1、國內儲能市場需求與發展

　　今年國內儲能市場需求強勁，預計全年新增裝機量有望達到80GWh，相比去年的45~46GWh幾乎翻倍。上半年新增裝機量超過25GWh，西北地區儲能發展最快，主要受風光大基地建設推動。光伏新增裝機一季度同比增長30%，帶動儲能裝機快速增長。

　　獨立儲能成為主流模式，今年上半年投運的新型儲能中超過75%為獨立儲能，獨立儲能和新能源自行配儲合計占比約91~92%。臺區側儲能增長較快，山東、河南、陜西等地成為新方向，主要與分布式光伏密切相關。

　　2、政策與市場環境

　　電力現貨市場的推進將加快儲能裝機速度，預計到年底有15個省進入試運行階段。目前已有三個省份從長周期試運行轉為正式運行，電力現貨市場的推進將提升儲能電站收益率，帶動儲能投資建設。

　　河北省開始對獨立儲能實施容量成本補償機制，刺激儲能投資積極性。隨著平均儲能時長的延長，儲能容量補償將成為儲能收益的重要來源。

　　3、儲能項目的盈利性

　　儲能電站的總投資單位投資金額大幅下降，獨立儲能電站的EPC平均價格為1.2元/瓦時，相比2022年的2元/瓦時大幅下降。一個200MWh的獨立儲能電站全年毛利可超過4000萬元，肯定可以實現盈利。

　　不同省份的獨立儲能收益模式不同，山東省現貨市場套利空間為0.35~0.4元/度電，全年可做220次循環。江蘇省獨立儲能項目量有望超過5GWh，頂峰補償和調峰收益較高，保障性調度次數要求使得收入相對有保障。

　　4、儲能市場競爭與供應鏈

　　儲能集成商市場競爭加劇，大型集成商優勢明顯，小規模廠家逐漸被淘汰。集采中標更多考慮價格、口碑和供應商規模的綜合性選擇，低價中標的情況減少。

　　上游供應鏈龍頭企業產能飽滿，二三線儲能供應商產能利用率較低，價格更低。優質產能在儲能市場中更具競爭力，能夠大批量出貨的廠商如明德億緯等受益。

　　5、技術與產品發展

　　儲能電芯的循環壽命和日歷壽命是關鍵問題，主流廠商能保證6000次以上的循環壽命，但日歷壽命難以達到10年以上。電芯設計改進如電解液改進和副業型電芯設計有助于延長日歷壽命。

　　高壓級聯方案在構網型儲能中具有優勢，單體容量和功率較大，響應速度和時間優于傳統集中式和組串式方案。盡管成本尚未明顯優勢，但在構網型儲能中的滲透率可能會提高。

　　Q&A

　　Q：今年國內儲能市場的需求為何如此強勁?

　　A：今年國內儲能市場的需求非常強勁，主要原因包括：首先，截止到5月份，新型儲能的累計裝機量已經達到38GWh，全球第一;其次，1~5月份國內新增裝機量約為15GWh，相比去年同期有大幅增長。西北地區的儲能發展最快，主要受風光大基地開發建設的推動。此外，集中式風電和光伏裝機量的增加也帶動了儲能裝機的快速發展，儲能項目的時長從2小時延長到4小時，這也促進了儲能裝機量的增長。

　　Q：獨立儲能在國內的發展情況如何?

　　A：從2022年下半年開始，獨立儲能已經成為國內新型儲能發展的主流模式。今年上半年投運的新型儲能中，超過75%是獨立儲能。獨立儲能加上新能源自行配儲的比例合計約為91~92%。此外，臺區側儲能在山東、河南、陜西等地增長較快，成為儲能發展的新方向。

　　Q：今年全年儲能市場的新增裝機量預期如何?

　　A：預計今年全年新增裝機量有望達到80GWh，相比去年的45~46GWh裝機量接近翻倍。下半年裝機速度將進一步加快，主要原因是電力現貨市場的推進速度加快，預計到年底會有15個省進入電力現貨市場的試運行階段。此外，河北省開始對獨立儲能開展容量成本補償機制，這將有效刺激儲能投資的積極性。

　　Q：國內大型儲能和獨立儲能的盈利性如何?

　　A：國內大型儲能和獨立儲能的盈利性有所改善，主要原因是儲能電站的總投資金額大幅下降。目前獨立儲能電站的EPC平均價格約為1.2元/瓦時，相比2022年的2元/瓦時有明顯下降。這意味著一個200兆瓦時的獨立儲能電站全年的毛利超過4,000萬元是可以實現的，盈利性顯著提升。

　　Q：不同省份的獨立儲能收益模式有哪些差異?

　　A：不同省份的獨立儲能收益模式存在顯著差異。例如，山東省的現貨市場套利空間大約在每度電0.35到0.4元左右，全年可以進行約220次循環。江蘇省的獨立儲能項目發展迅速，預計今年并網的項目總量可能超過5G瓦時。江蘇的現貨市場尚未進入長周期運行，但其頂峰補償和調峰收益較高，頂峰電價為每度電0.5元，并有保障性調度的要求。總體來看，各省的獨立儲能主要依靠現貨加容量租賃的收益模式，部分省份如山西則通過調頻來盈利。

　　Q：今年下半年儲能行業是否有更積極的信號?

　　A：預計今年下半年儲能行業會有一些積極的變化。首先，儲能行業的價格戰烈度在下降，大型儲能項目通過集采鎖定供應商，低端或小規模廠商逐漸被淘汰。其次，越來越多的項目不再以低價中標，而是綜合考慮價格、口碑和供應商規模。上游供應鏈也出現了變化，龍頭企業產能飽滿，而二三線儲能供應商的產能利用率較低，價格也更低。

　　Q：儲能系統的成本如何分攤?

　　A：儲能系統的成本可以分為直流側和交流側。直流側主要以液冷為主，價格大約為每瓦時0.5元。電芯的平均價格在每瓦時0.33元左右，BMS的價格在每瓦時0.04到0.05元之間。液冷系統的空調成本大約為七八萬元一個5兆瓦時的艙體。交流側包括PCS和變壓器，合計成本約為每瓦時0.1元。因此，兩個小時的儲能系統的總成本大約為每瓦時0.6元。

　　Q：儲能系統各環節的毛利率如何?

　　A：電芯廠的材料成本大約為每瓦時0.27元，售價為每瓦時0.33元，毛利大約在每瓦時0.05到0.06元之間。BMS和其他設備的毛利率則較難具體計算，因為涉及設備折舊和人工成本等因素。

　　Q：為什么經銷商不再報特別低的價格?

　　A：因為從集采端的角度來看，大的集成商優勢已經很明顯。如果一些小的集成商報最低價去攪局，也不見得能夠中標。所以大的集成商開始保留一定的毛利。此外，中車去年已經建立了行業地位和知名度，出貨量國內第一，今年沒有必要完全犧牲利潤。

　　Q：為什么下半年的投資市場更加看好?

　　A：有兩個方面的原因。首先，電力市場的推進會隨著現貨市場的推進和更高比例的新能源入市，電價端的套利價差會進一步拉大，不管是在源網還是工商業儲能方面。其次，多個省份已經開始執行中午低谷電價，這對源網側和工商業都會有一定影響。此外，下半年還有大量第二批新能源大基地項目要并網，配套的儲能是必不可少的。

　　Q：314對280的替代趨勢是否是絕對碾壓式的?

　　A：是非常明確的，尤其是今年上半年，很多電芯廠在電池端的價格下調是因為280電芯的產能和庫存需要抓緊時間出貨。下半年280電芯的出貨會更難。

　　Q：為什么儲能市場在今年發生了如此大的變化?

　　A：獨立儲能的模式發展是一個重要因素。獨立儲能可以直接由電網調度，而過去的新能源配儲能電站由于位置的限制，調度困難，利用率較低。隨著現貨市場的推進，獨立儲能的靈活性和收益更高，逐漸成為主流模式。此外，一些省份如新疆、青海等地，原有的新能源配儲項目也在進行整改，轉變為獨立儲能以提高調用率。

　　Q：獨立儲能相比于新能源配儲有哪些優勢?

　　A：獨立儲能的主要優勢在于靈活性和收益更高。獨立儲能從電網下網買電，不需要支付電價，使用起來更加靈活，收益也更高。

　　Q：現貨市場的推進對儲能市場有何影響?

　　A：現貨市場的推進使得獨立儲能項目有了更多的盈利機會。隨著新能源整體電價的下降和棄光率、棄風率的提高，業主更傾向于利用儲能系統來提高收益。例如，甘肅省的光伏電站通過儲能將電量從白天轉移到早晚高峰時段，從而提高收益。

　　Q：新能源配儲項目在轉變為獨立儲能時需要進行哪些硬件改造?

　　A：如果只是為了改變出力曲線，硬件改造幾乎不需要。但如果要接入電網調度，進行調峰、調頻等操作，則需要進行硬件改造，主要涉及PMU相關費用。此外，還需要通過電網的并網測試。各省對改造的規模有要求，一般是10兆瓦或20兆瓦以上的儲能電站才有必要進行改造。

　　Q：儲能系統的核心電芯在國內的現狀如何?

　　A：目前主流廠商的電芯循環次數可以達到6000次以上，這對于業主來說是足夠的。然而，儲能系統的日歷壽命仍然是一個問題，難以支撐10年以上的使用壽命。為了解決這個問題，廠商正在進行長效電芯的設計改進，如改進電解液和設計副業型電芯，以延長日歷壽命。

　　Q：現貨市場的運行能力如何?

　　A：在15個計劃開通現貨市場的省份中，一些省份已經具備了長周期運行的能力。例如，蒙東、蒙西、甘肅市場已經非常成熟，江蘇和浙江也進行了多次結算試運行，接近長周期運行的條件。此外，福建市場也沒有問題。一般來說，長周期運行的時間因省份而異，以山西為例，連續運行兩年后即可正式轉為正式運行。

　　Q：山東地區儲能項目的收益率大概是多少?

　　A：假設一年利用小時數為2400小時，按當前的投資1.2元每瓦時、220次的循環充放電次數、每次價差在0.4元到0.45元之間、容量租賃率在80%的前提下，收益率可以達到6%。不過，這個收益率的條件相對理想化，到今年下半年，15個省份進行現貨市場運行后，達到6%的收益率還是比較困難的。大家搶著開工主要是為了占據好的并網點。

　　Q：儲能集成的價格是否已經觸底?

　　A：儲能集成的底價已經打出來了，但行業的均價還會往下走。不同廠商有自己的報價策略，最近兩個月的價格還是略有下降。陽光電源今年海外市場的量很大，主要利潤指標在海外，國內相對放低了利潤的訴求。

　　Q：直流側和交流側的一體機會成為產業趨勢嗎?

　　A：我看好這種儲能系統的結構，未來這塊的占比會越來越高。隨著儲能系統集成、儲能集裝系統壽命以及循環效率要求的提高，一體艙的模式更適配。陽光電源的海外項目基本上都是一體艙，國內還是分開的比較多，主要是成本方面有差距。但隨著儲能調度和使用次數的增加，以及光儲同壽的共同目標，一體艙的優勢會越來越明顯，工程建設成本較低，交付周期更短。

　　Q：電池和PCS的稀缺性如何?

　　A：314電芯有一定稀缺性，但如果拿280電芯和PCS來比，PCS的稀缺性更高。電芯的大型化本質是在降本，314電芯可能在下半年稀缺性會降低，628電芯可能會出現稀缺性。PCS廠家的稀缺性從持續性來說會更長遠一些。

　　Q：未來儲能賽道中，電芯廠家、PCS廠家和集成廠家哪種優勢更大?

　　A：在未來的儲能賽道中，懂電器的廠商優勢較大。構網型儲能在國內發展很快，利潤豐厚，相對于常規儲能有20%~30%的溢價。國內已投運的項目90%由南瑞一家完成，陽光和華為也有較大業績，顯示出懂電器的廠家在儲能賽道中的明顯優勢。

　　Q：高壓級聯方案的市場推廣情況如何?前景如何?

　　A：高壓級聯方式發展多年，志光和金盤做得較多，但高端項目增速不快，主要原因是成本方面沒有明顯優勢。南瑞認為在構網型儲能中，高壓級聯方案可能優勢更大，單體容量和功率較大，在并網時響應速度和時間有優勢。西電也持相同看法，未來可以關注其在構網型儲能中的滲透率。