储能专家小范围交流纪要–20221023

储能专家小范围交流纪要仅代表专家个人观点内部交流，严禁外传时间：2022/10/23嘉宾：储能专家要点摘要美国储能装机：2021年美国整体储能装机约10GWh，2022上半年新增装机5GWh左右，全年有可能达到13-15GWh，2023-24年预计有70-80GWh的量，其中2023年预计新增30GWh，2024年可能会到40-50GWh。 美国储能装机主要由大型储能项目驱动，表前占比达到80%-90%。 美国储能补贴：IRA法案之前只有和光伏配套的储能项目可以享受ITC补贴，IRA把独立储能项目也纳入补贴范围，所以之后独立储能的占比会有明显提升。 目前美国财政部详细的指导方案还没下发，预计要等6-12个月，从目前的大纲来看ITC补贴涉及的要求比较多，基础的ITC补贴幅度是30%，满足美国本土制造要求有10%的额外补贴，其他还有能源公用地区、低收入社区等额外补贴，最高的补贴幅度可以达到70%。 美国储能项目收益：1）光储项目：基本上都是PPA的模式，光伏和储能打包在一起谈一个PPA电价，目前看下来收益比较一般（即便考虑光储项目可享受的ITC补贴），因为很多项目谈的时候规定了储能项目大部分的电量只能来自光伏发电；2）独立储能项目：收益来源丰富，以加州为例，储能项目的潜在收益包括ResourceAdequacy、电力现货市场、调频市场、旋转备用等，项目具体的收益取决于电力市场的运行情况，比如极端天气下电力市场波动加剧则储能项目的收益会非常好，一般来说美国储能项目业主的预期收益率为10%-15%，ITC政策落地之后可能收益率会额外拉高5%-10%。 美国储能市场参与者：集成商以本土厂商为主，比如Tier1集成商包括Tesla和Fluence。 国内厂商目前的机会主要在直流侧的电池系统（包括电芯、Pack、Rack各环节），美国市场中国内电池占比超过80%。 PCS和EMS这些交流侧偏软件的环节国内厂商面临一定的挑战，因为涉及到数据、交易这些敏感的环节，很多海外业主直接不考虑国内厂商，此外如果后续本土制造的补贴落地，国内厂商在PCS环节的价格优势可能也会受到影响。 竞争格局：电芯环节宁德的优势很大，预计占比超过80%，而且价格明显高于二线电池厂商，现在宁德的电芯能卖1.3元/Wh，二线电池厂可能只能卖1元/Wh出头，一个很重要的原因在于宁德的电池可融资性更强，很多项目如果用宁德的电池融资利率可能直接低2%。 PCS环节目前美国市场的Tier1是SMA和PowerElectronics，国内厂商不是产品不行，而是很多本土业主或集成商出于政治因素直接不考虑国内厂商。 Q&AQ：未来美国市场装机预期？ A：2021年美国整体储能装机约10GWh，2022上半年新增装机5GWh左右，全年有可能达到13-15GWh，2023-24年预计有70-80GWh的量，其中2023年预计新增30GWh，2024年可能会到40-50GWh。 此前预测的装机规模更大，目前上游原材料供应不足影响了项目进度，但反通货膨胀法案的发布对储能行业的推动是前所未有的。Q：原材料供应是否会持续影响未来的装机？A：上游的高位震荡是会长期存在的，短期内没有回归正常的可能性，这是我们作为集成商的判断。 但是现在政策利好还有市场需求会部分冲抵上游原材料价格高的问题，很多业主已经不看装机成本硬着头皮往前推了。 Q：美国储能项目收益是否会随电价上涨？ A：储能市场的收益模型是一个变化非常剧烈的模型，比如2021年德州暴雪，天然气现货价格史无前例，这个时候有能源储备的项目达到了非常惊人的收益率，21年很多储能项目在暴雪事件中赚到的收益占比达到80%-90%。 整体来看，随着海外电价波动率的提升，储能项目的收益空间也在扩大，对于储能项目而言抓住价格高和价格低的机会是很关键的，如果出现对天然气和电价影响比较高的黑天鹅事件的话，储能收益的天花板还是非常高的。 Q：美国储能项目收益模型是怎么样的？主要来自哪些部分？ A：以加利福尼亚市场为例，主要收益来源分为几大类：第一大类是政府为了填补加州电力市场未来可预见的缺口发布的需求，比如ResourceAdequacy，可以看做长期容量电价合同的变种，一般签15-20年的合同，州政府和电力运营商会对价格兜底。 第二个是现货市场，分为日前和日中市场，多劳多得，如果项目的反应速度够快可以赚到更多价格尖峰，这是目前最主要的收入来源，决定了储能项目的收入天花板。 第三块是频率调节，主要出现在新能源渗透率比较高的电力市场，因为在传统能源逐渐退出的过程中，电网越来越不稳定，需要储能作为辅助资产维持电网频率稳定，这部分对于辅助资产反应速度要求非常高，之前的火电电厂启动速度比不上锂电毫秒级的反应速度，这也是一个重要兜底部分，有的地方会给月度合同，不过有的时候做频率调节会占用容量，从而影响现货市场中的套利。 第四块是旋转备用，传统能源和锂电储能都在参与，如果大面积断电出现，调度可以拿到非常高的电力价格。其中最重要的是现货市场这块，储能还是凭借现货市场给盈利模式跑的更通。Q：美国的储能是独立为主还是和新能源配套？ A：今年是比较重要的时间点，在2022年之前比较大的表前项目都是光储电站为主。在IRA法案发布之前美国补贴只针对于光伏项目，储能作为配套可以拿ITC。 今年IRA发布后储能也可以独立拿ITC，这对于独立储能是一个大的利好。 Q：ITC补贴具体形式？ A：美国财政部详细的指导方案还没有出，目前只出了大纲，大家觉得还要6-12个月的时间才能拿到正式的指导手册，有一部分不确定性。但目前大家都在对IRA做研究工作，这个法案已经是两党妥协的产物，落地可能性非常大。 ITC补贴要求还是非常多的，有两条时间线，一条是在发布指南60天内拿补贴，在60天内执行是30%，如果你可以满足国内供应链的要求可以额外拿到10%的奖励，如果项目落在能源公用地区等可以再拿到10%额外奖励，那么总共就是50%。 还有一些低收入地区的补贴最多可以再拿到额外20%，所以最大的补贴幅度可以达到70%。 60天以后就更细了，30%会拆成6%+24%，这24%就要满足人力要求，要满足学历和最低工资制，是对本土行业的保护，也希望本土从业人员有越来越多的激励措施。 后面也可以把能源社区的补贴从10%拆成2%+8%，低收入补贴也需要满足国内供应链和人力要求。 这个时间线看的比较远，目前行业讨论比较激烈，觉得这个法案有点操之过急，因为不能单靠政策去推动本土制造，毕竟目前东亚锂电产业最成熟。 现在大家也都在观望，看这些政策哪些能打擦边球，都在评估和等正式指导指南落地。 Q：很多项目会观望吗？A：观望的项目也不会太多，像加州这些地方未来三年电力缺口非常明显，不得不加装更多储能去满足能源缺口。目前来看终端的开发商推进速度是加快的。 Q：不考虑补贴加州项目会做到什么收益水平？ A：主要看项目类别，行业内主要标准是10%-15%的IRR，ITC补贴可能会拉高5%-10%，具体要看怎么操作。Q：美国大型储能项目初始投资成本大概是多少？A：目前储能项目系统集成化程度非常高，成本主要在电池侧部分，占比60%-70%，具体数据比较敏感不方便说。Q：在集成商环节可以看到很多本土厂商，未来美国储能市场是以当地厂商主导还是国内厂商也有机会？ A：从整个产业链来看中国厂商完全占据了中上游，美国集成商tier1主要就是特斯拉和influence，这几家公司中上游的设备供应也主要是中国厂商去做的，从电芯端来算中国厂商占比达到80%以上。 从集成侧来算不太好算，单从发货量来看，集成商大部分可能是以本土厂商为主。 但是美国市场的准入门槛还是非常高的，主要还是宁德、阳光、科陆、东方日升这些老面孔，但储能是一个非常大的市场，强如特斯拉或者宁德也没有办法把全部市场份额吃下来，大家都是有机会的。 Q：如何看中国PCS厂商在美国前景？ A：我们不太看好中国PCS厂商在美国的前景，从产业链来说PCS环节对中国厂商不太友好，一方面如果算上IRA补贴，未来中国厂商成本优势不太明显，现在PCS的运费和关税对国内厂商已经是一个很大的负担了。 目前来看国内厂商在AC侧的发展速度没有电池侧那么快，因为AC侧涉及到和电网连接的问题，很多项目因为政治因素不用中国企业的产品，未来 2-3年可能都比较难。 Q：EMS软件这块是不是国内厂商比较难做？ A：EMS这块不是产品能不能做的问题，是单纯不让国内厂商碰。 从PCS到EMS这一块有的终端业主都不愿意让中国厂商参与，电池侧是因为美国没有本土产业链，所以没有办法只能用国内厂商。 Q：补贴是不是也和本土化有关？ A：一方面是ITC的补贴，开发商能拿到的补贴额度与本土制造比例有关，另一方面是本土制造的设备本身会有非常高额度的补贴，而中国企业还背着非常高的关税和运费。 虽然整个锂电产业链是个非常长的产业链，短期内美国很难建立起来，所以不会有太大影响，但长时间来看还是会有威胁。 Q：一个新厂商想要进入美国储能市场的难度？ A：表前大储是一个toB的市场，技术含量、当地标准、电力安全都是非常讲究的，要求非常高，这是技术层面的难度。第二是供应链难度，这是一个马太效应非常强的行业，未来肯定也是寡头占据主要的份额，比如前几家占到60%-70%。 另外一个方面终端业主其实不太想去频繁更换合作伙伴，特别是集成侧硬件，一方面是安全性，第二方面是他们对成本不太敏感，前两年低价策略有机会，但是这两年还是很困难的，当然也看企业对供应链的掌控能力，现在如果你对上游电芯或者锂资源掌控能力比较好，肯定还是有机会的，因为市场体量很大，如果头部没办法全部吃掉，那么接下来的厂商也有机会。 Q：美国储能项目开发建设周期大概多久？A：开发建设周期相对比较长，但是独立储能相对于光储已经好太多了。 首先土地获取是一个关键因素，在美国拿地是一个长期困难的过程，有的还要经过能源部的批准，一个几百MWh的项目前期工作可能就需要1-2年。 前期准备过程后就开始进行供应商筛选，锁定自己的方案推进项目。 随着储能成为部分美国地区的刚需，预计流程肯定也会越来越快，毕竟储能项目需要的土地和光伏相比并没有那么高，而且美国国土面积也比较大，项目推进速度相对于欧洲还是好很多。 Q：考虑1-2年开发周期，明年项目中是不是会包含很多今年延期的项目？ A：会，尤其是今年很多光储项目延期，组件价格上涨太厉害，如果业主账算不平只能暂缓，比如今年夏威夷有一个项目直接放弃掉了，这个之前都没有遇到过。 Q：光储项目有没有什么盈利模式？A：储能严格来讲不是一个发电资产，只能通过电网侧充电来得到能源。 在美国光储项目严格要求70%-100%都是要来自PV侧的，这限制了储能在电力市场的交易政策，因为光伏发电曲线是非常可预测的，白天发电多，但是晚上电价高的时候光伏没办法发电。 所以有的光储项目很大，但是他们的收益模型没有小项目好。 Q：明年独立储能项目会更多一点？A：是的，比如阿特斯之类的集成商很多项目都倾向于独立储能，头部玩家的动向很大程度上说明了行业的发展趋势。Q：IRA法案之前，光伏电站建好之后再配储能有ITC补贴吗？ A：IRA之前是没有的，储能只能作为光伏一部分才能拿补贴，光伏电站建好之后再配储能是没有补贴的。在IRA出来后，这部分储能能不能算独立储能是需要观望的，这部分能不能拿补贴还没有确定。Q：是不是明年储能项目很多增量来自于存量光伏的配套需求？ A：更多来自于独立储能，独立储能的增速肯定会比光储高很多，从目前粗略大纲来看，政策对独立储能比光储更为友好。Q：表前储能参与PPA的占比是多少？ A：独立储能没有PPA概念，PPA更多是对于光储而言，因为独立储能不作为发电资产，只是辅助发电资产做建模。 独立储能很大比例的收益来自容量合同，能力强的厂商可以在现货市场拿到更多收益，调频收益整体来看是往下走的，