3月18日，中共中央政治局委員、中央外事工作委員會(huì )辦公室主任楊潔篪、國務(wù)委員兼外長(cháng)王毅在安克雷奇同美國國務(wù)卿布林肯、總統國家安全事務(wù)助理沙利文舉行中美高層戰略對話(huà)。會(huì )上楊主任和王外長(cháng)與美國國務(wù)卿布林肯以及美國國家安全顧問(wèn)沙利文唇槍舌劍，把美國人的傲慢與偏見(jiàn)徹底懟了回去。

　　美國對外在政治上咄咄逼人。國內，美國號稱(chēng)“能源之州”的得克薩斯正遭受停電困擾，至少40人在黑暗和寒冷中死亡。美國得州、建立時(shí)間長(cháng)的電力合作，布拉索斯電力合作（Brazos Electric Power Cooperative Inc），也于當地時(shí)間3月1日，在該州休斯敦申請破產(chǎn)保護。據悉，理由是該州電網(wǎng)運營(yíng)商欠下的18億美元債務(wù)。

　　這是自2019年7月加利福尼亞山火造成的斷電危機之后，美國再次出現因自然災害引起的電力系統崩潰。

　　美國民眾對電網(wǎng)系統的信任再次受到考驗。這樣的時(shí)刻，對以特斯拉為代表的光伏+儲能產(chǎn)品提供商而言，是增加銷(xiāo)量的契機。

　　事實(shí)上，即使沒(méi)有“得州大停電”的推波助瀾，特斯拉儲能產(chǎn)品也已呈現出爆發(fā)式增長(cháng)。

　　在位于美國內華達州的特斯拉電池工廠(chǎng)，儲能電池「Powerwall」和「Megapack」在2020年Q3的產(chǎn)能比前一季度增加了一倍以上，但根據公告，其儲能產(chǎn)品仍處于無(wú)法及時(shí)匹配需求的狀態(tài)。

　　盡管在天氣下，分布式光伏系統的發(fā)電能力會(huì )大打折扣，但家用儲能電池能夠在短時(shí)期內提供應對突發(fā)情況的備電，而通過(guò)峰谷電價(jià)差套利，用戶(hù)可以獲得長(cháng)時(shí)期的收益/優(yōu)惠，再加上自發(fā)自用的能源形式帶給人心理上的“自由感”，特斯拉的光伏屋頂「solar roof」和家用儲能電池「powerwall」，正在成為像特斯拉電動(dòng)汽車(chē)一樣風(fēng)靡美國的新潮物。

　　根據EnergySage的數據，即使在特斯拉儲能銷(xiāo)售相對低迷的2019年H2至2020年H1，特斯拉在美國電化學(xué)儲能市場(chǎng)的份額也超過(guò)了50%。排在其后的韓國LG化學(xué)、美國Enphase Energy、日本松下和德國Sonnen，瓜分了約40%的市場(chǎng)份額。

　　將視線(xiàn)移出美國，我們會(huì )發(fā)現在全球其他地區的家用儲能市場(chǎng)，還活躍著(zhù)一些中國企業(yè)的名字。

　　根據EuPO Research數據，2019年上半年，比亞迪在歐洲家用儲能系統的市場(chǎng)份額為16%，僅排在Sonnen之后位列第二。

　　2020年12月31日，來(lái)自的派能科技完成A股上市，根據招股書(shū)介紹，該2019年自主品牌家用儲能產(chǎn)品出貨量約占全球總量的8.5%，位居特斯拉、LG化學(xué)之后排名全球第三；若加上以貼牌方式銷(xiāo)售的家用儲能產(chǎn)品，派能科技2019年共計銷(xiāo)售0.366GWh，約占全球總量的12.2%。

　　有趣的是，這個(gè)在海外家庭儲能市場(chǎng)力壓松下、Sonnen等國際大廠(chǎng)的“中國儲能股”，2019年在中國境內的銷(xiāo)售額占比僅有28.78%，到了2020年上半年，這一比例更是降至11.98%。

　　究其原因——派能科技專(zhuān)注于家用儲能產(chǎn)品，在其2018-2020年的收入來(lái)源中，家用儲能產(chǎn)品占比始終超過(guò)70%。

　　對家庭用戶(hù)而言，儲能系統的作用主要為3個(gè)方面：電力自發(fā)自用、峰谷價(jià)差套利、提升供電可靠性。

　　在中國的電力供應體系下，普通居民極少受到斷電困擾，且用電成本相對較低，因此從經(jīng)濟層面考慮，安裝自發(fā)自用的供電系統并不劃算。

　　與中國相比，一些發(fā)達國家的居民用電成本高昂。根據Global Petrol Prices數據，德國、日本、英國、澳大利亞和美國的居民用電均價(jià)分別為0.38、0.29、0.26、0.25和0.15美元/kWh，而中國民用電價(jià)僅為0.08美元/kWh。

　　面對2-4倍于中國的民用電價(jià)，以上國家的一部分居民，選擇安裝光伏+儲能產(chǎn)品，以獲取清潔、低價(jià)的電力，同時(shí)為家庭用電提供多一層保障。

　　然而，即便近幾年成本下降明顯，安裝一套光伏+儲能系統仍需一筆不菲的費用。要想實(shí)現家用儲能系統在更大范圍的普及，價(jià)格仍是主要的障礙。

　　以特斯拉「powerwall」為例：該系統電池容量為13.5kWh，能夠提供5kW穩定輸出功率，電池質(zhì)保為10年，在美國加州補貼后售價(jià)為8,800美元；而一套發(fā)電總功率7kW、面積約180平米的「solar roof」太陽(yáng)能屋頂系統，補貼后的價(jià)格約為21,500美元。如此算來(lái)，安裝一套家用光伏+儲能系統的價(jià)格約為30,000美元。

　　如此高昂的價(jià)格，對于絕大多數能夠獲得穩定供電的家庭而言，顯然缺乏吸引力。當前在美國購買(mǎi)特斯拉家用儲能產(chǎn)品的用戶(hù)，多為倡導清潔能源且經(jīng)濟較富裕的家庭。

　　在德國、日本、澳大利亞等居民電價(jià)更高的國家，家用儲能系統的經(jīng)濟回報性則更高一些。隨著(zhù)用電成本持續上升、儲能系統成本持續下降，家用儲能產(chǎn)品的滲透率將會(huì )不斷提升。

　　中國是全球鋰電池行業(yè)規模、成本下降快的國家。在這里，家用儲能的市場(chǎng)尚未形成，但電化學(xué)儲能在其他一些領(lǐng)域的應用已初現起飛之勢。

　　之所以說(shuō)儲能必將迎來(lái)爆發(fā)，是由全球能源去碳化的趨勢和電力系統的屬性決定的。

　　目前，全球主要經(jīng)濟體已開(kāi)始對碳排放定價(jià)。當前，歐盟碳排放成本為30歐元/噸二氧化碳，折合煤電的額外碳成本為0.23元/kWh，預計2030年歐盟碳成本將達到60-90歐元/噸二氧化碳。

　　盡管面臨重重阻礙，但歐盟仍在計劃推行碳邊境調節機制，擬對進(jìn)口產(chǎn)品征收碳差價(jià)稅——根據各種進(jìn)口產(chǎn)品在生產(chǎn)環(huán)節產(chǎn)生的碳足跡，征收相應比例的額外稅費。

　　對于擁有大量出口貿易的中國制造業(yè)企業(yè)，零碳轉型的力度和進(jìn)度，將直接決定其在未來(lái)國際市場(chǎng)上的競爭力。

　　2020年9月22日的聯(lián)合國大會(huì )上，中國承諾“力爭2030年前實(shí)現碳達峰、努力爭取2060年前實(shí)現碳中和”。

　　要實(shí)現這樣的承諾，作為石油進(jìn)口依賴(lài)度近70%的大國（截至2019年底，中國原油對外依存度72.6%），中國對電動(dòng)化轉型的渴望比任何其他國家都更迫切。

　　隨著(zhù)汽車(chē)產(chǎn)業(yè)電動(dòng)化進(jìn)入高速發(fā)展期，緊跟其后的將會(huì )是鐵路、船運、航空，減速機整個(gè)交通領(lǐng)域，將會(huì )從基于化石燃料的內燃機驅動(dòng)，轉向零碳排放的電驅動(dòng)。

　　在工業(yè)、農業(yè)和制造業(yè)領(lǐng)域，降低碳排放的需求同樣迫切。冶金、電子、食品加工、玻璃等行業(yè)中所用的化石燃料和原料，將逐漸被天然氣、氫氣、生物質(zhì)等低碳或零碳燃料取代。

　　全社會(huì )的碳減排進(jìn)程，一方面將導致電在終端能源消費中占據越來(lái)越大的比重；另一方面，電力結構將大幅度向清潔化轉型。

　　2020年，中國電源新增裝機容量1.90億kW，其中新增風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電合計達1.2億kW，新增占比約63%，再加上水電、核電、天然氣和生物質(zhì)發(fā)電新增量，2020年新增清潔發(fā)電裝機占比達到71%。

　　值得注意的是，在連續多年的清潔發(fā)電高速增長(cháng)和煤電緩增長(cháng)后，2020年底，中國煤電總裝機容量占比首次下降到50%以下。

　　盡管清潔發(fā)電裝機總量已超煤電，但以實(shí)際發(fā)電量統計，煤電的地位仍舊不可撼動(dòng)——2020年，全國7.4萬(wàn)億kWh發(fā)電量中，煤電發(fā)電量占比高達65%。中國一國的煤電發(fā)電量，占據全球煤電總量的50.2%。

　　中國水電資源開(kāi)發(fā)程度高、新增潛力有限，未來(lái)10年清潔電力的新增裝機將主要來(lái)自風(fēng)電和光伏。

　　據發(fā)改委能源所等研究，我國年太陽(yáng)輻射超過(guò)1kWh/㎡、年日照小時(shí)數超過(guò)2200小時(shí)的土地面積約占全國土地面積的2/3，安裝25億kW光伏發(fā)電設備需要8萬(wàn)平方公里土地，約為中國國土面積的0.8%——理論上，8萬(wàn)平方公里光伏裝機，年發(fā)電量可達5.5萬(wàn)億kWh，約為我國2020年總發(fā)電量的74%。

　　風(fēng)能方面，在我國所有風(fēng)力資源超過(guò)300W/㎡的地區中，100米高度的陸上可用風(fēng)能總儲量約為34億kW；在我國水深5-50米海域中，100米高度的海上風(fēng)能資源總量達到50億kW。若以實(shí)際可開(kāi)發(fā)量占總儲量的10%、風(fēng)機年工作時(shí)長(cháng)2000小時(shí)計，則以上兩項的理論年發(fā)電量可達1.7萬(wàn)億kWh，約占我國2020年總發(fā)電量的23%。

　　面對如此巨量的可再生能源潛力，我國電力結構中清潔能源占比的提升，一方面取決于清潔能源裝機增量，另一方面更取決于電力系統對間歇性可再生能源發(fā)電的“消化能力”。

　　眾所周知，風(fēng)力發(fā)電具有顯著(zhù)的季節性、隨機性特征；而光伏發(fā)電雖單日出力曲線(xiàn)呈午后兩側均勻下降趨勢，但發(fā)電量同樣受到氣候和天氣的影響，隨機性較高。

　　在電力系統中，電能以光速傳送，且無(wú)法大規模存儲，電力的發(fā)、輸、配、用在瞬間同步完成，整個(gè)電力系統時(shí)刻處于一種動(dòng)態(tài)平衡狀態(tài)。因此，電力系統具有極高的穩定性要求。

　　在穩態(tài)運行時(shí)，電力系統中發(fā)電機發(fā)出的有功功率和用電負荷消耗的有功功率相平衡，系統頻率也維持在額定值；當電源功率大于負荷功率時(shí)，系統頻率升高，反之則系統頻率降低。

　　因此，減速機電網(wǎng)需要通過(guò)一次調頻、二次調頻等手段，保證系統的頻率維持在合格范圍內，否則負載或發(fā)電設備的運行將受到影響，嚴重時(shí)甚至導致頻率崩潰，造成大面積停電。

　　煤電發(fā)電量不斷下降、風(fēng)電和光伏不斷上升，將導致電力系統供給側的穩定性下降。為了適應這樣的不穩定性，需要在發(fā)電側、配輸電側（電網(wǎng)）和用電側的共同努力，以保證電力系統的韌性和靈活性。

　　通過(guò)電力調峰、需求響應、輔助電源等手段，平滑電力供給尖峰，填高用電負荷低谷，這便是“削峰填谷”之說(shuō)所指。

　　電化學(xué)儲能的意義在于，憑借靈活的安裝方式、高質(zhì)量的調節能力、迅捷的響應速度、環(huán)保零碳的清潔屬性，其在發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶(hù)側均能夠提供亟需的功能。

　　大幅增加清潔能源裝機將會(huì )使發(fā)電側的電力供應變得更加隨機，而用電側的需求同樣具有一定隨機性，傳統電網(wǎng)的做法是提前預測用電側需求，并據此向發(fā)電企業(yè)購電。相應地，發(fā)電企業(yè)需要通過(guò)技術(shù)手段，滿(mǎn)足電網(wǎng)的需求。

　　一些風(fēng)電光伏比例較高的國家，已通過(guò)技術(shù)改造讓電網(wǎng)更好地消納波動(dòng)能源，比如要求具備高電壓穿越能力、主動(dòng)向系統提供調頻服務(wù)、甚至提供虛擬轉動(dòng)慣量等。這些技術(shù)手段使可再生電源對電網(wǎng)系統更加友好，雖然額外的成本會(huì )影響可再生能源的經(jīng)濟性，但隨著(zhù)技術(shù)的進(jìn)步，成本仍在持續下降。

　　在近兩年的中國，新能源配儲能成為各地紛紛鼓勵的發(fā)展模式：截至2020年底，我國超過(guò)17個(gè)省份發(fā)布了要求風(fēng)光發(fā)電配置儲能的政策，容量配置比例為10%-20%，容量時(shí)長(cháng)一般為2小時(shí)。“配置儲能優(yōu)先并網(wǎng)”，由電網(wǎng)企業(yè)與新能源開(kāi)發(fā)商私下達成的一種潛規則，逐漸變?yōu)槊饕巹t。

　　然而，風(fēng)電、光伏電站配置儲能，利用的是電量型儲能。由于成本限制，發(fā)電側儲能電池容量標配為2小時(shí)，亦即在發(fā)電高峰時(shí)段僅能存儲2小時(shí)內發(fā)出的電能，若不能及時(shí)并網(wǎng)，風(fēng)機和光伏板超出2小時(shí)以外發(fā)出的電能只能被浪費。

　　事實(shí)上，從世界范圍看，電量型儲能應用并不普遍，而是以功率型應用為主，即利用儲能電池在短時(shí)間內的充放電，來(lái)響應電力系統的調峰調頻需求，并利用峰谷價(jià)差賺取利潤。

　　作為平衡整個(gè)電力系統供需關(guān)系的設備和措施，儲能在發(fā)電側和輸配電側的本質(zhì)作用是相同的。儲能布設在哪個(gè)階段，主要涉及的是利益分配問(wèn)題。因此，國外機構通常將發(fā)電側和輸配電側儲能統一歸類(lèi)為“電表前端儲能”。

　　采用“一刀切”的方式要求新能源發(fā)電配儲能，會(huì )造成資源浪費，并對眾多剛剛跨過(guò)盈利線(xiàn)的新能源發(fā)電企業(yè)增加額外成本，打擊其裝機積極性。

　　2019年5月28日，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布新修訂的《輸配電定價(jià)成本監審辦法》，減速機明確電儲能設施不計入輸配電定價(jià)成本，導致2019年輸配電側儲能新增裝機迅速下降，與此同時(shí)發(fā)電側儲能新增裝機迅速提高。

　　發(fā)電側與輸配電側儲能新增裝機此消彼長(cháng)的關(guān)系，側面印證了儲能在這兩個(gè)應用場(chǎng)景的本質(zhì)用途基本相同，需求只是在不同主體間轉移。

　　雖然儲能產(chǎn)生的價(jià)值會(huì )使發(fā)電方、電網(wǎng)方和用電方均受益，但由于缺乏合理傳導成本的市場(chǎng)機制，儲能產(chǎn)生的額外成本便被壓在了市場(chǎng)話(huà)語(yǔ)權弱的發(fā)電企業(yè)頭上。

　　不同地區的電網(wǎng)系統和風(fēng)電、光伏資源各異，并非所有新能源電站都適合配置儲能系統。對于一些與當地并網(wǎng)需求存在結構性差異的新能源發(fā)電企業(yè)而言，充放循環(huán)以小時(shí)計的儲能系統猶如“水庫邊上掛水桶”，成本投入巨大，對新能源消納的實(shí)際效果甚微，投入產(chǎn)出比很低。

　　針對此局面，遠景能源高級副總裁田慶軍曾在一次采訪(fǎng)中表示，“強配”的局面只是暫時(shí)的，“隨著(zhù)電力市場(chǎng)建設的推進(jìn)，發(fā)電商的生產(chǎn)管理將從過(guò)去以電量化為目標的發(fā)電生產(chǎn)模式，逐漸轉向電力價(jià)值化的電力交易模式；從過(guò)去面向傳統基建和追求規模的投資模式，轉向面向風(fēng)險管理的投資。”

　　儲能本身并不生產(chǎn)能源。作為能量的“搬運工”，儲能本質(zhì)上是一種靈活性資源，其價(jià)值等于電力系統平抑波動(dòng)性的邊際成本。

　　隨著(zhù)整個(gè)社會(huì )向低碳化轉型，不僅電力系統本身發(fā)、輸、配、用各環(huán)節的運行機制將會(huì )相應調整，電力系統對全社會(huì )——特別是對用電規模巨大的工商業(yè)企業(yè)——的用電定價(jià)機制，也將逐漸更細致地反映調峰調頻等靈活性服務(wù)的成本。

　　在這樣的機制下，無(wú)論儲能系統安裝在發(fā)電、輸電、配電中的哪個(gè)環(huán)節，都可由各利益相關(guān)方共同承擔成本，形成可持續的儲能商業(yè)模式。

　　根據中國碳達峰目標，2030年光伏+風(fēng)電累計裝機量將超12億kWh，2021-2025年，風(fēng)電+光伏年均新增裝機空間約為110GW。

　　以光伏+風(fēng)電裝機增量為測算依據，并考慮儲能配置滲透率逐漸提升，容量配置比例取15%，容量時(shí)長(cháng)取2小時(shí)，預計我國2021-2025年發(fā)輸配電側（即電表前端）的儲能裝機需求約為48GWh。

　　前文提到的家用儲能系統，由于分散度高、規模小、并網(wǎng)率低，其主要的用途是為用戶(hù)自身提供應急備電等服務(wù)，套利、參與調頻等可運作的空間有限。

　　工廠(chǎng)、超市、辦公區等企業(yè)用戶(hù)側的儲能系統，則是家用儲能的升級版。由于這些大型儲能系統的功率可達MW級別，且工商業(yè)峰谷電價(jià)差更高，依靠?jì)δ苓M(jìn)行峰谷價(jià)差套利的模式，盈利空間更為可觀(guān)。

　　儲能為用戶(hù)帶來(lái)的調節能力，也就是把負荷適時(shí)變大變小的能力，同樣能夠減輕電力系統的調頻壓力。

　　例如，隨著(zhù)汽車(chē)電動(dòng)化轉型加速，充電站建設將在未來(lái)5年持續高速增長(cháng)。“光儲充一體式”充電站，有望成為用戶(hù)側儲能大規模應用的典型模式。

　　在傳統充電站的基礎上配置分布式光伏系統和儲能電池，可以減緩輸配電設施在應對充電站功率需求時(shí)的擴容壓力，并大幅緩解充電站大電流充電時(shí)對區域電網(wǎng)的沖擊。

　　我國《新能源汽車(chē)產(chǎn)業(yè)發(fā)展規劃（2021-2035年）》中明確鼓勵“光儲充放”多功能綜合一體站建設。國家和各地政策的支持，加上充電站投資回報率隨著(zhù)電動(dòng)汽車(chē)滲透率的提升而不斷改善，“光儲充一體站”的商業(yè)可行性將會(huì )逐漸凸顯。

　　這樣的商業(yè)前景，使得充電站運營(yíng)商有望在未來(lái)進(jìn)入能源運營(yíng)領(lǐng)域——與配備儲能系統的其他工商業(yè)主體相同，配有儲能電池的充電站同樣可以利用自己的靈活性?xún)δ苜Y源，參與調頻調峰、峰谷價(jià)差套利、電網(wǎng)輔助服務(wù)等業(yè)務(wù)，賺取相應的利益。

　　3月5日，李克強總理在《政府工作報告》中提出，將允許所有制造業(yè)企業(yè)參與電力市場(chǎng)化交易，預計國家從政策層面支持儲能運營(yíng)的進(jìn)程將會(huì )加快。

　　未來(lái)，任何持有大量鋰電池（在這一語(yǔ)境下，動(dòng)力電池與儲能電池均適用）的主體，都有機會(huì )通過(guò)電力系統的改造升級，參與到能源運營(yíng)和輔助調頻調峰的事業(yè)中來(lái)。亦即是說(shuō)，隨著(zhù)電動(dòng)汽車(chē)V2X技術(shù)的逐步運用，擁有大量電動(dòng)汽車(chē)的出租車(chē)、租車(chē)、車(chē)隊運營(yíng)方，也同樣可將自己的車(chē)隊看作具有運營(yíng)價(jià)值的儲能設備。

　　截至2019年底，中國三大運營(yíng)商共用4G基站478萬(wàn)個(gè)。隨著(zhù)5G技術(shù)的投用，4G基站不再大范圍增加，未來(lái)新建的通信基站將主要為5G基站。

　　由于5G通信頻譜分布在高頻段，信號衰減更快，覆蓋能力減弱，因此相比4G，通信信號覆蓋相同區域的前提下，5G基站的數量將比4G基站更多。

　　按照功率和覆蓋范圍的不同，5G基站可分為宏基站和小基站，宏基站一般建設在空曠地區，再通過(guò)小基站的補充，以“宏基站+小基站”的組網(wǎng)模式提升覆蓋范圍。

　　根據工信部數據，截至2020年底，我國累計開(kāi)通5G基站71.8萬(wàn)個(gè)。參考過(guò)去4G基站的建設節奏，預計至2025年，我國5G宏基站的建設數量將達到約450萬(wàn)個(gè)。在建設節奏方面，2021-2022年將達到高潮，隨后數量逐年下降。

　　通信設備對電源系統的可靠性和穩定性要求極高，因此一般采用蓄電池作為后備電源，以保證連續供電。

　　在4G時(shí)代，鉛酸蓄電池是備用電源的主流技術(shù)，而5G基站的典型功耗相比4G提升3-4倍，達到3.5-5kW，若繼續采用鉛酸電池，現有機房空間和設施很難承載后備電源進(jìn)行大容量的擴容需求。

　　磷酸鐵鋰電池能量密度可達鉛酸電池的4-5倍，且在安全性、循環(huán)壽命、快速充放性能等方面優(yōu)勢明顯。盡管目前磷酸鐵鋰電池價(jià)格仍高于鉛酸電池，但在全生命周期成本評價(jià)體系下，由于擁有更長(cháng)的循環(huán)壽命，磷酸鐵鋰電池已幾乎抹平了成本劣勢，且未來(lái)幾年仍有降本空間。

　　2018年，中國鐵塔已停止采購鉛酸電池，轉而采用梯次利用鋰電池。2020年，國內三大通信運營(yíng)商與中國鐵塔相繼發(fā)布磷酸鐵鋰電池集中采購計劃，宣告了磷酸鐵鋰電池在我國5G基站領(lǐng)域將對鉛酸電池實(shí)現全面替代。

　　以單個(gè)5G基站功率4kW、備電時(shí)長(cháng)3小時(shí)計，單站儲能容量為12kWh，可以得出未來(lái)5年新增約378.2萬(wàn)個(gè)5G基站所需的儲能總量約為45GWh。

　　盡管派能科技在海外家用儲能市場(chǎng)表現不俗，但在國內的To B儲能市場(chǎng)，建立于家用系統市場(chǎng)的品牌優(yōu)勢并無(wú)從發(fā)揮，性能滿(mǎn)足需求的前提下，成本才是市場(chǎng)競爭力的核心。

　　2021年2月，在中國鐵塔與中國電信備電用磷酸鐵鋰電池產(chǎn)品招標中，聯(lián)動(dòng)天翼、南都電源等5家中標電池企業(yè)針對電池組（含電芯、BMS、線(xiàn)束及外殼等）的含稅均價(jià)僅為0.504元/Wh。

　　與之對應地，根據BNEF調研，2019年一個(gè)完成安裝的4小時(shí)電站級儲能系統，成本范圍在300-445美元/kWh之間。BNEF預測，2020年單kWh成本仍將高于300美元，至2025和2030年有望降至203美元和165美元。

　　儲能項目的成本差異性很大，主要受功率能量比、項目規模、項目復雜程度、冗余度以及當地法規等多方面影響。但即使將這些因素都考慮進(jìn)去，與海外市場(chǎng)相比，中國儲能市場(chǎng)價(jià)格競爭的激烈程度仍令人驚異。

　　在鋰電池儲能系統中，成本占比的三個(gè)部件分別是鋰電池、PCS（逆變器）和BMS（電池管理系統），其中，電池成本占據系統總成本的比例超過(guò)60%。

　　隨著(zhù)儲能市場(chǎng)的擴大，在動(dòng)力電池行業(yè)擁有規模和成本優(yōu)勢的企業(yè)，將憑借更低的價(jià)格，在儲能市場(chǎng)競爭中占據主導地位。

　　對比2018-2019年中國儲能技術(shù)提供商（即電池提供商）0企業(yè)的變化即可看到，寧德時(shí)代、國軒高科、億緯鋰能等國內動(dòng)力電池企業(yè)，儲能裝機量均在2019年取得了明顯的同比增長(cháng)。

　　對此，派能科技深諳掌握電池產(chǎn)能和規模效應的重要性。2020年，派能科技自有的電芯產(chǎn)能為1GWh。在產(chǎn)能利用率接近飽和的情況下，派能科技計劃大規模擴產(chǎn)，新增電芯產(chǎn)能達到4GWh。

　　在電池技術(shù)路線(xiàn)方面，由于儲能系統的核心需求在于高安全、長(cháng)壽命和低成本，磷酸鐵鋰電池熱穩定性強、不含貴金屬、循環(huán)壽命可達5000-10000次，盡管在能量密度方面稍遜，但固定式儲能對空間和重量的要求遠不及車(chē)載動(dòng)力電池苛刻，因此磷酸鐵鋰相比三元鋰電池更適合儲能應用。

　　因此，未來(lái)幾年，動(dòng)力電池的競爭格局，特別是磷酸鐵鋰動(dòng)力電池的競爭格局，也將會(huì )是中國儲能市場(chǎng)格局的指向標。

　　作為在中國動(dòng)力電池三元和磷酸鐵鋰兩種技術(shù)路線(xiàn)上的“雙料冠軍”，寧德時(shí)代早在2011年便參與了國家電網(wǎng)風(fēng)光儲能示范項目。

　　2018年，寧德時(shí)代看到了儲能爆發(fā)的勢頭，設立儲能事業(yè)部，將儲能列為重點(diǎn)發(fā)展業(yè)務(wù)。

　　此后兩年中，寧德時(shí)代明顯加快充能布局，先后與星云股份、科士達、易事特、國網(wǎng)綜能、福建百城新能源等成立合資，為在儲能競賽中的沖刺做好準備。

　　2020年2月，寧德時(shí)代宣布200億元定增，其中用于時(shí)代項目（三期）中的55億元中，包含20億元用于電化學(xué)儲能前沿技術(shù)儲備研發(fā)。

　　陽(yáng)光電源、固德威等其他儲能玩家，則憑借在PCS領(lǐng)域的技術(shù)和市場(chǎng)優(yōu)勢，并通過(guò)向電池業(yè)務(wù)拓展、提供差異化增值服務(wù)等方式參與市場(chǎng)競爭。

　　那些在產(chǎn)業(yè)鏈中不掌握電池、PCS等核心技術(shù)的純系統集成商，將會(huì )在下一輪更激烈的競爭中處境艱難。

　　在即將到來(lái)的市場(chǎng)高速增長(cháng)階段，將會(huì )是以電池成本為核心競爭力的“硬件競爭階段”。

　　在這一階段中爭取到盡可能大的裝機量，不僅會(huì )幫助儲能/電池企業(yè)打下良好的市場(chǎng)基盤(pán)，更是在為其爭取進(jìn)入下一階段競爭的入場(chǎng)券。

　　這非常類(lèi)似于在智能電動(dòng)車(chē)市場(chǎng)爭奪盡可能大的市場(chǎng)份額，以進(jìn)入下一輪自動(dòng)駕駛、智能座艙賽道的競爭。

　　儲能領(lǐng)域的下一輪競爭，同樣將由軟件定義——將遍布城市和鄉村的儲能裝置，以及數以?xún)|計的電動(dòng)汽車(chē)作為與電網(wǎng)連接的儲能終端，利用軟件匹配發(fā)電方與用電方需求，通過(guò)實(shí)時(shí)控制和交易平臺的形式，管理和優(yōu)化設備運行策略，化各方收益。

　　同時(shí)握有硬件、數據和軟件的垂直整合型企業(yè)，將會(huì )是未來(lái)的能源巨頭。（建約車(chē)評）
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