国内大储进展和情况会议纪要

一、大型储能系统的发展趋势 大型储能判断标准（满足两个及以上）：1）规模100MWh以上；2）拓扑结构用到的是集中式高电压等级的逆变器，3）储能项目建成后接入电压等级至少110千伏。 占比最高。集成难度较高、定制化较强、可能存在直流拉弧等现象，安全系数不 太高。 安全系数有所提升，但是效率降低、成本升高 由逆变器厂家做集成和运维优势会更大 电池厂家做集成已经成为集采趋势，质量和成本上更有保障 集中式：和国外一样，效率在88%-90%。 集散式：和国外不一样的是集中式逆变器变成分散式逆变器（200kw），然后逆变器并联并网。好处更为灵活，坏处成本升高，效率降低。华为效率在83%左右，国外86-87%。 分布式：电池、DC/DC、逆变器组成一个模组。二、大型储能集成关键问题 目前国内大储项目毛利10-15%，国外有30%左右。 电池类型：280安时的方壳电芯，目前各个厂家都在研发300安时电芯。 箱体结构：从空冷到液冷。液冷温差更小，电池一致性更高，有利于安全性和效率的提升。 280AH在未来几年都会是主流。280AH电芯做的最好的是宁德，市占率50%左 右，其次是亿纬锂能。欣旺达、鹏辉明年都会有出货量。 华为（研究最早）、上能电气、阳光电源（已经有实际应用）都有做。 每wh5分钱。宁德这种电池厂家更青睐被动均衡，因为未来电池差异会越来越 小，对bms要求会越来越低，被动均衡就足够了。 每wh8分钱-1毛钱。 有垄断优势的是和电网集团深度合作的，比如南瑞集团、北京四方等。现在一套 EMS两三百万，未来可能四五十万。 未来预测： 今年至今招标的有20GWh，形成采购合同的有6-7GWh，逆变器会有3-4GW的采购。上半年并网较少，主要原因是疫情&供需紧张，下半年会得以改善。BMS、PCS很多代理商都在上海，疫情影响很大。预计2022年中大型储能项目增量8-10GWh,23年15-20GWh。 Q:怎么看风冷、液冷成本差异？各温控企业未来市场份额怎么看？ A:液冷是未来的标配：技术上已经没有难度，技术难度比空冷更低；成本上贵15-20%，但是优势在电芯温度更好的均衡，带来一致性的提升，从而保证电芯的效率和延长寿命，带来的收益远大于成本的增长。 热管理技术门槛不高，未来会供大于求，市场会很分散。 Q:集成商毛利率只有10%是为什么？后续怎么看？ A:主要是国内竞争更为激烈，且各个组件价格都有上升。后续可能会长期处于较低的毛利。如果未来对储能定位更为清晰，收益越来越有保障的话，储能项目毛利有望上升。海外毛利高一个是因为海外项目有信息差，一个是收益渠道更多更为稳定。国内政策都不成熟不稳定。 Q:哪个环节利润率更好？ A:电池环节占比60%，未来还会更高，目前毛利比较低的情况下都有接近20%。现在电池厂商趋势是将直流侧集成都做了，把电芯做成pack，然后做成电池柜（电池簇+液冷系统+主控系统+消防系统），毛利会更大。 Q:有环节在边际改善吗？ A:目前所有环节都竞争激烈，除了阳光转为关注国外，其他还是积极参与国内市场的，很多逆变器、电池等厂家都在积极转型进入集成商领域。 Q:能参与国外大储市场的国内企业有哪些？ A:更多通过国外渠道商在做，只有阳光、比亚迪的战略是建立自己的品牌。 Q:宁德、比亚迪会不会慢慢缺少先发优势？ A:宁德对于储能重视程度和投入远高于比亚迪，认可度更高，很多大项目都只敢用宁德。储能电芯做好需要有动力电芯经验的积累，所以未来能把储能电芯做好的厂家一定是动力电芯也做得好且多的厂家。 Q:碳化硅渗透率是不是必然上行的趋势？ A:难以判断，接受度越来越好，能否推广要看指标对比、成本是否有优势、大项目验证。 Q:山东独立储能政策对其他地区会有指导意义吗？ A:比较难，山东近期政策频繁且没有很好的连贯性。山东最创新的是允许大储进入电力现货交易市场，目前国内开通了电力现货交易市场的省份也就10个左 右。最新政策反而会加剧不确定性。