8月1日，全球最大动力电池企业宁德时代发生一项重大人事变动。公司“二把手”，副董事长、副总经理黄世霖辞职，投身“光储充检”创业大潮。

“光储充检”分别对应的是充电场站棚顶的光伏板、储能系统、直流充电桩、电池检测等业务，它们是事关动力电池及新能源汽车发展的关键配套设施。

黄世霖的辞职创业让储能再一次被公众关注。储能与光伏、新能源汽车被看作是新能源产业的三大核心赛道。在双碳背景及新能源汽车产业高速发展的当下，储能犹如水下巨鳄，正在浮出水面。

01 风口刮向储能

新能源的风口最先刮向光伏板块。20年前开始，中国光伏产业就开始了波澜壮阔、起起伏伏的发展历程：催生过全球首富，也曾遭遇大面积洗牌，跌入低谷。直到2019年，中国光伏产业才再次进入新一轮增长周期。

新能源汽车产业大约也从20年前起步，在经历试点、“骗补”等曲折发展后。新能源汽车近五年从政策驱动为主转向市场驱动为主，迎来了高光时刻。不仅产销量全球领先，而且在“三电”关键技术领域也实现弯道超车。

现在，风口来到了储能行业。股市是最明显的表现。今年4月开启谷底反弹之后，储能板块犹如开挂一般，在中国股市划出一道靓丽的上升曲线。储能板块从4月27日的1085一路飙升，最高达到1853，涨幅超过60%。7月份以来，更是有多只储能概念相关股票涨停。其中，赣能股份曾录得11天10个涨停板，世嘉科技6天6板，三变科技、广宇发展以及科陆电子等多只股票收获两连板。

据不完全统计，自4月27日算起，储能板块有近30支个股股价涨幅超过两倍。派能科技、固德威、南网科技、赣能股份、宝馨科技、科信技术等，股价涨幅更是超过3倍。一路狂飙的储能板块，甚至引发监管问询和重点关注。

股价起飞的背后是市场对储能赛道的高预期。中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2022》显示，中国及全球储能赛道尤其新型储能保持高速增长态势。2021年，全球新增投运电力储能项目装机规模18.3GW，同比增长185%，其中，新型储能的新增投运规模最大，首次突破10GW，是2020年新增投运规模的2.2倍。而截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，同比增长30%。新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到10.5GW，其中，新型储能新增规模首次突破2GW，同比增长54%。

央视财经今年7月的报道显示，储能需求持续增长，甚至出现了供不应求的局面。在江苏常州新北区的一家光伏储能系统生产企业内，负责人表示，现在生产量是去年的5倍，接到的订单量是去年的8倍。

与之相应，国内各地独立储能项目相继落地。3月，重庆长寿5兆瓦/10兆瓦时储能站正式并网投入运行。这是西南地区最大兆瓦级用户侧电化学储能电站，充满一次电可同时满足超过3500户居民家庭1小时可靠用电。5月，南京最大单体电网侧储能项目江北储能站并网送电，最大充放电功率110.88兆瓦，存储容量193.6兆瓦时，可储存约19万度电。

以龙头企业看，2021年，宁德时代营业总收入1303.56亿元，同比增长159%；其中，储能系统销售收入136.24亿元，占比近10%，同比增长高达601.01%。比亚迪2021二次充电电池及光伏业务收入164.71亿元，同比增长36.27%。阳光电源2021年，储能系统业务实现收入31.38亿元，同比增长168.51%。

此次辞职创业的黄世霖，接受采访时曾表示，宁德时代成立之初就定下两个业务目标，一个是动力电池，另一个是储能电池。“而储能才是自己的最爱。”他判断这个市场未来比电动汽车要大得多。

02 储能为什么火？

储能其实并不是一个新赛道。比如“老一辈”蓄能式水电站，它将离峰电力以水的势能储存起来，在用电的尖峰时间再用来发电。这是一种应用时间很长，很典型的物理储能方式。

而当前资本市场大火的储能赛道主要是化学储能，即将电能转化为化学能，主流的技术路径包括电池储能和氢储能，锂电池、钠电池、钒电池是化学储能的典型代表。

因成本优势明显，抽水蓄能是当前市场主力，2021年，抽水蓄能占国内电力储能市场累计装机规模的86.3%。但其也有明显弊端，受地理因素限制且初期投入成本高，而且其主要应用于容量储能，在功率储能方面明显弱于电池储能。从长远看，新型储能（除抽水蓄能外的储能系统）将是未来储能的主力军，被寄予厚望。

储能赛道此时大火，离不开双碳背景和能源结构变革的大趋势，也与当下的政策推动有关。

中国已明确2030碳达峰、2060碳中和的战略目标，并推出能源、制造业等各行各业行动意见。从化石能源到清洁可再生能源转向是实现双碳的必由之路，而风力发电、光伏发电的占比将大比例提升。2021年，我国风电、光伏发电量约占全社会用电量的 11%。根据发改委预测，到 2050 年，仅光伏发电就将占到全社会用电量的约39%。

电力系统是一个需要维持瞬时平衡的系统。传统电力系统中，主要靠大型火电厂发电，可通过发电机组的转动惯量、调频能力根据负荷变化调节发电量，以实现电力平衡。而在加入大量“风光”发电的新型电力系统中，光伏板可以建在山上，也可以建在工厂顶棚，甚至鱼塘水面之上。未来的电网将是大电网主导，社区、场站、园区等多层次微电网相融并存的格局。

在此情况下，就需要解决规模化、分布式新能源与新型负荷大量接入、即插即用的问题。而“风光”发电受日照、天气条件影响巨大，且发出来的电，不用则废，必须要存储起来。由此可见，传统电网系统的“源-网-荷”也将变为“源-网-荷-储”，储能成为未来电网不可或缺的一环。

除了有光明的前景，还有推动储能赛道火热的现实因素。当下，我国储能市场主要由发电侧驱动，具体又来自于政策端的强制要求，即新能源发电强制搭配储能。据不完全统计，截至今年5月末，国内已经有23个省份明确新能源“强配”储能。

比如，海南省规定，单个集中式光伏发电平价上网申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设不低于10%的储能装置。身处新能源应用大省的山东枣庄则要求，按照装机容量15%～30%建设储能，且时长2～4小时。

天风证券测算，未来几年储能市场规模将主要由发电侧强制配储贡献。预计21-25年国内发电侧储能装机量有望达到4.7/14.3/25.2/42.4/68.4GWh，4年复合增长率达到95%。

03 2025年的商业化期待

除了光明的前景，储能产业健康发展，还需要克服眼前的商业化困境。

行业通常用全生命周期度电成本（LOCE）来衡量储能系统成本，即储能系统在其生命周期内发生的所有支出（包括购置支出、运维支出等），除以其生命周期内累计放电量。

英大证券测算，电池储能的度电成本约为0.67元/kWh。对于用户侧，如大型工业园区、社区、家庭等，如何才有动力安装储能设备？肯定是其带来的收益要大于成本。而收益主要来源于调峰补偿和电价差。

当前的电力市场价格分峰、平、谷时段，峰时用电量大，电价高；谷时用电量小，电价低。安装储能系统的企业，可以谷时蓄电、峰时用电，以此获得价差和电费的节约，抵消一部分成本。另一方面，各地对于参与用电调峰的企业给予一定补偿。

但目前这两项收益并不足以支撑起大规模商业化。根据天风证券测算，当前仅广东和天津的调峰补偿大于0.67元，其他省份，独立储能项目参与调峰的收益都不足以弥补成本。而在峰谷电差套利方面，也仅有北京等少数地区可实现项目盈利。

据36氪报道，一套储能系统的初始投资成本中，电池占比约60%，变流器占比约20%，BMS（电池管理系统）和EMS（能量管理系统）合计占比约15%。巧的是，动力电池在新能源汽车的成本占比中，也将近六成。

目前，锂离子电池是新型储能的主力军，占比约为90%。去年以来，锂电池成本持续上涨。以至于广汽集团董事长曾庆洪吐槽“现在给宁德时代打工”。对此，宁德时代大呼冤枉，称今年一季度净利润同比下降23%，主要是因为碳酸锂等原材料价格上涨幅度超过预期，但客户端价格传导相对谨慎。

锂电池价格的上涨短时间内不会缓解，意味着储能系统成本与收益之间的偏差，短时间内还不会解决。因此，目前的储能市场还多由发电侧的新能源“强配”储能驱动。

彭博新能源预计，随着主要成本器件锂电池的价格下行，2025年电化学储能系统成本有望较2019年下降40%，国内少部分地区才有望率先实现“光储平价”。而国家部委的规划中，2025年对储能赛道来说也是一个关键节点。

今年3月，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上。

也就是说，储能市场还要再忍耐两三年，才能等到大规模的商业化。届时，潜力巨大的用户侧储能市场将被激活。不论是在自家屋顶安装光伏，还是成千上万的电动汽车充电场站光伏发电，储能将成为越来越多用电单位的标配。这将是黄世霖所判断的，比电动汽车更大的市场。