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来源：雪球App，作者： 庚白星君pro，（https://xueqiu.com/2583067195/226081517） 大储又是什么呢，大储其实就是大型储能，大型储能目前一般用在发电侧。大家都知道风电和光伏这种新能源属于垃圾电，他们不能稳定发电，风电要有风才能发电，光伏要有光才能发电，但用电侧是随时都需要用电，用电的人不可能等着光伏有光，风电有风了再用电。因此他们需要进行调峰调频，保证下游的需求，以及输出的稳定，电网安全。这个时候就需要使用储能。目前实际情况来看，并不是新能源发电就一定需要储能，因为目前我国还是以火电发电为主，新能源发电虽然增长很快，但占比不高，他们作为总发电量的很小一部分，可以通过火电来帮助他们调峰调频。新能源多发了，火电就少发一点，新能源少发了，火电就多发电。所以目前的实际情况来看，很多发电侧的储能并不是必须的。但很多省份，为了保障新能源发电占比更高以后的电网安全，他们会要求发电厂配备一定的储能，而且目前的情况是，要有储能了，才给发电企业“路条“，允许发电企业建设新能源电站。那为什么我非常不看好大型的电化学储能。一句话总结，没有一点经济性。目前国内的电化学大储基本采用的是磷酸铁锂电池，大家都知道这两年碳酸锂价格暴涨，截止上周磷酸铁锂电芯的报价是0.8元/wh，如果做成储能系统，成本可能要到1.6元/w左右。光伏就不用说了，大家也知道目前光伏电站由于硅料价格暴涨，组件价格已经到了2元/w，如果要配一个小时储能（假设光伏一天有效发电4小时），那么光伏光是组件+储能的投资成本就要达到2.4元/w，这会把发电企业亏来裤衩都没有...这还不考虑储能电池4-5年还要更换一次的更换成本，我们假设储能电池一天充放电两次，一年充放电就超过730次，目前磷酸铁锂电池寿命大多在3000-5000次，理论上电池4-6年就要更换一次，一个光伏电站在一个生命周期里大概需要换4次储能电池....投资光伏电站已经很难赚钱了，更不用说还要加储能了。风电情况差异不会太大，目前好的陆风项目，IRR就8-10%，配上储能，IRR就没有了...海风刚才平价就不用多说了....这两周市场炒的是一个叫做独立储能的东西。什么叫独立储能呢，就是一些第三方机构自己去修一个独立的储能设施，可以为很多发电厂提供服务，这样集中投资，单w成本能低一些，经济性好一些。对于发电厂来说，发电厂自己可以不配储能，而是租用独立储能的容量，租用后各地也可以给到发电厂路条以建设新能源项目，这样发电厂就不用自己修储能了，成本可以降低一些，同时也能拿到路条可以建设新项目。炒独立储能是因为6月7日两部委下发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，从价格上明确独立储能电站向电网送电时，其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。换句话说这降低了独立储能的运营成本，于是部分分析师开始吹独立储能将要爆发。其实独立储能依然是扯淡。即便独立储能降低了一定的整体成本，但由于目前光伏组件和锂电池价格实在太高，独立储能依然没有经济性。我看不少券商测算独立储能是有经济性的，他是这样算的。独立储能盈利模式包括：1）容量租赁：发电厂的新能源电站租赁储能容量，按每年0.3元/W固定支付；2）电力现货市场套利：以山东市场为例，价差0.4元/kwh，免除输配电价和政府附加后，套利空间增加到0.6元/kwh；3）电力辅助服务。这里的逻辑有很大的问题。首先，发电厂，特别是光伏和海风如果按0.3元/w/年的价格去租用独立储能，他们的IRR依然极低，很难赚钱，发电厂依然处于不赚钱的状态，为什么他们要大规模租用独立储能。不排除部分企业会因为完成一些任务做一些，但没有经济性一定会亏钱的东西，注定很难放量。其次，电力现货市场套利只是理论收益，目前电力市场现货成交量极低，大多数都还在试运营期间，哪里有大量的成交量供企业套利？还是那句话，没有经济性的商业模式一定不可持续，也不能创造价值。当然一定会有一些项目对于经济性不敏感，但这一定占比极低，大部分商业行为，最后还是要赚钱的，不赚钱就一定不会上量。从这个维度我们可以看出，未来伴随硅料和锂矿的降价，大型储能会逐步变得有经济性，但这个时间周期可能还比较长...远不是今年就能见到的。大储涉及到的内容其实还很复杂，比如目前大储所采用的电池，技术路线其实还有很多，比如液流电池（钒，铁铬），钠电池，另外抽水蓄能的经济性非常好，火电的灵活性改造也可以满足很大的储能需求。长远来看，锂电池的储能甚至可能都不是主流方向，长期逻辑都还面临极大的变化。大储的发展值得我们跟踪，但就炒股来说，无论是短期逻辑还是长期逻辑，都远没有一些分析师吹嘘的那么好。
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