储能市场为何超预期

　　1、国内储能市场需求与发展

　　今年国内储能市场需求强劲，预计全年新增装机量有望达到80GWh，相比去年的45~46GWh几乎翻倍。上半年新增装机量超过25GWh，西北地区储能发展最快，主要受风光大基地建设推动。光伏新增装机一季度同比增长30%，带动储能装机快速增长。

　　独立储能成为主流模式，今年上半年投运的新型储能中超过75%为独立储能，独立储能和新能源自行配储合计占比约91~92%。台区侧储能增长较快，山东、河南、陕西等地成为新方向，主要与分布式光伏密切相关。

　　2、政策与市场环境

　　电力现货市场的推进将加快储能装机速度，预计到年底有15个省进入试运行阶段。目前已有三个省份从长周期试运行转为正式运行，电力现货市场的推进将提升储能电站收益率，带动储能投资建设。

　　河北省开始对独立储能实施容量成本补偿机制，刺激储能投资积极性。随着平均储能时长的延长，储能容量补偿将成为储能收益的重要来源。

　　3、储能项目的盈利性

　　储能电站的总投资单位投资金额大幅下降，独立储能电站的EPC平均价格为1.2元/瓦时，相比2022年的2元/瓦时大幅下降。一个200MWh的独立储能电站全年毛利可超过4000万元，肯定可以实现盈利。

　　不同省份的独立储能收益模式不同，山东省现货市场套利空间为0.35~0.4元/度电，全年可做220次循环。江苏省独立储能项目量有望超过5GWh，顶峰补偿和调峰收益较高，保障性调度次数要求使得收入相对有保障。

　　4、储能市场竞争与供应链

　　储能集成商市场竞争加剧，大型集成商优势明显，小规模厂家逐渐被淘汰。集采中标更多考虑价格、口碑和供应商规模的综合性选择，低价中标的情况减少。

　　上游供应链龙头企业产能饱满，二三线储能供应商产能利用率较低，价格更低。优质产能在储能市场中更具竞争力，能够大批量出货的厂商如明德亿纬等受益。

　　5、技术与产品发展

　　储能电芯的循环寿命和日历寿命是关键问题，主流厂商能保证6000次以上的循环寿命，但日历寿命难以达到10年以上。电芯设计改进如电解液改进和副业型电芯设计有助于延长日历寿命。

　　高压级联方案在构网型储能中具有优势，单体容量和功率较大，响应速度和时间优于传统集中式和组串式方案。尽管成本尚未明显优势，但在构网型储能中的渗透率可能会提高。

　　Q&A

　　Q：今年国内储能市场的需求为何如此强劲?

　　A：今年国内储能市场的需求非常强劲，主要原因包括：首先，截止到5月份，新型储能的累计装机量已经达到38GWh，全球第一;其次，1~5月份国内新增装机量约为15GWh，相比去年同期有大幅增长。西北地区的储能发展最快，主要受风光大基地开发建设的推动。此外，集中式风电和光伏装机量的增加也带动了储能装机的快速发展，储能项目的时长从2小时延长到4小时，这也促进了储能装机量的增长。

　　Q：独立储能在国内的发展情况如何?

　　A：从2022年下半年开始，独立储能已经成为国内新型储能发展的主流模式。今年上半年投运的新型储能中，超过75%是独立储能。独立储能加上新能源自行配储的比例合计约为91~92%。此外，台区侧储能在山东、河南、陕西等地增长较快，成为储能发展的新方向。

　　Q：今年全年储能市场的新增装机量预期如何?

　　A：预计今年全年新增装机量有望达到80GWh，相比去年的45~46GWh装机量接近翻倍。下半年装机速度将进一步加快，主要原因是电力现货市场的推进速度加快，预计到年底会有15个省进入电力现货市场的试运行阶段。此外，河北省开始对独立储能开展容量成本补偿机制，这将有效刺激储能投资的积极性。

　　Q：国内大型储能和独立储能的盈利性如何?

　　A：国内大型储能和独立储能的盈利性有所改善，主要原因是储能电站的总投资金额大幅下降。目前独立储能电站的EPC平均价格约为1.2元/瓦时，相比2022年的2元/瓦时有明显下降。这意味着一个200兆瓦时的独立储能电站全年的毛利超过4,000万元是可以实现的，盈利性显著提升。

　　Q：不同省份的独立储能收益模式有哪些差异?

　　A：不同省份的独立储能收益模式存在显著差异。例如，山东省的现货市场套利空间大约在每度电0.35到0.4元左右，全年可以进行约220次循环。江苏省的独立储能项目发展迅速，预计今年并网的项目总量可能超过5G瓦时。江苏的现货市场尚未进入长周期运行，但其顶峰补偿和调峰收益较高，顶峰电价为每度电0.5元，并有保障性调度的要求。总体来看，各省的独立储能主要依靠现货加容量租赁的收益模式，部分省份如山西则通过调频来盈利。

　　Q：今年下半年储能行业是否有更积极的信号?

　　A：预计今年下半年储能行业会有一些积极的变化。首先，储能行业的价格战烈度在下降，大型储能项目通过集采锁定供应商，低端或小规模厂商逐渐被淘汰。其次，越来越多的项目不再以低价中标，而是综合考虑价格、口碑和供应商规模。上游供应链也出现了变化，龙头企业产能饱满，而二三线储能供应商的产能利用率较低，价格也更低。

　　Q：储能系统的成本如何分摊?

　　A：储能系统的成本可以分为直流侧和交流侧。直流侧主要以液冷为主，价格大约为每瓦时0.5元。电芯的平均价格在每瓦时0.33元左右，BMS的价格在每瓦时0.04到0.05元之间。液冷系统的空调成本大约为七八万元一个5兆瓦时的舱体。交流侧包括PCS和变压器，合计成本约为每瓦时0.1元。因此，两个小时的储能系统的总成本大约为每瓦时0.6元。

　　Q：储能系统各环节的毛利率如何?

　　A：电芯厂的材料成本大约为每瓦时0.27元，售价为每瓦时0.33元，毛利大约在每瓦时0.05到0.06元之间。BMS和其他设备的毛利率则较难具体计算，因为涉及设备折旧和人工成本等因素。

　　Q：为什么经销商不再报特别低的价格?

　　A：因为从集采端的角度来看，大的集成商优势已经很明显。如果一些小的集成商报最低价去搅局，也不见得能够中标。所以大的集成商开始保留一定的毛利。此外，中车去年已经建立了行业地位和知名度，出货量国内第一，今年没有必要完全牺牲利润。

　　Q：为什么下半年的投资市场更加看好?

　　A：有两个方面的原因。首先，电力市场的推进会随着现货市场的推进和更高比例的新能源入市，电价端的套利价差会进一步拉大，不管是在源网还是工商业储能方面。其次，多个省份已经开始执行中午低谷电价，这对源网侧和工商业都会有一定影响。此外，下半年还有大量第二批新能源大基地项目要并网，配套的储能是必不可少的。

　　Q：314对280的替代趋势是否是绝对碾压式的?

　　A：是非常明确的，尤其是今年上半年，很多电芯厂在电池端的价格下调是因为280电芯的产能和库存需要抓紧时间出货。下半年280电芯的出货会更难。

　　Q：为什么储能市场在今年发生了如此大的变化?

　　A：独立储能的模式发展是一个重要因素。独立储能可以直接由电网调度，而过去的新能源配储能电站由于位置的限制，调度困难，利用率较低。随着现货市场的推进，独立储能的灵活性和收益更高，逐渐成为主流模式。此外，一些省份如新疆、青海等地，原有的新能源配储项目也在进行整改，转变为独立储能以提高调用率。

　　Q：独立储能相比于新能源配储有哪些优势?

　　A：独立储能的主要优势在于灵活性和收益更高。独立储能从电网下网买电，不需要支付电价，使用起来更加灵活，收益也更高。

　　Q：现货市场的推进对储能市场有何影响?

　　A：现货市场的推进使得独立储能项目有了更多的盈利机会。随着新能源整体电价的下降和弃光率、弃风率的提高，业主更倾向于利用储能系统来提高收益。例如，甘肃省的光伏电站通过储能将电量从白天转移到早晚高峰时段，从而提高收益。

　　Q：新能源配储项目在转变为独立储能时需要进行哪些硬件改造?

　　A：如果只是为了改变出力曲线，硬件改造几乎不需要。但如果要接入电网调度，进行调峰、调频等操作，则需要进行硬件改造，主要涉及PMU相关费用。此外，还需要通过电网的并网测试。各省对改造的规模有要求，一般是10兆瓦或20兆瓦以上的储能电站才有必要进行改造。

　　Q：储能系统的核心电芯在国内的现状如何?

　　A：目前主流厂商的电芯循环次数可以达到6000次以上，这对于业主来说是足够的。然而，储能系统的日历寿命仍然是一个问题，难以支撑10年以上的使用寿命。为了解决这个问题，厂商正在进行长效电芯的设计改进，如改进电解液和设计副业型电芯，以延长日历寿命。

　　Q：现货市场的运行能力如何?

　　A：在15个计划开通现货市场的省份中，一些省份已经具备了长周期运行的能力。例如，蒙东、蒙西、甘肃市场已经非常成熟，江苏和浙江也进行了多次结算试运行，接近长周期运行的条件。此外，福建市场也没有问题。一般来说，长周期运行的时间因省份而异，以山西为例，连续运行两年后即可正式转为正式运行。

　　Q：山东地区储能项目的收益率大概是多少?

　　A：假设一年利用小时数为2400小时，按当前的投资1.2元每瓦时、220次的循环充放电次数、每次价差在0.4元到0.45元之间、容量租赁率在80%的前提下，收益率可以达到6%。不过，这个收益率的条件相对理想化，到今年下半年，15个省份进行现货市场运行后，达到6%的收益率还是比较困难的。大家抢着开工主要是为了占据好的并网点。

　　Q：储能集成的价格是否已经触底?

　　A：储能集成的底价已经打出来了，但行业的均价还会往下走。不同厂商有自己的报价策略，最近两个月的价格还是略有下降。阳光电源今年海外市场的量很大，主要利润指标在海外，国内相对放低了利润的诉求。

　　Q：直流侧和交流侧的一体机会成为产业趋势吗?

　　A：我看好这种储能系统的结构，未来这块的占比会越来越高。随着储能系统集成、储能集装系统寿命以及循环效率要求的提高，一体舱的模式更适配。阳光电源的海外项目基本上都是一体舱，国内还是分开的比较多，主要是成本方面有差距。但随着储能调度和使用次数的增加，以及光储同寿的共同目标，一体舱的优势会越来越明显，工程建设成本较低，交付周期更短。

　　Q：电池和PCS的稀缺性如何?

　　A：314电芯有一定稀缺性，但如果拿280电芯和PCS来比，PCS的稀缺性更高。电芯的大型化本质是在降本，314电芯可能在下半年稀缺性会降低，628电芯可能会出现稀缺性。PCS厂家的稀缺性从持续性来说会更长远一些。

　　Q：未来储能赛道中，电芯厂家、PCS厂家和集成厂家哪种优势更大?

　　A：在未来的储能赛道中，懂电器的厂商优势较大。构网型储能在国内发展很快，利润丰厚，相对于常规储能有20%~30%的溢价。国内已投运的项目90%由南瑞一家完成，阳光和华为也有较大业绩，显示出懂电器的厂家在储能赛道中的明显优势。

　　Q：高压级联方案的市场推广情况如何?前景如何?

　　A：高压级联方式发展多年，志光和金盘做得较多，但高端项目增速不快，主要原因是成本方面没有明显优势。南瑞认为在构网型储能中，高压级联方案可能优势更大，单体容量和功率较大，在并网时响应速度和时间有优势。西电也持相同看法，未来可以关注其在构网型储能中的渗透率。