国内大储市场发展近况与展望20240609

1、国内储能市场现状□过去两年，储能行业发展迅速，2022年市场关注度高，2023年发展逻 辑和业绩兑现良好，但市场对价格和增速存在疑虑。2023年储能市场进入高度竞争状态，集成价格从1.1元/Wh下降到0.5元/Wh以下，产品同质化严重。订单集中在头部企业，70-80 %的订单集中在前十位企业，尤其是雪季频道和中车远景等。头部企业通过定制开发元器件实现产品差异化，满足客户需求。行业内部分企业因不盈利退出市场，头部企业在价格内卷中占据优势。2、储能市场未来发展□储能在新型电力系统中至关重要，2024年储能市场蕴含巨大商机，应用场 景和盈利点良好。预计2024年储能市场装机和招标量将增长50-75%。新能源（如光伏、风 电）发电时效性强，储能系统在调节电力波动方面必不可少。国家要求新能源项目配置储能系统，促进新能源项目投资。3、台区储能□台区储能系统主要用于农网，解决农村用电时效性强、三相不平衡等问题。台区储能系统在广东、山东等地有示范项目，未来装机量将增加。4、储能系统价格和技术□电芯价格已接近成本价，未来价格可能平稳或小幅上升。储能系统集成价格已到极限，未来降本需依赖技术革新，如电压平台提升和电芯容量增加。提升电压平台（如从1500V到2000V）有助于提高系统效率和降低成本。 5、投资决策和收益□储能系统收益不明确，投资决策困难，收益率低于预期。独立储能项目在部分地区有较高收益，但大部分地区收益不佳。投资回收期长，收益不稳定，受天气和市场波动影响大。6、竞争格局□市场集中度高，头部企业占据主要市场份额，小企业因资金和技术限制逐步退出。小企业面临垫资压力和供应链价格劣势，未来将退出储能市场或转向细分领域。头部企业通过低价策略和资源交换占据市场优势。7、未来政策和市场预期□电改短期内难以实质性推动，储能市场仍需依赖政府和国企的投资。未来储能市场将继续增长，新的应用领域和技术创新值得关注。8、其他□海外市场竞争激烈，中国企业在海外市场占据重要地位。电芯品质差异明显，宁德电池品质最好，但价格较高。这些要点涵盖了会议中关于国内储能市场现状、未来发展、技术革新、投资决策 、竞争格局及政策预期等方面的重要信息。 Q&A□Q：今年国内大储市场的装机和招标量预计会有怎样的增长？A：我们预计今年国内大储市场的装机和招标量将会有50%到75%的增长。尽管外界认为储能行业 竞争激烈，许多企业退出市场，但储能的功能和需求依然存在，特别是在国家大力发展新能源的背景下。Q：目前储能市场的价格趋势如何？A：从去年到今年，储能市场的价格出现了显著下降。例如，去年整体集成价格在1.1元/Wh左右 ，而现在已经降到0.5元/Wh甚至更低。这种价格下降导致行业内的竞争加剧，许多小企业因无法盈利而退出市场。 Q：储能市场的同质化问题是否严重？A：是的，目前储能市场的同质化问题较为严重。大多数企业的产品在功能和外观上都非常相似。然 而，头部企业通过定制开发特定元器件，推出差异化产品，以满足客户需求，试图在同质化的市场中脱颖而出。 Q：储能行业的订单集中度如何？A：目前储能行业的订单高度集中在前十位的企业中，其中约70%到80%的订单集中在头部的六家企业。这些企业包括雪季频道和中车远景等，市场集中度非常高。Q：储能市场的未来发展机会如何？ A：尽管储能市场目前看起来竞争激烈，但对于头部企业来说，这是一个很好的机会。特别是在大型独立储能和风光资源配套储能领域，价格竞争虽然降低了毛利率，但也排除了许多竞争对手。在中国建立以风电和光伏为主要发电的新型电力系统的背景下，储能系统是至关重要的环节，未来发展潜力巨大。 Q：储能在新能源发电中的作用是什么？A：储能在新能源发电中起到关键作用。例如，光伏发电在特定时间段（如上午十点到下午两点）集中发电，但这段时间内的电能无法全部消纳，导致弃光现象。风电也存在时效性和不稳定性的问题。储能系统可以储存这些多余的电能，解决新能源发电的时效性和不稳定性问题。Q：新型储能在发电电力架构中的作用和必要性？A：新型储能在发电电力架构中起到调节作用，是必不可少的基础设施。国家层面会大力支持这个事情，甚至要求进行这种装机。今年的装机量一定不会少，因为光伏补电的价格和风机光伏组件价格都在持续下跌，这将进一步促进五大六小发电集团投资新能源项目。但是投资这些新能源项目，电网端一定要求配置一定比例的储能电站，以平稳电力波动。 Q：台区储能这个概念？ A：台区储能其实就是台区变压器下的储能系统，更多的是在农网下。农网的用电有强烈的时效性，比如农村早上需要开水泵喂鱼，用电需求就非常强。这就会造成台区变压器的三相不平衡，或者在广东地区，台区变压器末端有很多养鱼设备，如水泵，这些设备会造成无功功率不足。这些问题都需要我们采取储能的方式，采取变压器下去解决。 Q：台区储能是否必要，SVG和调压器是否可以替代？A：SVG只能解决无功补偿，调压器只能解决电压高低的问题。但是很多台区下是一种复合型的应用场景，比如农网的ABC三项，A项的负荷特别大，B项和C项没有用电，这造成了三项不平衡。同 时在这三项底下，比如广东那边挂了很多鱼塘，鱼塘上面有很多感性负载，会造成大量无功，需要补偿。这种事情是无法单纯用SVG或调压器解决的。储能可以解决复合型场景的应用。Q：目前台区储能的推广情况如何？A：台区储能目前处于刚刚起量的阶段，广东和山东地区有比较多的示范项目，陕西那边有三十多兆瓦时的台区储能项目。前段时间电网公司内部对这个资产的归属问题已经梳理通了，所以开始大规模推广台区储能，以解决农网以及低电压问题。 Q：今年储能的装机量预计会如何？新能源配储和共享储能的比例又会是怎样的？A：我认为今年的储能装机量一定不会比去年少，甚至增速会非常快。超过70%的项目，还是为了满足新能源并网需求去备案的项目。这部分更多的也是为了满足新能源指标能够顺利并网。这部分储能系统既有强配的性质，又可以有一定的市场行为去获利。Q：目前电芯的价格是否已经触及底部？未来的价格趋势如何？A：目前电芯的售价已经接近于其薄膜的成本价，大约在0.3元附近。根据12万元/吨碳酸锂的价 格基准，电芯的薄膜价格大概在0.3元左右，大部分一线厂家的售价在0.31到0.33元之间 ，利润空间非常小。我们判断目前电芯价格已经处于底部，未来可能会在这个阶段平稳，并有一定的上升浮动，但不会特别大。 Q：系统集成的价格是否也已经到了最低位置？A：目前1500伏系统、314安时的架构已经到了极限。比如中车的价格策略是只要挣一分钱就干 ，其成本大约在0.56元，扣除电芯成本约0.3元，其他成本加起来约0.2元，已经非常极限 。储能系统的降本没有出现革命性的技术革新，现阶段最直接的降本方式是电芯容量的变化和交流侧电压平台的上升。基于目前材料端和集成的成本，0.55元左右是盈亏平衡点，再往下降除非有技 术上的革命性创新。Q：电压平台从1500伏提升到2000伏的出发点是什么？A：电压平台提升的出发点主要有三个：一是单数电池容量的上升，二是单数容量上升后并联数量减少，从而降低环流风险，三是提升直流侧的能量转换效率。综合来看，未来2000伏系统是必然趋势 ，因为现有电芯容量已达上限，降本方向一定是从交流侧出发。我们也在研究碳化硅、氮化钾等元器件来匹配2000伏系统。 Q：客户对储能系统的需求趋势和痛点是什么？A：客户对储能系统的需求主要集中在系统价格、系统效率和电芯寿命几个指标上。现阶段，业主最大的痛点是收益不明确，收益率低于预期。很多五大六小的发电机在做投资决策时非常谨慎，很多项目在招标后不会开工建设，因为无法通过总公司的审核。现阶段，能够上独立储能项目的地区非常有 限，只有在有容量补贴或现货交易的地区，收益率才可能达到12%到13%。Q：目前储能电站的投资收益情况如何？A：目前储能电站的投资收益模式尚不明确，导致业主难以下定决心进行投资。技术上虽然没有太大问题，但由于新型储能系统运行时间较短，尚未超过三年，因此未来的收益情况难以预测。以一个投资四亿元的储能电站为例，项目公司本身没有足够的资金偿还贷款，利息负担较重，收益模式不明确是主要痛点。 Q：储能电站的年收益水平大概是多少？A：根据我们在宁夏的观察，储能电站的年收益大约在两千多万元。收益水平受多种因素影响，包括系统效率和调用情况。例如，在山西，储能系统的效率会影响容量电费的计算，进而影响收益。此外，收益还与天气和现货市场的峰谷差价有关，夏季峰谷差价较大，收益较高，而冬季差价较小，收益较 低。整体来看，单月收益波动较大，好的月份有300万元，差的月份只有100多万元，年均收益在两千多万元左右。 Q：目前储能市场的竞争格局是怎样的？小企业为何逐步退出市场？A：未来的储能市场将更加分化，主要分为三个梯队。三级梯队主要做一些细分领域的应用，如台区储能；二级梯队可能只能做一些工商业的储能；只有一级梯队的厂家，如阳光电源、海博思创等头部企业，才有条件做大型独立储能。小企业逐步退出市场的原因主要有：一是储能系统是一个大工程，需要大量的资金投入，而小企业的注册资本有限，垫资压力大；二是小企业对下游的回款周期没有把控力度，被供应商所拿捏；三是小企业的体量不大，对下游供应商的价格没有优势，无法像头部企业那样压低价格。因此，未来的储能市场将主要由大企业主导。Q：那么，对于这些小企业，他们未来的发展方向会是什么呢？A：对于这些小企业，他们未来可能会选择退出储能市场，或者转向工商业储能这个红海市场。但工商业储能面临的问题是买设备的人手，大部分人还是去做合同能源管理，这其实又是一个资金投入的问题。另外，一部分企业可能会选择出海做工商业储能或光储一体化。但海外市场从2024年开始， 也已经开始卷成了一个红海市场，价格也持续下跌。 Q：对于购网联储能未来的发展趋势，或者说国家会不会在电网侧更加推动购网联储能的发展，你有什么看法？A：购网联储能的应用场景可能更多偏向是漏网型的场景，如新疆西藏等地。国家肯定会去大力推这个事，但是这个应用场景非常有限。像我们一些东部区域就不太会去推这种购网型的储能系统，更多的是像新疆、西藏、西北区域、青海、甘肃等地区装了大量光伏，然后本身他的电网自身就很薄弱。这个时候就需要购网型的储能去临时充当一个电源去解决短时间内电网出现系统性风险的时候去顶上 去。Q：购网联储能在未来的发展中，会不会有其他的收益模式？ A：购网联储能本身也可以具备新能源消纳去做调空调频等功能，其实也增加了一部分收益来源，或者说是一部分的功能调节功能。Q：在储能市场的第一梯队中，主要的竞争要素是什么？会不会有玩家选择退出？A：在储能市场的第一梯队中，主要的竞争要素是资金和项目。由于项目的投入大，一旦开始做，就必须一直做下去，否则公司就无法维持。因此，一旦决定做这个事，就不可能退出。Q：中国国内市场的竞争要素是什么？A：中国国内市场的竞争要素主要有两个，一是价格，二是关系。价格是基础，但关系也非常重要，如果关系到位，价格稍高一些也可以接受。但是价格不能高出过多，否则会影响竞争力。另外，商务手段的运用也是一个重要的竞争要素。 Q：中国中车在国内大储市场的地位和成本如何？ A：中国中车在国内储能市场的地位很高，可以排在前三，甚至是第一或第二。他们的成本控制能力 强，可以做到非常低，采用的是低价策略。他们会通过大量的账期去消化自己的资金成本，同时利用中车这个平台与地方企业和政府进行资源交换，以获取项目。他们的商务能力也非常强。Q：中国中车的成本低是因为自己生产部分零部件，还是有其他原因？A：中国中车的成本低主要是通过转嫁资金成本实现的，他们会将资金成本转嫁给下游。他们可能更多会去外采，外采的成本其实是低，他们通过比如说账期的这种形式去转移他的一个资金的一个成本。另外，他们可能也会有一部分自研的设备，虽然价格高，但他们可以以成本价甚至稍微亏一点的价格卖给你，把毛利做到中车这个储能板块去。Q：电力公司做大储项目的主要方式是什么？是一充一放还是两充两放？主要是风电套利还