的合作点。

• 2021年6月，亿纬锂能与林洋能源公告成立合资公司。

• 2021年8月，宁德时代与晶科能源签署战略合作协议，共同推进储能业务。

• 2021年11月，宁德时代与阿特斯签署战略合作协议，双方将在储能业务上展开合作

• ......

当气候异常成为全球共识，碳中和成为解决气候危机的必由之路。在可预见的未来，风能、太阳能、水能、核能等新的清洁能源，将取代石油、煤炭、天然气等污染严重的传统化石能源，成为世界各国的主流能源。全球能源结构转型的大背景下，众多新能源企业迎来了历史性机遇。

如果说过去十年，中国移动互联网的高速发展促成了众多企业的商业奇迹；那么下一个十年，新能源将接过这一棒，带领更多中国企业走出国门，走向世界。

具体到储能行业，现阶段的商业机遇主要在海外市场，特别是欧美的大型储能项目。因为欧美发达国家的新能源发展更快，电力结构中火电占比比中国低很多，储能需求更迫切，同时这些国家的购买力也更强。中国已经在动力电池行业、光伏行业分别成为世界第一，众多相关企业，将有机会在格局未定的万亿储能市场中，抓住新一轮历史上升机遇，找到自己的增长密码。

在这条刚刚起飞的赛道上，或许十年后我们再回过头来看，有些企业我们在2021年从未听过。但商业的魅力就在于，没有人能预测未来，强者未必恒强，牌桌上永远可能出现黑马。

主要参考资料：

《储能的江湖》，Mr蒋静的资本圈，2021.1

《中国低碳技术创新需求评估：以储能行业为例》，CNESA，2021.5

《储能行业专题报告1：储能市场加速开启，商业模式未来可期》，东方证券，2021.8

《东北拉闸限电与能耗双控无关，这三点才是真实原因》，财经杂志，2021.9

《没别的，最近限电的原因就是这些！》，地球知识局，2021.10

《聊一聊中国电力体系与限产限电》，星海情报局，2021.10

《储能战场，锂电系与光伏系是竞争还是合作？》，Mr蒋静的资本圈，2021.12

本文作者：沈帅波

湃动新商业咨询CEO

著名财经作家。

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