设计院储能专家交流纪要-调研纪要

问：储能下半年装机环比大增的主要原因？ EPC的招标价格1.5-3元/wh不等，价格差异较大的主要原因是？ 答：（1）从规划实施的角度讲，项目是年初报计划，然后开始实施，大点的储能项目（百兆瓦以上）从规划到落地要1年，下半年投运营的项目会多于上半年；（2）政策上：今年下半年出台的政策明确了独立储能的地位和成本核算方式，对投资者是一个利好。 因此下半年储能项目比上半年要密集。 电池上半年涨价超预算，导致项目延期等待下半年电池价格的回落，部分对性能要求不高、需要强制配置的新能源储能倾向于找廉价的电池，但真正参与电力市场交易的储能性能要求高，所以储能的单价要具体看项目，一看性能要求，二看招标的体量，三看本身是否有额外支出如工程，总包价的水平不代表储能设备的价格水平。 问：是否听说过储能厂商因为缺电芯已经停止接单？ 答：部分有，目前电芯市场供不应求，尤其在下半年投入项目较多的情况下，但具体还要看厂商的规模，因为有些产线是可以协调调配的。问：在什么时候感受到市场这种供不应求的状态？ 答：8、9月份开始的，6、7月项目已开始预警，9月很多项目就延期了。 问：发电侧强制配储和独立储能的硬件成本、epc安装成本在招标时是如何拆分的？以及硬件里各个环节在现在高电芯价格的情况下是如何拆分的？ 和年初比有什么变化？ 答：1.设备上，2-2.5元/Wh比较理性；从epc角度讲，设备包括几个部分：（1）储能系统的设备：60%（2）土建费用：20%（3）升压站：10%，具体看规模和接入（4）其他费用：5%；从储能系统本身划分：（1）电芯：70%（电池系统模组的成本）（2）集装箱：5%（3）bms：2-5%（4）pcs：10-20%问：电芯的现价是多少？ 答：电芯和电池系统的模组不一样，从电芯到模组还有一个存储费用，电芯一二三线厂家的报价差别大，以0.5c为例，价格从6毛多到9毛多（接近一元），从电芯到模组的成组要多2毛的成本，最后的模组机要一块多。 问：温控系统和消防系统的占比是多少？是否由设计院决定？ 答：占比一般不超过3%，不全是由设计院决定的，因为有国家和行业的设计规范和成本考虑。问：供应商消防系统的差别会不会很大？ 会出现只有一两家供应商符合设计要求的问题吗？ 答：不会，目前有多条消防技术路线，不同厂家按照不同的路线造价差别会很大，但同一种技术路线差别不大，但因为消防在整个储能系统的占比不大，所以如果确认有效，厂家愿意多花钱的。 问：电池的冗余配置是什么意思？ 答：是指在电池使用寿命随着时间衰减的情况下，最开始电站需要配多少容量以达到在5年-10年后电站交流侧能达到的电网期望功率和容量。问：目前的冗余倍数是多少？ 答：（1）目前很多电站是以直流侧计算的，但国家的新标准要求储能电站的装机容量是它全寿命周期可放出的容量，如果设计十年，基本要配 1.5-1.6倍的容量。 （2）如果要保证初始时交流侧能放出100MWh，考虑到用电、损耗、辅助系统、冷却成本等，要配1.2-1.3倍容量。 （3）国外采用增补政策，比如起初3-5年可以保证100MWh，后面分期建设，第三年后增补一部分电池，保证第五年还有100MWh，第五年再增补一部分电池，保证第十年还有100MWh，更加市场化。 （4）建议国内也采用分期增冗更经济，因为随着后期电池价格的下降，增补更划算。问：一开始配120MWh，第一年实际上只有100MWh，剩下的20MWh都是浪费的吗？答：不是，直流配了120MWh不代表交流能放出来120MWh，只能放出100MWh。问：目前独立储能的收益率是多少？ 答：整体是政策驱动，收益率比前两年好，目前来说收益率都不算高，山东在有三种补贴的情况下，收益率也只是8的水平。各地区政策不一样，山东的政策比较明确。 问：独立储能的主要收益方式是什么？ 答：（1）电力市场辅助服务（参与电网的调峰调频），响应缺额（按响应的功率或电量给结算）。 （2）容量租赁，共享储能；比如山东被要求强配储能的新能源电站找独立储能租配额，自己不建，但没有电站使用权。 （3）收补贴；按容量获得公摊补贴。 问：调峰调频、容量租赁和补贴在独立储能的收益占多少？ 答：保底收益是租赁费用：30%，电力市场交易费：40%（因各地区补贴力度不同而有差别）问：电力市场交易中调峰调频的比例是怎样的？答：看调不调度，调峰和调频选择划算的参与，也取决于对方在多个独立储能中选择各调一点还是只选一个调。 问：介绍下钠电池和钒电池？ 答：（1）钠电池：中科海纳（马上在储能上有应用案例）和宁德时代（发布阶段）在做，钠电池目前不能大规模应用于储能，受限于循环寿命、能量密度和单体容量，但它的优势也很多，未来有较好的发展。 （2）钒电池：主要是大连荣科在做，它的主要问题是成本问题，单价初始投资基本在3元左右，投资量大，但也有应用，如新疆要求配置4小时以上的长时储能，这方面钒电池在循环寿命和性价比上有优势。 问：锂电池在长时储能上有优势吗？ 答：最开始做储能时0.25c的电池有很多，但因为电动汽车产业向工信部要补贴，追求能量密度，所以后来就做高倍率电池。从系统调控的角度看，更需要长时储能。 锂电池是小电流长时间放，所以性价比不高。 但目前因为电动汽车行业的拉动，锂电池的整体经济性还是高于液流电池。问：钠电池和锂电池明年的规模怎样？ 答：钠电池只能是小型试点，主要推广在两轮车和低速电车，因为它的单体安时数太小，不适合大规模串并联。 液流电池明年应该有一两倍的增幅，宁夏有专门规划液流电池的项目，液流电池的规划越来越多，且单机容量不小，都是百兆瓦时及以上的水平。问：随着技术的发展，钠电池以后还有可能参与储能的项目吗？ 答：有，但钠电池目前尚在成长期，技术有待成熟，明年不太可能上大规模的储能电站，但我们所接触的项目已有钠电子参与的前期工作了。问：钠电池的发展到大规模应用预期要多久？ 答：至少3年。 问：集成商和电池冷却的温控供应商是怎样的合作模式？ 答：电池的冷板回路设计由集成商和模组厂家考虑，整个温控的回路（冷板、风道、内部风扇）由经销商考虑。 风冷技术是买空调设计相应的风道，液冷的供应商是供空调，剩下的风道设计都是由集成商完成，液冷的温控厂商负责液冷机组，液冷的管路和冷板是由集成商考虑。 集成商不会把核心控制告诉风冷或液冷厂家，由他们自己去做核心的控制，不希望技术外漏。问：风道、液冷管道等涉及到电芯这种核心技术的，温控厂商基本不会做是吗？ 答：是的，不过要看跟经销商的合作模式，一般大厂家都把这个控制在自己手里。问：液冷板、管道这种会不会也交给供应商来做？ 答：会，很多温控厂家想转型，但他们的短板是不熟悉冷板电池的特性，难以控制。问：和温控厂商合作主要看他们的什么能力？ 如果说这些最核心的他们都没有掌握，是否意味着他们只是可替代性很强的职能？答：是的，可替代性很强。 问：市场上有没有想要把整个温控系统都做了的厂商呢？ 答：不会，因为液冷机是行业内比较成熟的设备，自己去生产不一定有批量生产的成本低。问：介绍下高压级联技术方案？ 答：目前有5、6家做高压级联方案，我个人比较看好，因为这个方案跟未来的新储能需求的趋势很贴近，优点：（1）用高压级联可以把控制对象 pcs变成原来的1/10，从而提高系统的响应速度。 （2）可以和电网并联协同，节省了变压器和占地面积。 （3）综合看，在30MWh以上时，经济优势突出。 （4）小模块串联可以保持主创性和控制的高效性。 问：已经在运行的项目中有没有体现高压级联效率和成本优势的？ 答：有一个已运行10年的高压级联项目，整机系统效率是89%，常规电站的效率是85%。成本要比两电瓶、三电瓶的结构贵一些，和两电瓶的主流报价是一个水平。 问：温控是单独招标还是和电池一起招？什么场景下单独招？ 什么场景下分开招？ 答：90%以上的厂家温控都不会单独招，温控系统主要由集成商设计，因为电池模组内的pack很多是电芯串并联，模组内的设计和温控也肯定是集成商自己做，他们最了解里面的布置，不会把这些核心技术给别人。 问：宁德时代中标了美国内华达的一个订单，它是自己做温控系统吗？ 答：宁德时代的海外出货主打两款：（1）柜式372度电方案；（2）20尺集装箱的3.72MWh方案。因为它pack模式的电池模组是含有冷板（液冷机组）的。 问：如果用宁德时代的产品，国内也是这样的采购模式吗？ 答：不是，宁德在国内更愿意卖电芯，毕竟电芯供不应求，模组就海外出货。问：去年国内大储的消防安全电站准则什么时候能落地？ 答：我们对是否一定要做到模组级保留意见，具体的发行时间未定，还需全行业讨论。问：国内有哪些厂商在供应高压级联方案？ 各家的实际效果如何？有差异吗？ 答：高压级联目前有4、5家，做的最早、目前厂家用的最多的是智光，今年有个江苏金盘，新风光，很多高压级联企业都是做电力系统的静止无功发生器。 问：高压级联对于igbt或电力电子器件的要求会不会更高？ 因为高压级联全是并联的，如果几年后其中一个爆炸了怎么办？ 答：高压级联都有旁路回路，可以冗余配置，比如多配两个模块，那么任意一个发生故障了旁路回路都会短接掉这个路线，剩下的照常运行。缺点是停电检修时需要全停进行更换维护。 问：如果冗余配置，高压级联的电芯和igbt用量是不是要比普通方案贵10-20%？ 答：不一定，因为要看整个系统成本，也可以不冗余，如果出问题就退出问题模块，少了一些容量和功率也OK，如果不想退出就冗余配置，它的电压有调节范围，不会因为一个模块的退出就垮掉。 问：华为为什么没有做高压级联？ 答：华为以前是做光伏逆变器的，只需要两频三频的技术，高压级联的技术要求更高，需要专业技术人员。 问：冗余配置要多配20-30%的直流侧，刚刚又说到一般系统效率是85%，算起来只要配不到20%就可以了，为什么设计院要多配30%呢？答：因为85%是一个较好的水平，很多厂家都是80-85%。 问：发展较快的省份的盈利模式是怎样的？ 答：1.湖南：（1）招标租赁为主，收取中间费；（2）最近加入了辅助电力市场。 2.新疆：（1）最近规划了很多大容量储能电站，鼓励强配政策；（2）鼓励新建储能。 3.青海：率先提出共享储能的概念，租赁服务。 4.现在宁夏等都有类似的政策：（1）保证小时数（2）参加辅助服务（3）给补贴（4）租储能。但光靠补贴难以为继，重要的是看辅助服务能给你多少参与份额。